Аналитика



Услуги по защите товарных знаков и договоров окажет патентный поверенный

allmarks.ru

Методы исследования скважин и обработки результатов при стационарных режимах фильтрации газа

ГЛАВА IV

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА

IV. 1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах и позволяет определить следующее.

Зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье.

Изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах.

Условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины.

Технологический режим работы скважин с учетом различных факторов.

Коэффициент гидравлического сопротивления труб.

Эффективность таких ремонтно-профилактических работ, как интенси4 икания, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, установка мо-сгсв, замена фонтанных труб и др.

Исследование проводится согласно заранее составленной программе работ. В зависимости от обустройства промысла подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине согласно схемам, показанным на рис, 1.1, 1.2.

Освоение скважины проводится согласно положениям, приведенным в главе I. Исключение составляют только специальные исследования, как, например, исследования, проводимые для изучения влияния накопления и выноса жидкости в пласте и на забое на продуктивную характеристику скважины, влияния прорыва воды к скважине и др.

Перед началом исследований методом установившихся отборов давленге на устье скважины должно быть статическим рст- Как правило, исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии выбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штупере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в фонтанных трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скез-жину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления давления до рСт также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления).

Для герметичных скважин, отвечающих требованиям Госгортехнадзора, замер давления в межколонном пространстве необязателен.

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рис. IV. 1.

Исследование скважин проводится не менее чем на 5—6 режимах прямого и 2—3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, тем пер ату ры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индикаторной линии при стационарных режимах фильтрации показан на рис. IV.2,

При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимоз обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции.    &

При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для сравнительно сухого газа и скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем.


Рис. 1V.2. Характерный график исследован if я газовых скважин при стационарных режимах фильтрации*


Ход: 1-6 - прямой: 1^-3^ -

обратный


Рис. IV.1. Изменение давления при исследовании скважины на одном режиме


При наличии значительного количества влаги в продукции забойное давление по замерам на устье скважины в фонтанных трубах определяется приблизительна с использованием соответствующих коэффициентов сопротивления с учетом количества влаги в добываемом газе.

Если скважина перед началом испытания работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до рст. затем измерить давление, температуру с целью определения пластового давления.

При наличии возможности образования столба жидкости на забое необходимо пользоваться глубинным манометром.

При испытании газоконденсатных скважин для определения количества конденсата на различных режимах желательно использовать двухступенчатую сепарацию газа. Такая работа выполняется при помощи передвижных установок, если исследуемая скважина не подключена к промысловому пункту подготовки газа.

В разведочных и эксплуатационных скважинах достоверность получаемых результатов существенным образом зависит от конструкции скважины и забойного оборудования. Полный цикл испытания на стационарных режимах фильтрации можно осуществить лишь при всестороннем использовании существующих средств для испытания скважин. Поэтому на месторождениях со значительной мощностью и неоднородностью продуктивного разреза в неизученных частях залежи в отдельных разведочных и эксплуатационных скважинах фонтанные трубы следует спускать до кровли пласта.

Количество теплоты, потерянное газом, если считать, что на участке dx процесс теплопередачи совершается при постоянном давлении, можно определить по формуле

dq = OpCpdt,    (2.74}

где Q — расход газа; р — плотность газа; Ср теплоемкость газа при постоянном давлении.

Решая совместно (2.73) и (2.74), разделяя переменные и интегрируя уравнение в пределах от 0 до х и от t0 до fx (где f0 — начальная температура газа в газопроводе; tx — температура газа в газопроводе на расстоянии х), получаем

<Х    X

QpCpdt = -KnD[t - f_)dx; \-*L. = J™L\dx. р    Р    j t-t ОрСр J

»о    о

Окончательно формулу Шухова получим в виде

+    (2.75)

В зависимости от температуры, давления газа и наличия жидкой влаги в газопроводе можно определить условия образования гидратов. Температура газа рассчитывается по формуле Шухова, которая учитывает лишь теплообмен газа с грунтом. Более точная формула, учитывающая не только теплообмен с окружающей средой, но и эффект Джоуля —Томсона, а также влияние рельефа трассы, имеет вид

* = *о + (*„ - ?о)е - Ц----;    (2-?6)

}    <р    Ср1

KnD

Ф =

рОСр

где t, t0 — температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; tH начальная температура газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки;

D, — коэффициент Джоуля —Томсона; ри р2 давление, соответственно в начале и конце газопровода; 1 — длина газопровода; Az ~ разность отметок конечной и начальной точек газопровода; Ср теплоемкость газа при постоянном давлении; К коэффициент теплопередачи в окружающую среду; D — диаметр газопровода; р — плотность газа; О — объемный расход газа.

Для горизонтальных газопроводов формула (2.76) упрощается

-Х1р

I,-с


Рис. 2.10. Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода:

1 — измеренная температура; 2 — температура, вычисляемая по формуле (2.77); 3 — температура грунта


( = (,+(t.-ge'"-D,?L-b —•    (2.77)

/ ф

Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта (рис. 2.10).

2.3. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА

2.3.1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Пористость

Одна из важнейших характеристик пористой среды — пористость, измеряемая коэффициентом пористости. Под пористостью обычно понимают наличие пор, трещин и каверн в объеме породы, не заполненных твердым веществом. Для аналитического выражения пористости вводится понятие "коэффициент пористости” или "коэффициент трещиноватости” (для трещиноватых пород).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости m называют отношение суммарного объема всех пор Q в некотором элементе пористой среды ко всему видимому (геометрическому) объему породы V

штанти* QC

Рис. 4.4. Номограмма для определения равновесной точки росы газа при его контактировании с растворами ДЭГа

с ростом удельного расхода раствора ТЭГа. По результатам анализов максимальное количество извлеченного углеводородного конденсата составило 0,24 % от объема ТЭГа.

Наличие ароматических углеводородов в конденсате повы-

Рис. 4.5. Номограмма для определения равновесной точки росы газа при его контактировании с растворами ТЭГа

шает его растворимость в гликолях и, следовательно, способствует увеличению потерь как гликоля, так и конденсата.

Исследования [48] показали, что при орошении 91,3 %-ным ДЭГом в количестве 17 л/1000 м3 газа поглощение ароматических углеводородов составляло 1,32 % объема. Следует указать, что поглощение ароматических углеводородов ДЭГом отрицательно влияет на его осушающую способность.

Влияние ароматических углеводородов на осушающую способность растворов ДЭГа экспериментально изучено И.И. Бородиной. В опытах раствор ДЭГа с определенным содержанием ароматических углеводородов контактировал с влагосодержащим газом. Затем определяли уменьшение концентрации раствора чистого ДЭГа и ДЭГа, содержащего различные количества ароматических углеводородов. В качестве носителя ароматических углеводородов использовали газовый конденсат, содержащий 27,5 % бензола, 39 % толуола, 6 % ксилола и 27,5 % предельных углеводородов.

Эксперименты показали, что растворение в ДЭГе 0,4 %

Согласно правилам разработки в зависимости от характеристики пористой среды для текущих и специальных исследований выделяется специально оборудованная группа скважин, в которых глубина спуска фонтанных труб, оборудование забоя клапанами-отсекателямн и др. не препятствует проведению дебито-метрии, термометрии и других глубинных контрольно-измерительных работ.

IV.2. МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

В процессе испытания скважины на стационарных режимах измеряются дебиты газа, температура и давление на головке фонтанных труб и в затрубном пространстве. При этом давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на каждом режиме работы. Величины их используются для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной линии.

Уравнение притока газа к забою совершенной скважины, характеризующее зависимость потерь энергии пласта 2плр\) от дебита газа, имеет вид:

(IV.1)

р1л~ PI = aQ + 6Q2,

где

_ ^n^tzTпл | Rk .

~ 7lkhpaTTет Rc

(IV-2)


, _ Рст2Рлт^пл / _1___!_ \ .

\ Rc    RK )

а, b — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины: рпл. Рз — соответственно пластовое и забойное давление, кгс/см2; Q — дебит газа г.ри рат и Гст, тыс. м3/сут; (.1 — коэффициент динамической вязкости газа при рпп и Тпл, сП; k — проницаемость пласта, Д; А — эффективная мощность, м; рст — плотность газа при рат и ТС7; I — коэффициент макрошероховатости; RK, Rc— радиусы контура питания и скважины соответственно, м.

При обработке результатов испытания используют различные радиусы: скважины, контура питания или круговой непроницаемой границы, приведенные скважины и внешней границы возмущенной области, условные, дренажа и др. Погрешность при определении RK и Rc связана с гидродинамическим несовершенством скважины, изменением геометрии забоя в процессе эксплуатации, неизвестной формой границы дренируемой зоны, неоднородностью пласта, продолжительностью работы скважин до испытания и в процессе исследования, разнодебит-ностыо скважин и др.

При практических расчетах значение Rc берется по радиусу долота, которым вскрывался продуктивный пласт. Для педеформируемых коллекторов, эксплуатируемых скважинами с открытым забоем, величина Rc по долоту соответствует истинному радиусу скважины.

Если скважина несовершенна по степени и характеру вскрытия, то Rc в фор-

1C' +Г* \

муле (IV.2) надо заменить приведенным радиусом скважины /?с. пр —Rсе    »

что эквивалентно замене несовершенной скважины совершенной с радиусом /?с. „р, меньшим, чем Rc. Для определения Rc, пр необходимо знать коэффициенты несовершенства по степени Сг и по характеру С2 вскрытия.

Если в процессе эксплуатации скважины происходит разрушение пласта и вынос частиц на поверхность, то текущий радиус скважины RC,T можно оценить по формуле    _

*» - /с -X. » №+^)+<iv-3>

где Лвс. эф — вскрытая эффективная мощность, м; ф — средняя концентрация песка в'газе, %; EQ — суммарный отбор газа за рассматриваемый отрезок времени, м3; т — коэффициент пористости пласта; D—диаметр колонны, мм; Нп — суммарная мощность песчаных пробок за рассматриваемый отрезок времени, м.

Для получения простых расчетных формул внешняя граница влияния работы скважины принимается в виде окружности с радиусом RK. Погрешность при замене фактического контура влияния скважины эквивалентной окружностью радиуса RK ие очень велика.

Так, например, при замене = 750 м на 250 и 500 м, коэффициент а изменяется на 12 и 4,5% соответственно. Как правило, RK определяют как половину

1 "

расстояния между исследуемой и соседними скважинами по формуле RK -=— V /,•

Zn i=i

(где п — число соседних скважин; li — расстояние между i'-й соседней и исследуемой скважинами) без учета неоднородности пласта, производительности (депрессии), расположения соседних скважин, а также продолжительности работы до начала и в процессе исследования соседних и испытываемой скважин и др.

При пуске каждой скважины вокруг нее образуется непрерывно растущая область распределения давления, имеющая форму логарифмических кривых, начало которых — у стенки возмущающей скважины, а конец с течением времени удаляется от нес. Внешняя граница возмущенной области служит контуром питания на данный момент времени с начальным пластовым давлением и называется приведенным радиусом влияния Rnp, который для стационарных задач заменяется на RK. В однородном пласте область влияния одиночной скважины имеет форму круга. При одновременной работе с одинаковым постоянным дебитом равномерно расположенных в однородном пласте скважин образуется установившаяся область влияния, которую можно заменить эквивалентным кругом с радиусом RK.

Если испытывается скважина, расположенная на перазбуренной площади, или скважина, которая окружена остановленными скважинами, в которых забойные давления восстановлены полностью, то при обработке результатов исследования испытываемой скважины величина RK заменяется на 7?Пр и определяется по формуле

Дпр =Rc+ 1,772 /W,    (IV.4)

где t — продолжительность работы исследуемой скважины на данном режиме, с; х = kpnJiim — коэффициент пьезопроводности пласта (проводимости давления), характеризующий тип перераспределения давления, см2/с; k — коэффициент проницаемости, Д; т — пористость пласта; ji — коэффициент динамической вязкости, сП. Значение к можно оценить по результатам промыслово-геофизических и лабораторных исследований.

Этот способ определения радиуса границы возмущенной зоны не учитывает дебит скважины.

Условным радиусом Ryc называется расстояние от скважины до точки пласта, в которой в данный момент достигнуто заранее заданное отношение текущего пластового давления к начальному. Установлено, что Ryc изменяется прямо пропорционально корню квадратному из пьезопроводности] пласта у. и промежутка времени t, отсчитываемого с момента пуска скважины.

Условный радиус влияния скважины (в м) можно оценить по формуле

/    Y.I

/

У


RyC


kh р\    1    ’    (IV.5)

0,135(1 - б5)— — — + 0,67

Ц Рат <3

тде рн, par — соответственно начальное пластовое и атмосферное давления, кгс/см2; Q — дебит газа, тыс. м3/сут; t — время работы, ч; б = ртн — наперед заданное условное отношение текущего и начального пластового давлении.

Коэффициент пористости для осадочных пород колеблется в широких пределах. В среднем для гранулярных коллекторов он составляет 15 — 20%, для трещиноватых — 5—10%.

Коэффициентом открытой пористости т0 принято называть отношение объема сообщающихся между собой пор к объему образца V

ш0 = ~ • 100.    (2.79)

Открытая пористость, как и абсолютная, включает весь объем пор, занятый как газом, так и связанной водой. Количество связанной воды зависит от проницаемости (рис. 2.11),

Эффективной пористостью т3 для газоносных пластов следует называть отношение объемов занятых газом, через которые возможно движение газа при данном режиме фильтрации, к объему образца V

^ ¦ 100. (2.80)

Пористость горных пород является основной характеристикой наряду с геологическими характеристиками для подсчета запасов газа и разработки месторождения. При проектировании, разработке и подсчете запасов газа необходимо учитывать, что пористость горных пород изменяется как по вертикали, так и по площади.

Средний коэффициент пористости пласта определяется, исходя из пористости по отдельным скважинам, ее распределения по площади пласта, а также из карт равной пористости. По каждой скважине находится средняя пористость, исходя из ее распределения по толщине пласта.

Рис. 2.11. Зависимость во-донасыщенности от проницаемости для коллекторов различного типа:

1 — мелкозернистые пески; 2 — среднезернистые пески; 3 — крупнозернистые пески, известняки, доломиты

Проницаемость, 10~* мкм2

Наряду с пористостью вводится понятие просветности (площадной пористости), под которой понимается отношение площади просветов о>п в некотором сечении пористой среды ко всей площади этого сечения ш.

Просветность измеряется коэффициентом просветности

л = (ои/со.    (2.81)

Можно доказать, что в данной точке пласта просветность равна пористости (л = т).

Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред; он не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для описания пористой среды за характерный размер следует принять некоторый средний размер порового канала d или отдельного зерна пористого скелета.

Под идеальным грунтом понимается модель пористой среды, поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными осями. Фиктивным грунтом называется модель пористой среды, состоящая из шариков одинакового диаметра. Эффективным диаметром частиц, слагающих реальную пористую среду, называется такой диаметр шаров, образующих фиктивный грунт, при котором гидравлическое сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном фиктивном грунте, одинаково. Однако на практике эффективный диаметр зерен определить трудно (особенно для сцементированных песчаников).

Для определения геометрической структуры пористой среды, существенно влияющей на фильтрационные параметры, кроме пористости и эффективного диаметра, нужны дополнительные объективные характеристики. Одной из таких характеристик является критическое число Рейнольдса.

В 1956 г. Ю.П. Коротаевым было введено понятие коэффициента емкости коллектора, представляющего собой произведение эффективной пористости на эффективную толщину (Л1ЭЛЭ), и его целесообразно определять по каждой скважине.

Пористость пород обычно определяют в лабораторных условиях по кернам. Найденное таким образом значение ее в последующем служит в качестве эталона для расшифровки электрокаротажных данных. Когда пористость по кернам и электрокаротажу определить затруднительно (например, для трещиноватых пород), то ее оценивают лишь по результатам гидродинамических исследований скважин.

Рис. 4.6. Зависимость давления насыщенных ларов чистых гликолей от температуры

конденсата практически не влияет на его осушающую способность. При растворении в ДЭГе 5 % конденсата его осушающая способность снижается почти в 2 раза. При дальнейшем увеличении растворения конденсата в ДЭГе его осушающая способность резко снижается, и раствор ДЭГа перестает осушать газ, когда количество растворенных в нем ароматических углеводородов составляет свыше 20 %.

Водные растворы ЭГа по сравнению с растворами ДЭГа и ТЭГа имеют более низкую температуру замерзания, большую степень предотвращения гидратообразования при одинаковых концентрациях, меньшую вязкость при рабочих температурах осушки и более низкую растворимость в углеводородном конденсате, что снижает их потери за счет растворимости в конденсате.

ЭГ имеет экологическое преимущество перед ДЭГом и ТЭГом: при попадании в водоемы он подвергается полному би-алогическому разложению в отличие от ДЭГа и ТЭГа (см. табл. 4.6).

Существенным недостатком ЭГа является высокое давление насыщенных паров. Например, при температуре 20 ПС этот показатель для 99 %-ного раствора ЭГа в 2,5 и 7 раз выше, чем упругость паров ТЭГа и ДЭГа соответственно. По этой причине ЭГ не получил применения при противоточной осушке газа, так как его потери с газом были бы в несколько раз больше. Растворы ЭГа могут быть успешно использованы в качестве ингибитора на установках НТС.

Одно из важных свойств гликолей - снижение температуры замерзания при растворении в них воды. Благодаря этому свойству гликоли находят применение при приготовлении различных теплоносителей. Это качество гликолей имеет важное значение и для транспортировки газа. Дело в том, что газ на выходе из абсорберов обязательно содержит гликоль в паровой фазе и, как правило, в капельном виде. При снижении температуры газа в газопроводах гликоли поглощают дополнительную влагу из паровой фазы, что снижает их концентрацию в жидкой фазе. Это приводит к снижению температуры замерзания жидкой фазы, что предотвращает образование твердой фазы в газопроводах. Температуры замерзания водных растворов ДЭГа и ТЭГа даны в табл. 4.8 и 4.9.

Водные растворы ТЭГа имеют преимущества по сравнению с растворами ДЭГа и ЭГа. У триэтиленгликоля давление насыщенных паров меньше, чем у ДЭГа, следовательно, потери ТЭГа за счет уноса с осушенным газом и при регенерации будут меньше. ТЭГ при высокой степени осушки дает более значительное понижение температуры точки росы, чем ДЭГ. Кроме того, ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем диэтиленгликоль (164 вС).

Для осушки газа можно применять также изомеры пропи-ленгликоля:    1,2-пропиленгликоль СН3СНОН-СН2ОН и 1,3-

пропиленгликоль СН2ОН-СН2-СН2ОН. Из них наибольший интерес представляет 1,2-пропиленгликоль (ПГ). ПГ имеет очень низкую температуру замерзания - минус 60 "С, что дает возможность использовать его в условиях Крайнего Севера. Возможно также применение ПГ в смеси с другими гликолями.

Упругость паров ПГ при обычных температурах выше, чем у ЭГа, ДЭГаи ТЭГа. Следовательно, потери ПГ с обрабатываемым газом при одинаковых условиях будут больше, чем остальных гликолей. Подача в абсорбер переохлажденного раствора ПГ позволила бы снизить его потери с осушенным газом.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления при дпижепии газа в изотропном пласте к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине определяются из выражений

ап = a,* (in    Ci-f-    ;

(IV.6)

^=‘*(ж-ж+с>+с‘);

а* = 1\6цгр„Т пл/пккТсг; l* _ Рст2Рат^пл .

(IVJ)


2п*1Н*Тст

Ci, С3 и С2, С4 — коэффициенты несовершенства соответственно по степени и характеру вскрытия.

Коэффициенты несовершенства по степени вскрытия СА и Ся следует определять по формулам

с1=4-|п*+-!^-|пФ; с»=-=-’    <|V-8)

h    h    Rc    h

где Л — hBCih — относительное вскрытие пласта скважиной; б — 1,6 (1 —Л2); Rc RA — относительный радиус скважины.

Значения Сг для встречаемых в практике случаев приведены в табл. IV. 1. Для равномерно анизотропных пластов, горизонтальная и вертикальная проницаемости которых отличаются друг от друга, коэффициенты фильтрационного сопротивления несовершенной по степени вскрытия скважины определяются по формуле

а* , Rv—x а„ = — In —=—; v    h

, я._,    (IV6a)

In —=-

ba =b* ^ h_ ,

/iv In R

где v = VkB/kr —параметр анизотропии; kB, kг — соответственно вертикальная и горизонтальная проницаемости; х— 1 — Л; R = RjRc — безразмерный радиус.

Коэффициенты несовершенства по степени вскрытия в анизотропных пластах определяются по формулам

г 1 , RV — x -Сг In ——--In R;

v к

____(IV.8a)

C3=(Cx+lnR)/h In R.

Значительно сложнее точное определение коэффициентов несовершенства С2 и С4, вызванного характером вскрытия.

Величины С2 и С4 зависят от числа отверстий, тила перфорации, глубины и диаметра каналов, прочностных и фильтрационных характеристик пористой среды и др. При предположении сферического притока к полусфере, образующейся за цементным камнем, коэффициенты С2 и С4 можно оценить по формулам

С2 = kJnR0; С4 — hr/3n2R^,    (IV.9)

где R0 — радиус полусферы (каверны); п — число отверстий.

Анизотропность пласта значительно увеличивает коэффициенты, обусловленные характером вскрытия. Применение формулы (IV.9) к анизотропным пластам оправдано лишь при достаточно плотной перфорации.


Качество трещиноватых пород как коллекторов нефти и газа определяется значением раскрытия трещин, их числом, интенсивностью растрескивания горной породы или густотой трещин.

Трещинная пористость определяется отношением объема трещин к объему образца породы. Проницаемость трещиноватой породы зависит от трещинной пористости и степени раскрытия трещин.

Упругость и деформации горных пород

Горные породы обладают упругостью, т.е. способностью при изменении давления изменять свой объем. Продуктивные пласты до начала разработки подвергаются сжимающему давлению, равному разности горного и пластового давления газа, Пластовое давление в процессе разработки месторождения понижается, а горное давление остается постоянным. Это приводит к росту сжимающего давления, вследствие чего происходит некоторое уменьшение объема порового пространства, что может приводить к деформациям пласта и скважин.

Для оценки сжимаемости пород пользуются коэффициентом объемной упругости пласта который характеризует уменьшение объема порового пространства в единице объема породы при изменении давления на 1 МПа:

Рс-1 —.    (2.82)

V Ар

где V — начальный объем пласта; ДО — изменение объема порового пространства пласта при изменении давления на Др.

Значение pL. по экспериментальным данным изменяется в пределах 0,310~ь 2-10“6 1/МПа. Для оценочных расчетов Рс = 10 '6 1/МПа.

Коэффициент объемной упругости жидкости р =

" “ж

здесь ?1ж — объем порового пространства, занятый жидкостью; ДОж — изменение объема жидкости при изменении давления на Др.

Для воды рж — 4,5-10~6 1/МПа.

При совместном определении упругости горных пород и

воды водоносных пластов учитывается коэффициент упруто-емкости пласта

Р' = mf>w 4* Р,    (2.83)

где т — пористость в долях единицы.

Закон фильтрации Дарси и проницаемость горных пород

Для добычи промышленных количеств газа при эксплуатации газового месторождения необходимо, чтобы газоносные пласты были не только пористыми, но и проницаемыми, через которые осуществляется движение газа и жидкости (фильтрация).

Проницаемостью горных пород называют способность породы пропускать сквозь себя жидкости и газы.

Движение газа и жидкости в пористых средах описывается с помощью уравнений фильтрации.

Основной характеристикой фильтрационного движения является вектор скорости фильтрации v, который определяется массовым расходом и делится на полную площадь, а не на ее часть, занятую порами. Поэтому очевидно, что скорость фильтрации не является действительной средней скоростью движения в живом сечении фильтрационного потока. Скорость фильтрации v имеет размерность скорости (м/с) и обладает свойствами вектора.

Между скоростью фильтрации v и действительной средней скоростью движения w существует связь. При условии равенства пористости т и просветности п имеем

v — mw.    (2.84)

Поскольку 0 < т < 1, то из (2.84) следует, что скорость фильтрации v меньше действительной средней скорости течения флюида w.

Таким образом, при введении скорости фильтрации рассматривается некоторый фиктивный фильтрационный поток, в котором расходы через любое сечение равны реальному расходу флюида, поля давлений фиктивного и реального потока идентичны, а сила сопротивления фиктивного потока равна реальной силе сопротивления. При этом принимается, что скорость фильтрации непрерывно распределена по объему и связана со средней скоростью действительного движения равенством (2.84).

Основное соотношение теории фильтрации — закон фильтрации — устанавливает связь между вектором скорости

Вязкость водных растворов гликолей растет с увеличением концентрации растворов и давления, уменьшается с повышением температуры. При вязкости выше 100 сП снижается интенсивность процесса массообмена между водяными парами и растворами, в результате чего не достигается равновесие между фазами.

Для снижения вязкости растворов гликолей к ним можно добавлять органические растворители, которые не должны способствовать образованию пены. Растворители должны быть гигроскопичными и иметь более низкую вязкость, чем гликоли. Растворителями могут служить бензоловый, фенилэтиловые, ароматические и циклические одноатомные спирты, гомологи циклогексана; гетероциклические одноатомные спирты - гомологи тетрагидрофурфуролового спирта; водорастворимые моноэфиры полигидроспиртов и т.д. В качестве разбавителя может использоваться также метанол.

Следует отметить, что перечисленные реагенты не отвечают многим требованиям, предъявляемым к осушителям. Некоторые из них более летучи, что приводит к повышенным потерям реагентов, некоторые плохо регенерируются и т.д. Поэтому их применение на практике носит единичный характер. Добавление к диэтиленгликолю низкомолекулярных гликолей, таких как ЭГ и ПГ, снижает вязкость и температуру застывания его растворов. Согласно данным [4], раствор, состоящий из 50 % ЭГа и 50 % ДЭГа, при температуре -5 °С имеет вязкость 100 сП. Температура застывания такого раствора составляет -38 “С. С таким абсорбентом процесс осушки можно вести при низких температурах контакта, что, в свою очередь, позволит снизить унос гликолей с осушенным газом и повысить эффективность использования холода окружающей среды.

Контроль качества гликолей. Следует отметить, что необходим постоянный контроль pH растворов гликолей, значение которого должно находиться в пределах 7,0-8,5. При pH > 8,5 повышается стабильность эмульсии гликоля с углеводородами и увеличивается вероятность вспенивания раствора. Снижения pH раствора можно добиться, добавляя в него борную, угольную или фосфорную кислоту.

Снижение на одну единицу значения pH указывает на окисление гликолей и увеличение скорости коррозии оборудования из стали в среднем в два раза. Интенсивность коррозии можно контролировать по содержанию железа в растворе. При содержании железа в растворе более 0,5 % происходит процесс активной коррозии. Для снижения коррозионной активности гликолей в раствор добавляют такие нейтрализаторы, как бура, триэтаноламин, фосфат калия, меркаптобензотиазол И т.д.

Самоокисление гликолей. Гликоли способны к самопроизвольному окислению кислородом воздуха при невысоких температурах. Самый стойкий к окислению - этиленгликоль. ДЭГ и ТЭГ из-за наличия эфирных групп больше склонны к окислению.

Процесс окисления ускоряется в присутствии веществ, способных генерировать радикалы, и замедляется при добавке антиокислителей. Конечный продукт самоокисления ДЭГа - муравьиная кислота и формальдегид. Кроме того, образуются вода, этиленгликоль, гликолевый альдегид, глиоксаль и диокса-лан.

В нейтральной и щелочной средах, а также при pH < 1,5 скорость самоокисления низкая. При pH = 2,5-4,5 скорость самоокисления возрастает в 15-20 раз.

Для снижения окисления можно использовать химические реагенты; например, при добавлении в раствор гидрохинона 0,1 % от массы гликоля его окисление практически прекращается.

Хранение и транспортировка гликолей. Специфические физические свойства гликолей (гигроскопичность, относительно высокая вязкость) и способность к самоокислению требуют соблюдения определенных условий при их хранении и транспортировании. Длительно хранить гликоли следует при возможно более низкой температуре. ЭГ, ДЭГ и ТЭГ рекомендуется хранить при температуре не ниже -4 “С, а тетраэтилен-гликоль, пропиленгликоль и дипропиленгликоль - не ниже +2 °С. Сроки хранения согласно действующим стандартам и техническим условиям для гликолей, не имеющих добавок ан тиокислителей, установлены в зависимости от сорта или марки; для ЭГа 5-12 мес., ДЭГа 3-6 мес. и ТЭГа - 6 мес.

Емкости для хранения гликолей должны иметь теплоизоляцию и устройство для обогрева, так как гликоли при низких температурах обладают большой вязкостью, что затрудняет их перекачивание. Эти емкости могут быть изготовлены из обычной стали, При этом стены емкостей должны быть покрыты лаком на основе фенольных или винильных смол.

При длительном хранении гликолей емкости рекомендуется изготавливать из нержавеющей стали или алюминия. Трубопроводы, арматуру и насосы для перекачивания гликолей выполняют из легированной стали или алюминия и его сплавов.

Показатели пожароопасности. Гликоли являются пожаро-и взрывоопасными (табл. 4.10).

Арс

4

. 14000

- и

12000

- 22

10000

- 20

8000

- 18

Б000

- 16

то

- 14

2000

- 12

L w

100    300


Q, /лыс. м У сут

Рис. IV.3. Зависимости Лр2 от Q (/) и Q от Q (2)

Зависимость р~плр~3 от Q по формуле (IV.1), называемая индикаторной линией, показана на рис. IV.3. Для определения коэффициентов а и b применяется несколько методов.

IV.2.1. Графический способ определения а и Ъ при известном пластовом давлении

По результатам испытания скважины для каждого режима вычисляют {Pi1л—Р з)/9* по полученным значениям строят график в зависимости от Q (см.рис. IV.3). Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на оси ординат, коэффициент Ь — как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

1V.2.2. Численный метод определения а и Ь при известном пластовом давлении

Коэффициенты а и b определяются по формулам

п    п    гг    п

i=l


i=l


*=1


i=l


а


(1V.10)


i=1

i=l


Ар‘

~Q


n    / n    \2

*? V- E Q]

i=1    \/=l j

где Ap- = p~nnp\\Nчисло режимов. Суммы берутся по всем измеренным зна чениям Ар2 и Q.

IV.2.3. Графический метод

определения а и Ь при

неизвестном пластовом

давлении

В тех случаях, когда по каким-либо причинам пластовое давление определить невозможно, результаты исследования можно обработать графическим способом в координатах:


(IV.ll)


i=1


N


1=1


i=1


b =



200 т 600 800 1000

Q;Qn+Qit тыс.м3/сут

Z


1


pit—р\п

- (Qn + Qi),

QnQi

где1= 1,2,3, ..., m\n — порядковый номер режима; m — общее число режимов.

Рис. IV.4. Зависимости (рпЛ Рз)/^ от Q (О

Р3(РЗп И Q _Q ¦ от (Qn + Q,) (2)

Результаты испытания, обработанные в этих координатах, располагаются по прямой (рис. IV.4), отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и имеющий угол наклона к оси абсцисс с тангенсом, равным Ь.

IV.2.4. Численный метод определения а и b при неизвестном пластовом давлении

Коэффициенты а и b при неизвестном пластовом давлении можно определить по формулам

1=1 ~ 1=1 1=1 /=1

а =

л ? «* + <?, )2-1 = 1

*=1


(IV.12)

«2    '’-S «¦+«> Б

- 1=1    (=1 i=1

(IV.13)


о =- -^-

N^iQn+Qi)2-

Ё ю»+«<)

/=1


f = l

где N — число сочетаний, определенное по формуле N = 2](гп — 1)- По формулам (IV. 12) и (IV. 13) вычислять коэффициенты рекомендуется только при наличии большого числа точек (15—20), так как в противном случае точность полученных значений будет очень низкой.

Определив а и b описанными в п. IV.2.3 и IV.2.4 методами, можно вычислить пластовое давление по формуле

rnJl = Vpl+aQ + bQ~-

(IV.14)


IV.3. ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНОЙ ЛИНИИ

В результате правильно проведенных испытаний скважины должна быть получена связь между перепадом давления лр\ и дебитом Q, выражающаяся двучленной формулой (IV. 1). Иногда получаемая зависимость отличается от двучленной. Это вызывается неточным определением пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на забое и погрешностей определения реальных коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Испытания в этих случаях необходимо повторить. Если это невозможно, следует использовать приближенные методы обработки результатов исследования.

IV.3.1. При испытаниях пластовое давление полностью не восстановилось

Рассмотрим случай, когда после остановки скважины перед ее исследованием давление на забое не восстановилось до истинного и отличалось от него на вели-чину 6j, т. е.

Рт =РЙл+«1-    (IV.15)

Здесь р'пл — измеренное пластовое давление.

фильтрации и тем полем давления, которое вызывает фильтрационное течение.

Согласно закону Дарси уравнение фильтрации24

=    (2.85)

Ах к

где др — перепад давления на длине Эх\ ц — вязкость газа; к — коэффициент проницаемости; v — скорость фильтрации.

Заменяя скорость фильтрации через v-Q/F и Ор = ~ ОатРат' согласно закону Бойля — Мариотта, получаем следующее выражение:

у _    тРат t    (2.86)

Fp

где О — объемный расход газа при давлении р; F — площадь поперечного сечения образца; Оат — объемный расход газа при давлении рат,

_^Р _ ц Оатрат Эл к Fp

Подставляя полученное значение v согласно (2.86), разделяя переменные и    принимая, что    рат =    0,1033    МПа,    интегрируем

уравнение (2.85)    в    пределах от Р] до    р2 и    от    0 до L

Р2    I

-|рЭр-    (2.87)

и получаем

р11=Ш±а    (2.88)

кР

Решая уравнение (2.88) относительно к, получаем формулу для определения проницаемости по газу

к = 2ц?°атРат ,    (2.89)

FAp2

где ц. — вязкость газа; L — длина образца; QaT — расход газа; рат — атмосферное давление; F — площадь поперечного сечения образца; Др = pf - pi — перепад давления.

Тогда проницаемость к выражается в м2.

При определении проницаемости пород при движении жидкости через образец пользуются формулой для линейного закона фильтрации Дарси вида

v =    ,    (2.90)

u F

откуда, заменяя аналогично v - —, получаем формулу для определения проницаемости

к = °±,

FAp

где О — объемный расход жидкости; р, — вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Лр — перепад давления на образце длиной L.

За единицу проницаемости длительное время была принята единица, соответствующая расходу жидкости в 1 см3/с, вязкостью 1 сП через поперечное сечение образца площадью 1 мг при перепаде давления 1 ата по длине 1 м. В настоящее время в литературе в качестве единицы проницаемости используется величина, равная 10" 12 м2 = 1 мкм2, которая в честь французского инженера А. Дарси называется дарси. Для многих горных пород проницаемость обычно меньше 10~12м2, поэтому часто пользуются единицей величины, равной до 10-15м'2 (тысячная доля дарси — миллидарси (мд).).

К высокопроницаемым породам относятся пески, песчаники, галечники, конгломераты, пористые и трещиноватые известняки. Глины, глинистые мергели, сланцы и плотные известняки относятся к низкопроницаемым породам, которые могут служить покрышками для газовых месторождений и подземных хранилищ газа. Глины и сланцы обладают довольно высокой пористостью, но проницаемость их крайне низка, так как они состоят из чрезвычайно мелких частиц.

Значение коэффициента проницаемости горных пород определяют в лабораторных условиях по кернам и на скважинах в результате гидродинамических исследований.

Обычно применяют понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически не зависит от природы пропускаемой жидкости или газа и характеризует только физические свойства породы.

Токсические свойства гликолей

Гликоль

ЛДзо при введении через рот (крысы), мл /кг

Допустимая доза при введении через рот (крысы), г/кг

Продолжительность испытаний, сут

ЛДзд при кожной аппликации (кролики), мл/кг

ЭГ

ДЭГ

ТЭГ

ПГ

Н р им еч а

через рот, котор но - резорбтнвн ая

7,4

28.3

28.3 34,6

ние. ЛД50 - кол!

юе приводит к гибе доза гликоля при

0,28

0,18

0,33

1ЧССТВО гликоля, м

ли 50 % животных контакте с жидхост

30.0

30.0

30.0

1л на 1 кг живой

в пределах до 14 с ъю в течение 24 ч.

20,0

11,9

20,0

20,0

массы, принятое ут; ЛД50 - кож-

Физиологические действия. Гликоли относятся к веществам с относительно низкой токсичностью. Вследствие незначительной летучести гликолей при пребывании человека в среде, насыщенной парами водных растворов гликолей, отравления организма не происходит. Токсические свойства гликолей приведены в табл. 4.11.

Длительное пребывание в среде, насыщенной парами эти-ленгликоля, вызывает раздражение глаз, верхних дыхательных путей, повышенную сонливость, кратковременный наркоз.

С ростом молекулярной массы гликолей их вредное воздействие на организм человека снижается. Смертельная доза эти-ленгликоля при приеме его внутрь составляет около 1,4 г на

1 кг массы человека.

Предполагается, что в организме этиленгликоль подвергается окислению по следующей схеме:

этиленгликоль - гликолевый альдегид - гликолевая кислота - глиоксалевая кислота - щавелевая кислота - глиоксаль.

Токсическое действие диэтиленгликоля слабее, чем этилен -гликоля. Однако при приеме внутрь он тоже представляет большую опасность. Смертельная доза для человека составляет 15-100 мл.

ТЭГ менее токсичен, чем ДЭГ, что объясняется меньшим значением его давления насыщенных паров.

Пропиленгликоль в отличие от этиленгликоля практически не токсичен, не опасен при вдыхании паров и случайном приеме внутрь.

Экспериментальными данными определены следующие предельно допустимые концентрации гликолей в воздухе рабочей зоны: для этиленгликоля - 0,1 мг/м3, для диэтиленгликоля -0,2 мг/м3. Для ТЭГа ПДК не определена, так как считается, что установление норм* для него необязательно в связи с малой летучестью и низкой токсичностью.

4.2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЛИКОЛЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В КАЧЕСТВЕ ОСУШИТЕЛЯ

В настоящее время для осушки природных газов на месторождениях России в основном используется раствор ДЭГа. Применение ТЭГа носит единичный характер. Хотя известно, что за рубежом ТЭГ нашел более широкое применение, в первую очередь, благодаря низким потерям его на установках осушки газа и ряду других технологических преимуществ.

В настоящее время в России имеется возможность производить для нужд газовой промышленности триэтиленгликоль. Следовательно, снимается ограничение в применении ТЭГа из-за его дефицитности.

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора и т.д.

Ниже приводится сравнительная оценка этих и ряда других показателей ДЭГа и ТЭГа, необходимых при выборе осушителя для установок осушки газа [171.

Депрессия по точке росы. В табл. 4.12 приведены данные, характеризующие глубину осушки газа водными растворами ДЭГа и ТЭГа, полученные с использованием кривых точка росы - растворы гликоля - температура контакта (см. рис. 4.4 и 4.5).

Сравнивая данные из табл. 4.12 с требуемой глубиной осуш-Табли ца 4.12

Равновесная точка росы гааа по влаге при его осушке растворами ДЭГа и ТЭГа

Температура контак

98 %

-ным

99 %

-ным

99,5 %-кым

та, *С

ДЭГ

ТЭГ

ДЭГ

ТЭГ

ДЭГ

ТЭГ

5

-24,0

-31,5

-31,7

-38,0

-36,0

-44,0

10

-20,6

-27 И

-28,5

-35,3

-34,5

-41,7

20

-14,4

-20,0

-21,7

-28,4

-27,8

-35,0

30

-6,2

-13,3

-15,2

-22,5

-21,7

-27,8

35

-2,4

-8,0

-11,5

-18,5

-18,8

-25,1

40

+0,7

-5,0

-9,2

-15,8

-15,8

-23,0

Уравнение индикаторной линии имеет вид:

p'n*-pl=aQ+bQ*-AnJl,    (IV. 16)

Лпл = 2Рплб1 + 6Г Формула, наиболее удобная для обработки результатов, имеет вид:

Р* 2 —    Д

*пл Гз =a+bQ--^L.    (IV.17)

Индикаторная линия, т.е. зависимость р^п—    от    Q    представлена на

рис. IV.5, а результаты обработки в координатах (р^* —pg)    Q от    Q    —    на рис. IV.6.

200 400 600 900 Q, шыс. м3/суш

32

•    «от

^ е;

16

^ +

•    со

^ 8


’2 2 Рпл Рз 2000


О


х—

/1

/

f

.

(

200 400 600 800 6?, гпыс.м3/с|/т

it    Jm

Рис. IV.5. Зависимость рплр3 от Q

Рис. IV.в. Кривые обработки исследования скважин.

1 — (рпл рз “Ь ^пл)' Q от Q; 2 (рПл Ра}/® от Q

Графически коэффициенты а и b определяем следующим образом: находим отрезок, отсекаемый на оси ординат, равный Дпл, и представляем результаты в координатах (р'п2р\-\- Дпл)/(? от Q. Получаемая прямая отсекает на оси ординат отрезок, равный а. Тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс равен Ь.

Истинное пластовое давление

Л,Л=1Л« + ДШ,-

Если пластовое давление неизвестно, можно задаться какой-либо произвольной величиной р'пл и обработать результаты испытания по изложенной методике.

IV.3.2. Забойное давление не стабилизировалось

Предположим, что при различных режимах забойное давление не стабилизируется и отличается от истинного в каждом из режимов на одинаковую величину б3, т. е.

Рз=л;-б2.    (iv.18)

Индикаторная линия в этом случае имеет вид, показанный на рис. IV.7, и описывается уравнением

pln-p'3*=aQ + bQ*-Ar    <1УЛ9>

где

Индикаторная линия не проходит через начало координат и отсекает на оси ординат величину Д302рплб2 -J- 6|, из которой, зная рпл, можно оценить б2 но

формуле    -_

^2    j/~ ^пл+ ^зО ^ПЛ‘


(IV.20)

Индикаторная линия, обработанная в координатах (р?лP'32)/Q ~~ Q> ПРИ‘ ведена на рис. IV.8 и описывается уравнением

(IV.21)

Результаты испытаний обрабатываются следующим образом.

|>ис. IV.8. Зависимости (of,Л -Рз 2)/q от Q (У) II

(Р?м-Рз2+Дз)/<3 от Q (2)

Строят индикаторную линию в координатах р2 л — р'2 от Q и определяют А 0

как отрезок, отсекаемый на оси ординат при Q = 0.

По найденному Д30, используя формулу (IV.20), вычисляют б2.

По известному 62 и формуле (IV. 19) находят Д3 для каждого режима.

Тогда в координатах (р?л— р'-' -[- Д3)/ф— Q получается прямая (см.

рис. IV.7), отсекающая на оси ординат отрезок, соответствующий коэффициенту а. Тангенс угла наклона прямой равен Ь. На практике встречаются случаи, когда 62 величина переменная, причем она, как правило, увеличивается с ростом дебита скважины.

1V.3.3. Коэффициент гидравлического сопротивления труб неизвестен

Если коэффициент гидравлического сопротивления труб неизвестен, следовательно, забойное давление определено приближенно, то обработку индикаторной линии следует проводить по формуле

(IV.22)

Рпл“фад =aQ+(6+e) Q\

где

О = 1,377/.    (е25    —    1).

0,03415pL гсрТ ср


S -


D5

Порядок определения и размерности параметров, входящих в формулу (IV.22), приведены в главе III.

Результаты исследования обрабатывают в координатах (р^л—Pye2S) н

0>L-Pye2S)/Qот <?•

2.3.2. УСЛОВИЯ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА

При решении различных задач по фильтрации газа и жидкости, таких как обработка результатов исследований скважин и проектирование разработки месторождений природного газа, применяется двучленный закон, в котором зависимость между градиентом Эр/Эх и скоростью фильтрации v представляется в виде

где |л и р — соответственно динамическая вязкость и плотность флюида; к и 1 — соответственно проницаемость и макрошероховатость пористой среды.

Двучленный закон (2,91) считался физически наиболее обоснованным, универсальным и справедливым для любых значений скоростей (дебитов), встречаемых на практике. Таким образом, если уже при весьма малых скоростях начинается действие закона (2.91), то тем самым исследования верхней границы применимости закона Дарси теряют смысл.

Умножая левую и правую части уравнения (2.91) на

получаем выражение двучленного закона в безразмерном виде

(2.92)


иг =-+ 1,

Re

где \|/ — коэффициент гидравлического сопротивления,

1 Ър Y РИ &

Re — число Рейнольдса,

(2.94)

В координатах \|/ и Re уравнение (2.92) для любых пористых сред представляет единственную кривую (гиперболу). Умножая левую и правую части (2.92) на Re, получаем

которая в координатах \|Же и Re для любых пористых сред представляет единственную прямую, отсекающую на оси отрезок, равный 1, и тангенс угла наклона прямой и оси Re также равен 1.

Решение уравнения (2.91), как известно, приводит для одномерной прямолинейной фильтрации газа к формуле

Pi - Pi - аО+ЬО2,

(2.96)

(2.97)

(2.98)


где

Q ^М^-Рдт

kF

_ ^-Рдт Рат .

1F2

L и F — соответственно длина и площадь поперечного сечения образца пористой среды; р, и р2 соответственно давление на входе и выходе из образца пористой среды; О — дебит газа при рат; рат и рвт соответственно давление и плотность газа при атмосферных условиях.

Тогда (2.96) с учетом (2,97) и (2.98) будет

Re = О -.    (2.99)

а

В настоящее время согласно (2.96) рекомендуется обрабатывать результаты исследований кернов и находить значения

к и I.

Если обратиться к истории возникновения формулы (2.91), то первоначально Форхгеймером (1910 г.), предложившим двучленный закон, Линдквистом (1933 г.), М, Маскетом (1937 г.), М.А. Великановым (1945 г.), Э.Б. Чекалюком (1947 г.) указывалось, что формула (2.99} справедлива при числах Re выше критических. В дальнейшем двучленный закон в виде (2.91) и (2.92) стал применяться без ограничения пределов его действия, тем самым область применения его была распространена на весь встречаемый диапазон изменения чисел Re.

Е.М. Минскому принадлежит основная роль теоретического обоснования универсальности двучленного закона (2.91) и расширения диапазона его применения. Указывается, что характерной отличительной особенностью фильтрации является то, что квадратичное сопротивление инерционного происхождения возникает при любых скоростях движения, и двучленный закон считается физически наиболее обоснованным ки газа для северных газопроводов, можно указать, что при пониженных температурах контакта оба гликоля могут быть использованы практически с одинаковой технологической эффективностью. Что касается высоких температур контакта и высоких концентраций растворов, то преимущество ТЭГа очевидно. Особенно важное значение это преимущество имеет в летние месяцы, когда не удается охлаждать газ ниже температуры 25-30 С.

В табл. 4.12 приведены теоретические данные. В условиях УКПГ практически никогда не достигается равновесная осушка газа. Следовательно, потребуется раствор более высокой концентрации, получение которого затруднительно.

В тех случаях, когда невозможно охладить газ ниже температуры 25-30 °С, очень трудно достичь осушки газа до точки росы -10 "С и ниже с использованием растворов ДЭГа. Например, при давлении 4,0 МПа и температуре контакта 30 “С для осушки газа до точки росы -16 °С (эквивалент точки росы -10 "С при давлении 7,35 МПа, необходимой по ОСТ 51.40-83) требуется раствор ДЭГа массовой концентрации 99,2 % (с учетом реальных условий процесса не менее 99,5 %). По ряду причин (износ оборудования, отсутствие эффективной системы очистки раствора гликоля от ингредиентов, недостаточная степень вакуумирования и т.д.) в условиях производства такая степень регенерации раствора практически трудно достижима. В то же время для осушки газа до такой глубины достаточно использовать раствор ТЭГа массовой концентрации 98,4 % (с учетом реальных условий процесса не менее 98,6 %), что легко достижимо. Требуемый уровень остаточного давления в системе составит не ниже 400 мм рт. ст.

Потери гликолей. Важным преимуществом ТЭГа является низкое давление его насыщенных паров, которое обеспечивает меньшие потери ТЭГа с осушенным газом в паровой фазе. По этой статье снижение потерь ТЭГа может составить 0,2-

1,5 г/1000 м3 в интервале температур 10-20 *С, наиболее характерных для установок осушки газов северных месторождений. Эта цифра более существенна при температурах контакта 30 °С и выше и может составить 3-4 г/1000 м .

Равновесные потери гликолей могут определяться с помощью номограмм, приведенных в приложениях.

Следует отметить, что основные потери гликоля приходятся на долю капельного уноса реагента с осушенным газом. Этот показатель определяется только на основании опыта промышленной эксплуатации абсорбционных установок осушки газа.

Как было указано выше, в отрасли отсутствует промышленный опыт использования ТЭГа для осушки газа. В литературе [26] описан опыт применения ТЭГа на полупромышленной установке производительностью 3,8-4,0 тыс. мэ/ч. Испытания проводились на одной из установок Ставропольского края. Эксперименты велись при давлении 4,7-5,3 МПа и температуре контакта 26-34 "С.

Суммарные потери ТЭГа составляли не более 5 г/1000 м3. Эта цифра в 3-4 раза меньше, чем на лучших промышленных установках осушки газа раствором ДЭГа.

Во второй половине 1996 г. на месторождении Тарко-Сало установки осушки газа были переведены с ДЭГа на ТЭГ. За 1996-1997 гг. общие потери гликоля на установке снизились в два раза.

Регенерация насыщенных растворов. ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем ДЭГ (164 'С). Благодаря этому возможна регенерация раствора ТЭГа без применения вакуума до массовой концентрации 98,1 %. В то же время для ДЭГа этот показатель при регенерации без вакуумирования системы составляет 96,7 % (масс.). Такими растворами гликолей при температуре контакта 25 ’С в условиях равновесия газ можно осушить до точки росы -18 и -1 *С растворами ТЭГа и ДЭГа соответственно. Практически глубина осушки газа будет значительно выше. Отсюда следует, что в случае неэффективности работы системы вакуумирования при осушке газа раствором ДЭГа невозможно будет получить кондиционный газ. В то же время при осушке газа ТЭГом особых проблем не возникнет.

Возможность нагрева ТЭГа до более высоких температур имеет еще одно преимущество, связанное с выделением растворенных углеводородов из раствора. Дело в том, что в газах северных месторождений содержатся конденсаты, имеющие более высокие температуры кипения, чем температура регенерации гликолей. Поскольку раствор ДЭГа нельзя подогревать выше 164 ’С, часть конденсата останется в насыщенном растворе, что будет ухудшать его поглотительную способность. В случае использования ТЭГа благодаря более высокой температуре регенерации остаточное количество конденсата в регенерированном растворе будет меньшим.

Наличие конденсата в регенерированном растворе снижает его осушающую способность, усиливает вспенивание гликоля, что может привести к увеличению его потерь.

Температура в испарителе блока регенерации в случае использования ДЭГа и ТЭГа поддерживается равной 160 и 190 "С соответственно (при одинаковом остаточном давлении 200 мм

Таблица IV.2 Результаты исследования и обработки при неизвестном коэффициенте сопротивления труб

Ре

жим

я

35

о

Ci. ы

t

S

ф

CL

О

S *

с5 о

П О U

Q. К *

Q.

тыс.м*

2

Р з

с* я о.

1

с;

см С Q.

СМ СП

CL

1

сч с

о.

СУ

2 2S Руе

со

см

4)

СМ

О.

1

со

см

0

СМ

d

1

о» с са.

О

сут

1

213.8

243.2

100

61 600

900

9

61 100

1 400

14

2

207.8

244.3

200

59 700

2 800

14

57 700

4 800

24

3

197.7

238.3

300

56 800

5 700

19

52 300

10 200

34

4

183.3

230.0

400

52 900

9 600

24

44 900

17 600

44

5

163,1

219.1

500

48 000

14 500

29

35 500

27 000

54

Полученная при этом прямая отсекает на оси ординат отрезок, равный а. Тангенс угла наклона этой прямой равен 6+0.

Пример. Определить коэффициенты сопротивления а и b + 0 в скважине с исходными данными: рпд = 250 кгс/см*. давления на забое, замеренные глубинным манометром, и на устье, а также дебиты на пяти режимах приведены в табл. IV.2.


Рис. IV.9. Обработка результатов исследования*

данные показаны на рис. IV.9. Как видно из рис. IV.9, зависимость рпл — руе от Q

более крутая, чем кривая РпЛ —Рз от Q- Прямые (р„лp23)/Q н (р„л — Ру e2S)/Q от Q

отсекают на оси ординат отрезок, равный а, но тангенс угла наклона этих прямых соответственно равен b и Ъ + 0.

IV.4. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ОЧИЩЕНИЯ И СКОПЛЕНИЯ ЖИДКИХ И ТВЕРДЫХ ЧАСТИЦ НА ЗАБОЕ И В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ

Если в процессе испытания газовых скважин происходит очищение призабойной зоны, то коэффициенты а и b уменьшаются от режима к режиму. При значительном улучшении фильтрационной характеристики призабойной зоны индикаторная линия проходит через начало координат и имеет выпуклость к оси ординат. В этом случае для более правильного определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b необходимо испытание проводить и в обратном порядке, т. е. от больших дебитов к меньшим и по результатам обработки обратного хода найти значения а и Ь.

Если в процессе испытания происходит накопление жидкости и твердых частиц от режима к режиму, то коэффициенты а и Ь увеличиваются, и индикаторная линия, проходящая через начало координат, более крутая, чем при отсутствии накопления примесей в процессе исследования скважины прямым ходом. Истинное значение коэффициентов фильтрационного сопротивления в условиях накопления можно определить путем применения физических или химических методов удаления жидких и твердых частиц. Если накопление жидкости и твердых частиц вызвало очищением призабойной зоны от бурового раствора и связано с низким дебитом, то перед началом испытания скважину следует продувать на большом дебите.

IV.5. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ ИНДИКАТОРНЫХ ЛИНИЙ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ РЕАЛЬНЫХ СВОЙСТВ ГАЗА ОТ ДАВЛЕНИЯ

В большинстве случаев для обработки результатов испытания скважин методом установившихся отборов используют формулы, при выводе которых коэффициенты динамической вязкости |х и сверхсжимаемости г приняты постоянными. При высоких пластовых давлениях пл ^ 150 кгс/см2) и больших депрессиях (Рз/Рпл < 0,9) допущение о постоянстве ц и z приводит к искажению вида индикаторных линий, неправильной их интерпретации и к неточному определению параметров пласта. В таких случаях следует пользоваться формулой, учитывающей изменение реальных свойств газа от давления

(IV.23)

где    _

Др = Рпл — Рз; Н'Ср = № (Рпл) -Ь Ц (Рз)]/2{Х (Рпл);

Рпл. Рл — соответственно пластовое и забойное давления, кгс/см2; Q — дебит газа. тыс. м3/сут; а и Ь — коэффициенты фильтрационного сопротивления; jacp — среднеарифметический относительный коэффициент динамической вязкости; Ц (Рпл)» l-i (Рз) — коэффициенты динамической вязкости при пластовом и забойном давлениях соответственно, определяемые согласно п. 11.4.3, сП.

По результатам испытания скважин вычисляют Дp/Q и (?/цСр и строят графическую зависимость в координатах Дp/Q — (?/|iCp-

Тангенс угла наклона полученной прямой равен b и отсекаемый ею на оси ординат отрезок равен а.

При известном а определяется проводимость пласта:

kh   18,4259paTz (рпл) Тпл |п _^к_    ^jy 24)

М- (Рпл)    Q-PhtlTct^O    Ri

где г (Рпл) — коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях; а0 — коэффициент, определяемый по формуле

Яо = Рср/РплИ1 (Рср) 2 (Pcp)l    (IV .25)

Рср = (Рпл ~Ь Рз)/2;

Ц (Рср) (Рср)/ц(Рпл); z"(Pcp) = 2ср)/г (рпл).

и универсальным. Поэтому Е.М. Минский считал, что сама постановка вопроса о наличии двух режимов фильтрации неправомерна, и если уже при весьма малых скоростях начинается действие закона (2.91), то тем самым исследования верхней границы применимости закона Дарси теряют смысл. Одновременно известны многочисленные экспериментальные исследования, проведенные различными авторами, по определению верхней границы применимости закона Дарси. Различными авторами в зависимости от выражения линейного размера в числе Re приводятся формулы, разные по виду, различные диапазоны верхней границы применимости закона Дарси. При этом указывается, что, обрабатывая результаты экспериментальных исследований в координатах 1д\|/ от lg Re, происходит плавное отклонение от закона Дарси, т.е. без четких границ существования различных режимов фильтрации.

Таким образом, наблюдается противоречие: либо справедлив на всем диапазоне изменения чисел Re двучленный закон, либо существует верхняя граница применимости закона Дарси. Раскрыть это противоречие только проведением гидродинамических исследований пористых сред не представлялось возможным. Поэтому для раскрытия этого противоречия и проверки справедливости двучленного закона Ю.П. Коротае-вым был предложен акустико-гидродинамический метод исследований пористых сред (АГДМ). Сущность АГДМ состоит в одновременном измерении при фильтрации гидродинамических и акустических характеристик. При АГДМ исследований наряду с измерением средних значений давлений и расходов определяли общую интенсивность возникающего аэродинамического шума I и распределение его по частотам / на выходе из пористой среды. При фильтрации жидкости акустические характеристики измерялись вдоль всей боковой образующей образца.

Были поставлены и проведены специальные прецизионные экспериментальные исследования многочисленных естественных и искусственных пористых сред с применением АГДМ, характеризующихся различными параметрами к и 1. Для их проведения использовалась специальная экспериментальная установка, которая была модифицирована в целях получения ламинарного потока на входе газа в исследуемый керн.

Исследования с применением АГДМ проводились под руководством Ю.П. Коротаева в широком диапазоне изменения скоростей (расходов), по ряду кернов снималось до

20 — 40 точек25. Обработка экспериментальных исследований осуществлялась как в координатах Ар2 и О, так и в безразмерных параметрах ^ от Re и yRe от Re. Специфической особенностью при проведении исследований была задача получения результатов как при малых скоростях фильтрации (а при их обработке иногда требовалось растягивание масштаба по оси скоростей), так и при относительно высоких скоростях, когда имеет место отклонение от закона Дарси.

На практике для определения проницаемости, как известно, исследования проводятся только при малых скоростях или даже всего при одной скорости фильтрации, как это следует согласно инструкции но исследованию кернов. Большинство экспериментаторов при гидродинамических исследованиях пористых сред обращали главное внимание на необходимость получения результатов в широком диапазоне высоких скоростей, а не моделирования условий, встречаемых в промысловой практике. При таком подходе начальный участок удельной индикаторной отсутствует либо может быть легко пропущен.

На получение достоверных значений влияли и выбранные масштабы обработки результатов. Примеры обработки результатов исследований кернов приведены на рис. 2.12. В последующем с учетом высказанных соображений были обработаны результаты практически всех известных в литературе экспериментальных исследований пористых сред, выполненных ранее другими авторами. Например, были дополнительно обработаны результаты исследований кернов, выполненных Г.Ф. Требиным, которые подтвердили полученные рзультаты.

Результаты исследований АГДМ показали, что при малых скоростях фильтрации кроме фона практически отсутствовал аэродинамический шум.

С увеличением скорости фильтрации вначале отмечались отдельные акустические импульсы, возникающие, по-видимому, при турбулентном движении флюида в отдельных поро-вых каналах без нарушения закона Дарси, при дальнейшем увеличении скорости ширина спектра по частотам расширялась и далее оставалась практически неизменной. С ростом скорости фильтрации аэродинамический шум возникает, по-видимому, в реальных пористых средах не одновременно во всех поровых каналах. Вначале избирательно в отдельных

р, мм рт. ст.

Гликоль

р, мм рт. ст.

Гликоль

ДЭГ

тэг

ДЭГ

ТЭГ

1

91,8

114,0

60

174,0

201,5

5

120,0

144,0

100

187,5

214,6

10

133,8

158,1

200

207,0

235

20

148,0

174,0

400

226,5

256,6

40

164,3

191,3

760

244,8

287,3

рт. ст.). При регенерации ДЭГа разница между температурой разложения и рабочей температурой системы составляет не более 4 "С. При регенерации ТЭГа этот показатель равен 16 “С. Следовательно, режим регенерации ДЭГа более уязвим по части разложения реагента. Отсюда следует, что потери ДЭГа от термического разложения будут больше, чем ТЭГа (при нарушении технологического режима установки).

Для глубокой регенерации растворов ДЭГа и ТЭГа требуется создать в системе вакуум, уровень которого может определяться по данным табл. 4.13.

Для достижения температуры кипения ДЭГа, не превышающей температуры разложения (164 °С), необходимо в системе создать вакуум на уровне 40 мм рт. ст. В то же время при этом вакууме температура кипения ТЭГа составляет 191 вС, что на 15° ниже температуры его разложения.

4.3. ОБЩАЯ ОЦЕНКА ПРОЦЕССА АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА В СИСТЕМЕ УКПГ - ГТС

Наличие в газе избыточной влаги ставит ряд серьезных проблем при транспортировании газа. В процессе обработки и транспортирования газа за счет снижения температуры в системе происходит конденсация водяных паров и, следовательно, образование в ней водного конденсата. Последний образует с компонентами природного газа гидраты. Отлагаясь в газопроводах, гидраты уменьшают их сечение, а иногда приводят к аварийным остановкам. Кроме того» наличие воды в системе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырьевом газе кислых компонентов. Общие вопросы, связанные с осушкой газа и влиянием некачественной подготовки газа на показатели газотранспортных систем, описаны в работах [5, 7, 10, 12, 14, 16, 20, 21, 25].

В связи с изложенным природные и нефтяные газы перед подачей в магистральные газопроводы и в цикле переработки подвергаются осушке.

Выбор способа осушки газа зависит от состава сырья. Для осушки тощих газов применяются абсорбционные и адсорбционные процессы. При наличии в газе конденсата переработка газа осуществляется с применением низкотемпературных процессов. При этом на стадии охлаждения газа происходит конденсация водяных паров за счет снижения равновесной влаго-емкости газа.

Противоточные абсорбционные процессы, в первую очередь, применяют для осушки тощих газов, т.е. газов, не содержащих тяжелые углеводороды выше пороговой концентрации. Здесь под определением “пороговая” подразумевается такая концентрация углеводородов, которая не служит препятствием для нормальной транспортировки газа. Эти процессы используют также ири осушке кислых газов, газов после установок очистки их от кислых компонентов с применением водных растворов разных реагентов, а также при подготовке газов к низкотемпературной переработке и т.д.

Абсорбция паров влаги может осуществляться непрерывно (в насадочных колоннах) и ступенчато (в тарельчатых колоннах).

В насадочных колоннах массообмен между фазами происходит непрерывно вдоль всей поверхности контакта фаз.

В тарельчатых колоннах каждая ступень контакта действует как самостоятельная для противоточных потоков газа и осушителя. Контактирующие фазы стремятся к равновесию. Степень приближения к состоянию равновесия условно можно принять как эффективность тарелки или коэффициент полезного действия.

Из-за небольших соотношений расходов газа и жидкого осушителя решетчатые, ситчатые и подобные конструкции тарелок для абсорберов установок осушки газа нецелесообразны, так как возможны “провал" жидкости и снижение КПД тарелок.

Прямоточные абсорбционные процессы используются в основном на нефтяных месторождениях. Осушка газа производится в горизонтальных абсорберах. На месторождениях России (Тюменская область, Башкортостан, Дагестан и т.д.) нашли применение установки осушки производства б. ГДР. Производительность таких установок небольшая и составляет от 0,5 до 2,5 млн. м3/сут. Некоторые характеристики и область применения прямоточных процессов осушки газа приведены в работе [16].

Результаты исследования и обработки с учетом изменения реальных свойств газа от давления

Режим

р.у кгс/см2

Др, кгс/см2

Q.

тыс. м3/сут

Дер»

У/^ср

Ap/Q

1

262.2

57,8

600

0,902

666

0.0962

2

259.3

60,7

617

0,900

636

0,0986

3

254,2

65.8

647

0.898

720

0,1017

4

216.6

73,4

680

0,893

768

0,1070

5

213,9

76,1

698

0,887

787

0,1090

Ар/а

660    700    740    780 Q/jU.^


Рис. IV. 10. Обработка результатов исследования с учетом реальных свойств газа

Пример. Определить коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b с учетом изменения реальных свойств газа от давления при рпд = 320 кгс/см2, Тцд = 361,3 К и давлениях и дебитах, приведенных в табл. IV.3.

По данным табл. IV.3 построена зависимость Ap/Q от Q/|T (рис. IV. 10), по которой определены а = 0,03 и b = 0,0001.

IV.6. методика обработки индикаторной ЛИНИИ,

ПОСТРОЕННОЙ ПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Пользоваться индикаторной линией, построенной по данным эксплуатации, для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления следует тогда, когда в процессе обработки:

1)    не происходит разрушения призабойной зоны;

2)    газоносный пласт не обводняется контурной или подошвенной водой в области дренирования рассматриваемой скважины;

3)    насыщенность жидкостью призабойной зоны пласта практически не изменяется;

4)    нет необходимости проведения исследований по всему эксплуатационному фонду для контроля за изменением параметров пласта.

Приемлемость метода использования данных эксплуатации для построения и обработки индикаторной линии с целью определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и, следовательно, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и других параметров пласта подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями.

Исходными данными для построения индикаторной линии по данным эксплуатации могут служить все зарегистрированные на промыслах режимные изменения в процессе разработки как запланированные, так и случайные, вызванные необходимостью временного увеличения или уменьшения отбора из скважины с замером при этом давления и дебита газа.

Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважин, заключается в следующем.

Из имеющихся данных эксплуатации скважин выбирают минимум шесть-восемь различных режимов с известными пластовыми, забойными давлениями и дебитами. При этом чем больше число точек за выбранный промежуток времени, тем надежнее построенная индикаторная линия.

В случае отсутствия замера пластового давления на отдельных или па всех режимах, оно определяется по уравнению материального баланса. Как правило, изменение пластового давления в зависимости от отбора газа для каждого месторождения дается в проекте разработки и уточняется в процессе разработки.

В некоторых случаях индикаторную линию можно построить, используя карты изобар и приведя пластовое давление на соответствующую глубину рассматриваемой скважины.

Забойное давление определяется либо по имеющимся замерам на некоторых режимах, либо рассчитывается по устьевым давлениям в трубах или затрубном пространстве.

Выбранные режимы обрабатываются по двучленной формуле

А?

а


йр


Рис. IV.11. Обработка результатов исследования.


(IV.26)

40

30

20

10

0


где рпл (/«), Рз (ti) — соответственно пластовое и забойное давления, соответствующие времени /,•; i — индекс времени;

Q — дебит прн времени t{.

По изложенной методике была обработана индикаторная линия, построенная по данным эксплуатации одной из сква-жин Шебел и некого месторождения. Для сравнения дана индикаторная линия и ее обработка, снятая прн испытании этой же скважины. Результаты обработки показаны на рис. IV.11.

Кривые / и 1'—соответственно зависимости Ар2 и Дp-/Q от Q, построенные по данным испытания. Кривые 2 и 2' аналогичны кривым 1 и 1' и построены по данным эксплуатации этой же скважины. Из сравнения кривых Г и 2' видно, что коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по ним, близки (Я| = 12,5; а2 = Ю,5 и Ьг 0,07; Ь2 = 0,0730) и поэтому для контроля за изменением параметров пласта и производительности скважины можно использовать данные эксплуатации.

/ и 1' — соответственно зависимости Ар1 от Q и Ap2/Q от Q по данным испытаний; 2 и 2’ — зависимости Ар2 от Q и Ap2/Q от Q по данным эксплуатации соответственно


IV.7. методика исследования СКВАЖИН С ВЫПУСКОМ ГАЗА В ГАЗОПРОВОД

При испытании скважин с выпуском газа в газопровод диапазон изменения дебита по сравнению с дебитом, полученным при испытании в атмосферу, заметно сужается. Основная причина сужения диапазона изменения дебита скважин — давление, поддерживаемое в системе сепарации газа или газопроводе, куда после диафрагмы поступает газ. Ограничение, накладываемое противодавлением системы сепарации или газопровода, не всегда позволяет качественно снять индикаторную линию в скважинах в зависимости от продуктивности пласта и пропускной способности скважины и шлейфа.

Рис. 2.12. результаты исследований керна № 581 АГДМ. Проницаемость к — 0,0286 мкм2; макрошероховатость 1 — 2626Е 16 м; критический дебит 0R(I — 71,11 cmV с; г ~ номер режима; I ~ общая интенсивность

поровых каналах, число которых растет с ростом скорости фильтрации. Соответственно с этим изменяется получаемая спектральная характеристика, начиная с отдельных акустических импульсов в узком диапазоне, но это еще не отражается на режиме фильтрации.

Начиная с некоторой критической скорости, возникает спектральная характеристика аэродинамического шума, характерная по своей конфигурации только для данной пористой среды. При дальнейшем росте скоростей фильтрации ее конфигурация остается практически неизменной при одновременном росте общей интенсивности шума. С этого момента наблюдается отклонение от закона Дарси. Естественно, турбулентного течения в пористой среде в его обычном представлении, как это наблюдается, например, в трубах, т.е. движения, характеризующегося перемешиванием всего потока в целом при фильтрации, не может возникнуть. Но возникновение аэродинамического шума, с другой стороны, может быть объяснено возникновением в каждом поровом канале турбулентных вихревых течений, характеризующихся наличием пульсационных скоростей во времени.

С помощью АГДМ установлено, что для каждой пористой среды соответствует свое характерное распределение акустических сигналов по частотам. Это позволяет утверждать, что с помощью АГДМ получен новый динамический фильтрационно-акустический параметр, характерный для каждой пористой среды. В нем, по-видимому, находят отражение в интегральной форме пористость, проницаемость, фильтрационные параметры, связанные с отклонением от закона Дарси, микронеоднородность и др.

По всей вероятности, аэродинамический шум при фильтрации как бы отражает игру своеобразного “оркестра", состоящего из набора всех поровых каналов, входящих в образец пористой среды. При этом каждая пористая среда “играет'1 свою "мелодию” в зависимости от конфигурации распределения пор по размерам т, к, 1, vKpl других параметров и режимов течения.

Таким образом, вскрыт новый мощный инструмент для изучения внутренней структуры фильтрационных процессов на микроуровне, который дает возможность по-новому подходить к фильтрации газа и жидкости.

При отклонении от закона Дарси дальнейшее увеличение градиента давления сопровождается возникновением и ростом интенсивности ультразвуковых колебаний и самой пористой среды. Это способствует созданию условий для ее по-

Адсорбционные процессы используют как для подготовки “тощих” газов к транспортированию, так и для глубокой осушки газа, т.е. перед подачей газа на низкотемпературную переработку газа, например на установках получения гелия. Адсорбционные процессы нашли широкое применение также при осушке сжиженных газов, используемых в качестве моторного топлива или хладагента.

Как было указано выше, основной объем добываемого газа приходится на долю пластовой продукции сеноманских залежей. Ввиду незначительного содержания конденсата в этих газах (менее 1 г/м3) их подготовка к транспортированию производится абсорбционным способом. Несмотря на большой опыт эксплуатации этих установок, до последнего времени не была дана оценка процессу абсорбционной осушки в области влияния глубины извлечения паров воды из газа на показатели работы ГТС. В последние годы этот вопрос был освещен в ряде публикаций [7, 9-14].

При осушке газа абсорбционным способом в абсорберах газ насыщается парами гликоля, используемого в качестве осушителя. Равновесное содержание паров гликоля в газе зависит от температуры, давления и концентрации используемого для осушки раствора гликоля. Влияние состава газа на этот показатель незначительно, и потому при проектных расчетах этот фактор можно не учитывать.

На рис. 4.7 приведены кривые зависимости равновесного содержания паров ДЭГа (/) и ТЭГа (2У в осушенном газе от давления и температуры. Эти данные показывают, что снижение температуры всего на 1 “С при постоянном давлении проводит к уменьшению равновесного гликолесодержания газа. Следовательно, в системе образуется конденсационный гликоль. Отсюда следует, что при абсорбционной осушке газа его абсолютная точка росы равна температуре контакта при заданном давлении процесса.

Транспортирование газа сопровождается снижением его температуры и давления. Первый из этих факторов уменьшает растворимость гликоля в паровой фазе, а второй, наоборот, повышает этот показатель. При этом в районе северных газопроводов влияние первого фактора преобладает над вторым. По этой причине происходит конденсация паров гликоля в системе. В образовавшейся жидкой фазе растворяется также незначительное количество углеводородов. Следовательно, жидкая фаза будет содержать практически все компоненты транспортируемого газа. Снижение температуры газа даже на 1 *С приведет к конденсации паров гликоля и образованию в сис-

Рис. 4.7. Зависимость равновесного содержания паров ДЭГа (/) и ТЭГа (2) в осушенном газе от давления и температуры

теме жидкой фазы. Что касается фиксированных в ОСТах точек росы газа по влаге, при абсорбционной осушке они указывают на равновесное влагосодержание газа при заданной температуре.

Температура, °С


На рис, 4.8 показана зависимость количества гликоля, образовавшегося на участке газопровода между УКПГ и линейной КС, от режима работы абсорбера. При получении кривых рис. 4.8 давление в абсорбере принято равным 7,35; 5,5 и 3,5 МПа,


Рис. 4.8. Зависимость количества конденсационного ДЭГа в системе от режима работы абсорбера:

1 - р = 3,5 МПа; 2 - р - 5,5 МПа; 3 -р - 7,35 МПа

Предельное значение дебита, обусловленное характеристикой пористой среды и конструкцией скважины, при испытании с выпуском газа в атмосферу определяется по формуле

2(*+в)

При поддержании заданного после диафрагмы давления р2 в системе сбора и транспорта газа предельная производительность скважины будет определяться по формуле

— я + ЛГ & “г 4 (b -|- 0)    — P2e~S)

Q=    2    (й — 0)    '    (IV.28)

Входящие в формулы (IV.27) и (IV.28) коэффициенты фильтрационного сопротивления а, Ь и коэффициенты 0 и S определяются в соответствии с методиками, изложенными в главах III и IV.

Таким образом, если дебиты скважины, определяемые по формулам (IV.27) или (IV.28), будут соответствовать 80% максимума шкалы дифманометра, определяемого по формуле (IV.6), то при испытании скважины с выпуском газа в газопровод не возникнут причины, ограничивающие снятие конечного участка индикаторной линии.

Однако при отсутствии системы измерения дебита дифманометром в процессе исследования скважины с выпуском газа в газопровод в некоторых случаях возникают условия, ограничивающие снятие полноценной индикаторной линии. В целом эти ограничения возникают в следующих случаях.

Для снятия полноценной индикаторной линии необходимо снижение давления после диафрагмы практически до атмосферного. Этот случай, как правило, связан с продуктивностью пласта и пропускной способностью ствола скважины.

Минимальный дебит, измеряемый имеющимся дифманометром, из-за низкой его точности не позволяет качественно снять начальный участок индикаторной линии.

Эти недостатки могут быть устранены в следующих случаях.

В системе сбора газа и замера дебита отдельных скважин предусмотрена обводная линия для продувки газа на факел на режимах, требующих давления меньшего, чем давление в сборном пункте или в начале газопровода.

На замерном пункте установлен дополнительный дифманометр, максимальный расход которого должен соответствовать минимальному пределу измерения дебита имеющегося дифманометра.

Обычно на одном групповом сборном пункте встречаются скважины с различной продуктивностью. При установке на замерном пункте линии индивидуального замера дебита каждой из скважин должен быть предусмотрен расходомер на максимальную продуктивность самой высокодебитпой скважины. Этот дебит можно оценить по формуле (IV.27). Он должен составлять 80% максимума шкалы. Минимальный дебит, измеряемый этим дифманометром, принимается равным 30% максимума шкалы. При выборе дополнительного расходомера его максимальное показание должно соответствовать 30% расхода основного расходомера. Двойная система измерения перепада давления на замерном стенде позволит без замены диафрагм охватить требуемый диапазон изменений дебита при построении индикаторной линии.

Порядок проведения испытания скважин с выпуском газа в газопровод методом установившихся отборов заключается в следующем.

Оценивается дебит исследуемой скважины по формулам (IV.27) или (IV.28) по исходным данным, полученным предыдущими исследованиями. Если скважина исследуется впервые, то ориентировочно по данным соседних скважин, соответствующим по своим геолого-техпнческим данным исследуемой, а также с учетом данных ее продувки.

В зависимости от числа предполагаемых режимов полученный дебит скеа-жины равномерно делится на число этих режимов так, чтобы режим с максимальным дебитом соответствовал 80% максимума шкалы измерителя. Режимы, попадающие по дебиту ниже 30% шкалы залнра, должны быть исследованы другим дифманометром, максимум которого соответствует 30% первого.

Если исследования проводятся одним из ускоренных методов, то один из режимов, на котором требуется полная стабилизация всех параметров, выбирается емким, чтобы исключались возможность накопления в стволе скважины жидкостной или песчаной пробки, а также влияние упругих свойств пласта и пластового агента на характерную зависимость между дебитом и депрессией на пласт.

Если дебит скважины значительно ниже, чем верхний предел номинальной работы дифманометра на высокую производительность, то исследование на всех либо большинстве режимов проводится с расходомером на низкую производительность.

Измерение давления до диафрагмы и перепада давления можно осуществить как самим дифманометром, так и отдельными образцовыми манометрами синхронно с измерением давлений на устье и забое скважины.

Если дебит измеряется до сепарации, то влияние наличия влаги на дебит должно быть учтено согласно рекомендациям, приведенным в п. VI.3.1. и VI.3.2.

Если дебит измеряется после сепарации, то степень точности в пределах номинального интервала шкалы повышается.

Необходимое давление после диафрагм определяется предварительно с учетом устьевого давления, длины шлейфа и давления сепарации или транспорта газа и устанавливается путем использования штуцеров или регулируемых задвижек.

IV.8. методика исследования СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

11а большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе испытания скважин методом установившихся отборов возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят прежде нсего от состава газа, его влагосодержания, давлений по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды и др. Различия перечисленных параметров на разных месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительной газоносной мощностью и площадью.

Возможность образования гидратов в процессе испытания скважин на различных режимах значительно выше, чем при эксплуатации на заданном режиме, что связано с необходимостью изменения давления и дебита в большом диапазоне при исследовании^—----

Образование гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в шлейфе, штуцерах и диафрагмах приводит к осложнениям при испытании и большим погрешностям в полученных результатах.

Исследования без осложнений с применением и без применения ингибиторов гидратообразования должны быть проведены, исходя из глубины залегания и района расположения залежи, обусловливающих пластовое давление и температуру, с учетом состава газа и его влагосодержания, наличия и характеристик зоны многолетней мерзлоты и т. д.

Условия образования гидратов выражаются через равновесное давление и температуру гидратообразования рр и Тр. Возможность образования гидратов н призабойной зоне и по стволу скважины на различных режимах в процессе испытания можно исключить только при условии, что на всех предполагаемых режимах при исследовании устьевые давления и температуры будут выше, чем рр и Тр.

В зависимости от характеристики месторождения гидраты в призабойной зоне и в стволе скважины могут образоваться на всех или только на отдельных режимах. В условиях возможного образования гидратов, определяемых перечисленными в главе III способами,.качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) методом установившихся отборов достигается только при условии применения ингибиторов или забойных нагревателей. К основным ингибиторам, применяемым в газовой промышленности, относятся метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этилепгликоль, диэтиленгликоль, триэтнленгликоль) и т.д. Расход ингибитора определяется исходя из влагосо-

следующего разрушения. Таким образом, с влиянием акустического шума связаны разрушение пласта и вынос песка при эксплуатации скважин. Отсюда следует вывод, что для обеспечения надежной эксплуатации скважин без разрушения пласта их следует эксплуатировать при технологических режимах, не превышающих критический (энергосберегающий) дебит, т.е. максимальный дебит при отсутствии акустических колебаний пористой среды. Энергия акустических колебаний пропорциональна энергии, расходуемой на нарушение закона Дарси.

Отдельные интервалы спектральной характеристики шума, образуемого при фильтрации газа в порис той среде, отражают колебания газа в порах, другие соответствуют колебаниям самой пористой среды. Развитию этих работ посвящены исследования Б.М. Романовой, установившей характерные час-

Рис. 2.13. Результаты обработки исследований ряда кернов АГДМ:

/ - № 1343; 2 - № 25; 3 - № 1346; 4 - № 1207; 5 - № 9125; 6 - 1360

тоты, характеризующие деформацию пористых сред, Их определение представляет большой интерес для практики.

Результаты проведенных исследований четко показали, что при обработке в координатах и Re практически каждая пористая среда имеет свое критическое значение ReKp, которое соответствует верхней границе применимости закона Дарси. При этом в диапазоне изменений Re < ReKp справедлив закон Дарси, при котором практически еще отсутствует аэродинамический шум.

При Re > ReKp наблюдается отклонение от закона Дарси, сопровождаемое одновременно резким повышением интенсивности аэродинамического шума.

На рис. 2.13 представлены в координатах \|/Re и Re результаты обработки экспериментальных исследований различных пористых сред. Полученные экспериментальные зависимости между уи Re или \\rRe и Re могут быть при Re > ReKp представлены в виде

1 _ кр о

(2.100)


Re Re

или

Reiy = 1 — pReKp+ pRe

(2.101)


где р — постоянный коэффициент.

Зависимости (2.100) и (2,101), предложенные Ю.П. Корота-евым, названы, в отличие от (2.92) и (2.95), трехчленным законом. Значение (5 изменяется для различных кернов, но в первом приближении можно принять Р = 1. При малых скоростях фильтрации, когда Re < ReKp, справедлив закон Дарси

(2.102)

Эх к


или

14/ = 1/Re;

(2.103)


(2.104)


\|/Re — 1. При Re > ReKp из (2.100) получим

ikv v+?v2

_ М у _

дх к I


vkPv ^ . v

а температура контакта в интервале 10-30 "С. Во всех случаях принято, что газ осушается до точки росы -20 вС. Во всех вариантах давление и температура газа перед входным сепаратором КС равны соответственно 5,5 МПа и 0 "С. Однако известно, что в зимний период на этом участке газопровода газ может охлаждаться до температуры -4...-8 "С; следовательно, объем жидкой фазы может быть несколько больше.

Проанализируем показатели одного режима. Равновесное влагосодержание осушенного газа при давлениях 7,35; 5,5 и

3,5 МПа и точке росы -20 °С составляет 0,0262, 0,0309 и 0,0408 г/м3 соответственно. Эти числа значительно ниже, чем равновесное влагосодержание газа на входе во входной сепаратор линейной КС при давлении 5,5 МПа и температурах 0 вС (6 = 0,1136 г/м3) и -10 еС = 0,0566 г/м3).

Согласно кривым рис. 4.8 в газопроводе может образоваться гликоль в количестве 0,40-3,26 г/1000 м3. Это составляет 36-293 кг в пересчете на суточную производительность одной нитки газопровода. (При установлении равновесия в системе фактическое количество жидкой фазы в ней будет несколько больше, так как происходит поглощение паров влаги из газа.)

Таким образом, можно однозначно утверждать, что при подготовке газа к транспорту абсорбционным способом осушки на участке ГТС от УКПГ до КС магистрального газопровода (когда влияние снижения температуры на равновесное содержание гликоля в газе преобладает над влиянием снижения давления на этот показатель) образование жидкой фазы в системе неизбежно даже при полном отсутствии уноса жидкости из абсорберов в капельном виде. Если учесть, что из абсорберов происходит унос капельной жидкости с осушенным газом, то общий объем жидкой фазы будет значительно выше.

Несмотря на это, большинство применяемых приборов показывают точку росы газа по влаге -20 “С. Это связано с тем, что количество жидкой фазы в системе и концентрация в ней воды столь незначительны, что находятся за пределами чувствительности приборов [6, 10]. (Отметим, что при подготовке газа к транспортированию адсорбционным способом газ в линейную КС мог бы поступить исключительно в однофазном состоянии. Это в том случае, если бы он предварительно не контактировал с жидкими реагентами. Более того, газ был бы недонасы-щен водяными парами.)

Унос гликоля из находящихся в эксплуатации абсорберов не должен превышать 20 мг/м3. Следует отметить, что унос гликоля практически не может увеличивать остаточное влагосодержание газа. Это объясняется тем, что при охлаждении газа в МГ этот гликоль становится недонасыщенным относительно паров влаги, в результате чего происходит поглощение водяных паров капельным гликолем, т.е. доосушка газа. (Газопровод выполняет функцию прямоточного горизонтального массообменного аппарата.) Например, установлено, что при уносе ДЭГа в количестве 20 г/1000 м3 за счет снижения температуры газа в МГ до -2 *С из паровой фазы в жидкую перейдет 0,0013 г/м3 воды, что равнозначно дополнительной депрессии по точке росы по воде порядка 0,7 “С. При капельном уносе гликоля в количестве 10 г/1000 м3 эти цифры составят соответственно 0,0006 г/м3 и 0,3 "С. Таким образом, можно сделать вывод о том, что унос гликоля в газопровод не повышает точку росы газа по воде [8].

Следует отметить, что в случае снижения температуры в системе ниже температуры застывания гликоля, к примеру, до -9 ‘С (температура замерзания чистого ДЭГа), не произойдет застывание жидкой фазы. Как было указано выше, за счет изменения равновесных условий системы происходит поглощение паров воды гликолем. За счет этого концентрация ДЭГа в жидкой фазе снижается до 70-90 %. Температура застывания такого раствора составляет -22...-42 вС, что на 13-33 вС ниже температуры застывания уносимого из абсорбера ДЭГа. Отсюда следует, что охлаждение газа в ГТС не может привести к застыванию жидкой фазы. Во всех случаях разность температур застывания жидкой фазы и чистого гликоля (?э - О составляет не менее 20 вС, что гарантирует эксплуатацию объектов без вероятности образования твердой фазы в системе.

При предварительном контактировании газа (до установки осушки) с ингибитором, например, с раствором метанола, точка росы товарного газа по метанолу Тм не всегда будет соответствовать точке росы по воде Та, определяемой по его фактическому влагосодержанию. Когда Тн больше, чем Г„, абсолютная точка росы газа будет равна значению Тн.

За редким исключением, наиболее жесткий режим эксплуатации для газопроводов, берущих свое начало из северных месторождений, характеризует их головные участки. Условия транспортирования газа на последующих участках МГ менее жесткие. Отсюда следует, что при полном отделении жидкости на первой линейной КС, например, с помощью специальных фильтров-сепараторов, на последующих участках МГ обеспечивается однофазное транспортирование газа.

Влияние уноса гликоля на показатели ГТС. На установках осушки газа происходит унос абсорбента в виде капель в количестве 15-40 г/1000 м3, а в ряде случаев и выше. Рассмотрим

держания газа. Характеристика ингибиторов и их эффективность меняются в зависимости от их концентрации в растворе.

Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа. Критерии выбора ингибитора гидратообразования — его способность понижать температуру гидратообразования, его стоимость, растворимость в воде, температуру замерзания водчых растворов, вязкость, возможность регенерации на

промысле с минимальными потерями ингибитора.

Понижение равновесной температуры для метанола, этнленглико-ля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ) определяется по формуле

At =кС2'М (100 С2), (IV.29)

где С2 — весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М — молекулярная масса; k — коэффициент, определяемый экспериментально.

Значения М н k для метанола, ЭГ и ДЭГ призедены ниже.


Рис. IV. 12. Изменение количества растворенного метанола в сухих газах Мп _ (в мг/м*

на 1 пес. % метанола в водном растворе)


Ингибитор

Метанол

ЭГ

ДЭГ


М

32

62

106


150 р^гс/сн2


1295

1220

2430


Понижение равновесной температуры при применении хлористого по эмпирической формуле

М =0,0275 (С2)8.    (IV.30)


кальция можно определить


Количество ингибитора, вводимого в скважину, определяют исходя из влаго-содержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора:

Ян=~т^—(IV.31)


Сг


где <7н — расход нелетучего ингибитора, кг/1000 м3; Wj W2 — влагосодержание газа до ввода ингибитора в пластовых и устьевых условиях, кг/1000 м3; Clf С2 — массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора соответственно.

Если ингибитор летучий, как, например, метанол, то его количество определяется из выражения


С2(^-Г2) Сх С2


0,001С.,Мс


(IV.32)


Я*


г*


где Мс. г — отношение содержания метанола в газе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости, определяется из рис. IV. 12. Суточный расход ингибитора определяется из выражения

я' = я<1>


где Q — дебит газа, тыс. м3/сут.

IV.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ

При испытании на стационарных режимах фильтрации скважин, вскрывших одновременно несколько гидродинамически несвязанных пластов с различной характеристикой, определение их параметров вызывает некоторую трудность, которая возникает вследствие отсутствия данных о дебитах и давлениях но пластам. По форме индикаторной линии, построенной по данным наземных замеров дебита скважины на отдельных режимах, без предварительного знания о наличии многопластовости залежи трудно установить, что скважина эксплуатирует несколько пропластков с различной характеристикой. Несмотря на существование двучленного закона для каждого из пластов многопластовой залежи, суммарный приток газа из пластов с различной характеристикой и одинаковым пластовым давлением описывается двучленной формулой.

При предположении, что Ар'] для всех пластов постоянна, выражение для

определения Ар| имеет вид:

Лр2 =


(IV.33)


о?


4bt Ар2


tvw

1=1 г


*=rl    I    {    =    {    I


где

(IV.34)

i=l

Рпл. Рз — пластовое и забойное давления соответственно, кгс/см2; Q — суммарный дебит скважин из всех пластов, тыс. м-^/сут; qi — дебит i-ro пласта, тыс. м3/сут; а/, Л,- — коэффициенты фильтрационного сопротивления i-ro пласта; п — число пластов.

Из формулы (IV.33) видно, что зависимость Дp2/Q от Q для скважины, эксплуатирующей одновременно несколько пластов, является кривой, направленной выпуклостью вверх и отсекающей на оси ординат отрезок Ах [при Q -> 0 (Ар2 -*¦ -0)1

-.    (IV.35)

П

Si

/=i

При Q —*• 0 (Ар2 -> 0) кривая, описываемая формулой (IV.33), сглаживается и приближается к прямой. Тогда приближенно можно записать

(IV.36)


Q2,


Ар2 ---


Q +


bi


IP


V —

Zj bi

t=l


где общие коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В будут определяться из выражений

п

V и±

Zj bi

f=i

На рис. 2.14 показана зависимость цг от Re согласно (2.100), а также двучленному закону и законам Дарси и Ше-зи — Краснонольского.

Проведенные исследования четко показали, что эффективно обработку результатов осуществлять в безразмерных координатах yRe и Re (см. рис. 2.13). Тогда при Re < ReKp справедлив закон Дарси (2,104), которому соответствует горизонтальная прямая, параллельная оси Re и отсекающая на оси \^Re отрезок, равный единице.

Величина ReKp является новым важным гидрогазодинамическим параметром, предшествующим началу генерации звука, и каждой пористой среде соответствует свое критическое значение ReKp, соответствующее верхней границе применимости закона Дарси. Значение ReKp (или критическая скорость vKp, или критический дебит QKp) для всего диапазона встречаемых пористых сред изменяется от значений, близких к 0, до 1,

При Re > ReKp имеет место генерация звука в пористой среде, и фильтрация подчиняется закону (2.101).

Рис. 2.14. Зависимость гидравлического коэффициента сопротивления трения V от числа Re при различных режимах фильтрации:

1 — закон Дарси; 2 — двучленный закон ReKp ~ О; 3 10 — трехчленный закон, ReKp соответственно равно 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,9; 11 — закон Шези — Краснопольского, Re = 1,0

Данные обработки результатов исследований ряда кернов подтвердили справедливость (2.101) и (2.104). Заметим, что двучленный закон, имеющий вид

у Re = 1 + Re,    (2.106)

не был подтвержден ни по одному из исследованных многочисленных кернов, он является верхним асимптотическим приближением для реальных пористых сред, а второй нижней асимптотой является закон Шези— Краснопольского

Y — 1.    (2.107)

Таким образом, фильтрация всех реальных пористых сред осуществляется по линейному закону и между верхней и нижней асимптотами (2.106) и (2.107) (см. рис. 2.14).

Минимальное значение Re, когда начинается квадратичный закон Шези — Краснопольского равно максимальному значению ReKp max    1.

В заключение отметим, что Ю.П. Коротаевым и М.Б. Панфиловым были проанализированы экспериментальные исследования пористых сред, имеющиеся в отечественной и зарубежной литературе, их результаты представлены на рис. 2.15. Во всем диапазоне изменения y(Re) при фильтрации газа или жидкости выделяются три зоны: I соответствует ламинарному течению, где отсутствует акустический шум; II и III — турбулентно-вихревому и развитой турбулентности, сопровождаемым генерацией шума различной интенсивности.

Рис. 2.15. Обобщение экспериментальных данных законов фильтрационного сопротивления

влияние этого фактора на работу МГ, в том числе в районах залегания многолетнемерзлых пород.

Унос гликоля в газопровод может оказать отрицательное влияние на его показатели. Это связано, в первую очередь, с возможностью накопления гликоля на отдельных участках МГ, что может повысить перепад давления в нем. Кроме того, уносимый гликоль безвозвратно теряется, что увеличивает эксплуатационные затраты на подготовку газа.

Состав жидкой фазы, уносимой с газом из абсорбера, соответствует составу регенерированного раствора гликоля, используемого на установке. Предположим, что на установке в качестве абсорбента используется раствор ДЭГа концентрации 99*3 %. Такой раствор замерзает при температуре -9 вС. Рассмотрим надежность работы ГТС в случае охлаждения газа ниже температуры -9 вС при уносе с газом абсорбента в виде капель. При этом в качестве граничного условия принимается равновесное условие в системе и отсутствие остаточной воды в ней.

Известно, что со снижением температуры уменьшается концентрация гликоля, необходимая для заданной точки росы газа. Следовательно, снижение температуры в системе приводит к смешению условий равновесия фаз и, как следствие, к поглощению водяных паров абсорбентом (гликолем), имеющимся в системе. Это, в свою очередь, обеспечивает определенную депрессию по точке росы по воде.

Результаты теоретических исследований для различных режимов приведены в табл. 4.14. Эти данные получены для следующего режима: точка росы осушенного газа Тхр - -20 *С (на входе в МГ); концентрация ДЭГа, уносимого с газом в виде капель, С2 = 99,3 %. Газ осушается при температуре контакта 16 ‘С.

В табл. 4.14 под порядковым номером 1 приведены показатели системы, когда отсутствует капельный унос гликоля с осушенным газом. Условно принято, что газ в ГТС охлаждается до температуры 16 *С. При этом в системе не образуется конденсационная жидкость.

При охлаждении газа до температуры -9 вС за счет изменения равновесных условий системы происходит поглощение паров воды гликолем. При этом в зависимости от количества капельного уноса концентрация ДЭГа в жидкой фазе может составлять 85-93 %. Температура застывания раствора ДЭГа указанной концентрации находится в пределах -22...-42 вС. Отсюда следует, что охлаждение газа до температуры ниже -9 °С не может привести к застыванию жидкой фазы. Во всех

Результаты исследований по определению фазового перехода в системе природный газ — водяные пары — ДЭГ

Номер

опыта

9

г-

ДВ

t

1

0

99,3

-20

-

16

-9

2

10

93,6

-20,3

0,0006

-2

-22

3

20

93,2

-20,7

0,0013

-2

-22,5

4

30

93,4

-21,0

0,0018

-2

-22,2

5

40

93,2

21,5

0,0027

-2

-22,5

6

10

89,5

20,6

0,0011

-7

-31

7

15

88,7

-21,0

0,0018

-7

-32,4

8

30

88,7

-22,0

0,0036

-7

-32,4

9

45

89,3

-23,0

0,0051

-7

-31,2

10

15

85,0

-21,4

0,0026

-10

-38

11

25

85,6

-22,0

0,0040

-10

-37,5

12

40

87,5

-23,0

0,0051

-.0

-35

Примечание, j- унос ДЭГа с газом, г/1000 м’; С3 - концентрация ДЭГа в жидкой

фазе в равновесных условиях; ДВ - количество паров воды, поглощенных из газа прн

снижении температуры системы, кг/1000 м ; t - температура системы, *С; t -

точка росы

газа, соответствующая равновесным условиям, С; ts - температура замерзания жидкой фазы, *С.

случаях разность температур застывания жидкой фазы и газа (t3 - О составляет не менее 20 “С, что гарантирует эксплуатацию объектов без вероятности образования твердой фазы в системе.

Следует отметить, что этот процесс сопровождается снижением точки росы газа, так как МГ практически выполняет функцию горизонтального прямоточного абсорбера, где происходит поглощение паров воды раствором гликоля.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что унос гликоля с осушенным газом в количестве до 50 г/1000 м3 практически не вызывает осложнений в работе магистрального газопровода, связанных с образованием в системе твердой фазы.

4.4. ВЫБОР РЕЖИМА РАБОТЫ УСТАНОВОК ОСУШКИ ГАЗА

Эксплуатационные показатели установок абсорбционной осушки газа зависят от первичных и вторичных факторов.

- Первичные факторы - давление, температура, состав сырьевого газа на входе в УКПГ и концентрация осушителя в регенерированном растворе. Эти факторы определяют влагосодержание газа до и после абсорбера.

Вторичные факторы установок осушки газа - степень насыщения абсорбента, эффективность работы оборудования, на-

лр2

50


2S-


1-1


а.


* 4 i=i


а±

bi


30


(IV.39)


[%v41


20


Ю


Индикаторная линия, построенная при известном суммарном дебите всех пластов Q и равенстве пластовых и забойных давлений, лежит между двумя прямыми, описываемыми уравнениями

ApVQ = Al + BQ; ApVQ = A + BQ.    (IV.38)

Причем Ax всегда меньше А. Формула (IV.36) получена при предположении, что е. = а|/46( Др2 1, что допустимо при малом a]/4bt- по сравнению с Др2.

Поэтому при использовании формул (IV.35)—(IV.38) необходимо проверить однозначность рпл и р3 и параметра е^.

Если забойные давления отдельных пропластков отличаются между собой в основном за счет веса столба газа, то коэффициенты фильтрационного сопротивления Alt А и В должны определяться по формулам

Ai=—- 1


гг > Г/

/

//

хГ/

ас

т/

1

^ и

"1


250    500    750

В =


W00


Q, тыс.м 3/сугп

Форма индикаторной линии, снятой в скважине, вскрывшей пять газоносных горизонтов с коэффициентами фильтрационного сопротивления а/= 80,4; 188; 57; 32; 61 и bi = 0,37; 1,23; 1,22; 0,18; 0,935, показана на рис. IV. 13, по которому определены Лх = 15,65; А = 18,4 и В = 0,0324. Величины Ль А и В, определенные расчетным путем, хорошо согласуются с результатами графического определения.

Рис. IV.13. Результаты обработки индикаторной линии скважины, вскрывшей несколько газоносных пластов с одинаковым пластовым давлением и различными параметрами


Если скважина вскрывает несколько газоносных пластов с различными пластовыми давлениями и коэффициентами фильтрационного сопротивления, то обработка индикаторной линии, снятой без расчленения дебитов по пластам, не позволяет найти a,-, bi для каждого пропластка даже при наличии двух пропластков. В настоящее время без измерения дебитов отдельных пропластков точное определение параметров этих пластов по данным наземных замеров не представляется возможным. Успешное решение вопроса может быть достигнуто только с использованием дебитометрии в скважине при ее работе и после ее остановки.

Методика обработки результатов исследований с дебитомером двух пластов с различными пластовыми давлениями рпл1 </7Плаи параметрами пласта заключается в следующем.

В закрытой скважине, вскрывшей два пласта, из-за разности пластовых давлений происходит переток из пласта 2 в пласт 1. При этом дебит скважины на поверхности Qc равен нулю, давление на забое равно некоторой величине рс, перетоки из одного пласта в другой при этом достигают максимума.

Для каждого из пластов справедлив двучленный закон:

^пл 2 Pq    °2^п max

шах


Ро ^пл 1    шах

где Pq — некоторое забойное давление в остановленной скважине, кгс/см2; Рплк Рит — пластовые давления первого и второго пластов, соответственно, кгс/см2; я,, а2, blt b., — коэффициенты фильтрационного сопротивления первого и второго пластов; Qnmax — максимальный дебит газа, перетекающего из пласта с высоким давлением в пласт с низким давлением в остановленной скважине.

При пуске скважины в зависимости от ее дебита на устье забойное давление становится ниже р0. Величины Qc при этом можно выбирать такими, при которых Pri.il < Рз/ < Ро- Тогда дебит газа из пласта с высоким давлением будет

Q2 = Qn/+Qc/,    (IV.41)

где (?2 — дебит из пласта 2 (пласт с высоким давлением), тыс. м3/сут; Qny — дебит перетекающего в первый пласт газа на режиме j и при p3j, определяется по данным глубинных измерений; Qcj — дебит на устье скважины на том же режиме, тыс. м^/сут.

Устанавливая при рпл1p3jpQ несколько режимов и определяя дебит по наземным и глубинным замерам на каждом режиме можно получить индикаторную линию для пласта 2, описываемую формулой

Рпл 2-Рз/ = а2®2 + Ь2^Ь    (1 У-42)

где Q2 — определяется из выражения (IV.41) по данным наземных и глубинных замеров, затем определить параметры второго пласта и Ь2.

Имея по глубинным замерам соответствующую величину на каждом режиме Qn/-, по формуле

А, - pL 1 = “fim + bfih    (IV.43)

можно определить параметры первого пласта ах и Ьг.

Если разница в величинах рПЛ1 и рпл2 невелика и снятие качественной индикаторной линии до начала работы пласта 1 не представляется возможным, то с момента, когда p3j = рпл1, переток из пласта 2 в пласт 1 равен нулю, т. е. Q,, = 0, что означает:

pL 2 ~    1 = “А + h€-    (IV.44)

где Qc    — полный дебит пласта 2, измеряемый только на    устье вследствие Qn = 0.

Различные режимы для снятия индикаторной линии и определения параметров пластов устанавливаются при условии p3j < рп.-п. что равносильно одновременной работе обоих пластов. Тогда дебит, измеряемый на устье скважины, будет складываться из дебнтов первого и второго пластов, т. е.

Qcj = 9с} 1    9с/2»    (IV .45)

где qCji,    Qc j 2    —    дебиты    пластов 1 и 2 на /-м режиме, определяемые    в    процентах

от QCj с помощью глубинных дебитомеров, термометров или шумометров. Методика их определения описывается в главах VI и VIII.

Проведя исследования на нескольких режимах с измерением дебитов каждого пласта, нетрудно построить индикаторные кривые и определить параметры пластов.

В случае, если пластовые давления неизвестны, то принцип определения параметров пластов    остается    тем же, что было изложено    в    п.    IV.2.3    и IV.2.4

графическим    или    численным    методами, использовав при    этом    лишь    удельные

дебиты каждого из пропластков и формулы:

Рзк~Рз1

--—=ai+?i(<7c/j. + <7cKi)i    (IV.46)

ЧС] 1 —    VckI

pIk—pIi , . ,

--— — а2-\- b2 (qCj2 -j- qCK2),

Vc/a    чек?

где j= 1,2,3, ..., m; m — общее число режимов; k — порядковый номер режимов.

При этом в зоне ламинарных течений при Re < ReKpr как показывает анализ всех имеющихся отечественных и зарубежных исследований, нет однозначной зависимости ^(Re), соответствующей закону Дарси, а диапазон возможных течений оказывается в этом интервале достаточно широк, что отражается на существовании кривых четырех типов: 1 — кривая ламинарного безынерционного течения (закон Дарси); 2 кривая ламинарного инерционного течения (с наличием НФС, что, в частности, связано с наличием жидкости в пористой среде); 3 — кривая смешанного ламинарно-вихревого течения (двучленный закон); 4 — кривая полностью вихревого течения.

Наибольший интерес, исходя из условий эксплуатации нефтяных и газовых скважин, представляют зоны умеренных чисел Рейнольдса I и П.

В случае кривой 3 имеется единая зона I + II, в которой выполняется двучленный закон, которая не подтверждается экспериментально, так как во всех рассмотренных работах зона / в этом случае либо вообще не исследовалась, либо в нее попадали 1 — 2 точки. Предстоит дальнейшее изучение кривых 1 - 4.

Газовые и газоконденсатные скважины  »
Библиотека »