Аналитика



Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации

ГЛАВА V

ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

В настоящее время используются два метода исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации:

1)    снятие кривых восстановления забойного давления (КВД) после закрытия скважины;

2)    снятие кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважины на определенном режиме.

Эти методы позволяют определить проводимость, пьезопроводность, пористость пласта, а также выявить зоны с резко выраженной неоднородностью, находящиеся в области дренирования исследуемой скважины. Совместное использование кривых восстановления и стабилизации давления позволяет оценивать также изменение параметров пласта в процессе работы скважины (очищение призабойной зоны и т. д.).

V.I. МЕТОДЫ СНЯТИЯ и ОБРАБОТКИ КВД

V. 1.1. Методика снятия КВД

Перед снятием КВД скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу, при этом регистрируют изменение давления на головке скважины, в затрубном пространстве и на измерителе дебита.

После стабилизации измеряют установившиеся давление, температуру и дебит, затем скважину закрывают и регистрируют изменение давления и температуры на головке и в затрубном пространстве во времени. В тех случаях, когда работа скважины перед остановкой характеризуется частой сменой неустановив-шихся режимов, необходимо фиксировать указанные параметры на всех режимах работы и остановок, предшествующих снятию КВД. В скважинах, не имеющих затрубного пространства (при отсутствии фонтанных труб, оборудованных паке-рами н др.), а также при наличии в стволе скважины значительного количества жидкости, КВД должны сниматься па забое с помощью глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебит-ных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласты с высокой температурой.

При снятии КВД на устье забойные давления определяются согласно методам, изложенным в главе III.

V.I.2. Методы обработки КВД

Для обработки КВД существует несколько методов, определяющихся принятыми граничными условиями, а также режимом работы скважины до остановки.

При решении уравнения, описывающего процесс восстановления давления, используются два вида граничных условий: бесконечный пласт и ограниченный пласт с постоянным давлением на контуре.

Формулы, полученные для бесконечного пласта, применяются в тех случаях, когда в процессе исследования скважины границы области дренирования не сказываются на поведении этой скважины.

Обработка КВД для бесконечного пласта в зависимости от условий работы скважины до остановки осуществляется следующими методами.

В случае, когда время работы скважины Т до снятия КВД значительно больше времени восстановления давления t (достаточно Т 20/), КВД обрабатывается по формуле

Pi ~а + Р Ig Л    (V. 1)

2 25к о a-pl.0 + pig^— + «?8,

Ас. пр

К = Й'Рпл/^М’Пл»    (V.2)

где рэ0, Рз — начальное (перед остановкой) и текущее забойное давления соответственно, кгс/см2; t — текущее время восстановления давления, с; Q0—дебит скважины перед остановкой, см3/с; х — коэффициент пьезопроводности, см2/с; m — пористость, доли единицы; b — коэффициент двучленной формулы (IV.1); h—эффективная мощность пласта, м;

Р2,ЗРоМ-пл^плгплРат    ? о\

=-2ШТ7,-:    <v'3)

[д,Пл — вязкость    газа    в    пластовых условиях, сП;    гпл    — коэффициент    сверхсжимаемости    газа    при    рпл    и пластовой температуре;    Гст    =    293    К;    рлт —

= 1,033 кгс/см2.

Для обработки КВД по формуле (V. 1) ее строят в координатах р\ от lg t. Полученный при этом прямолинейный участок отсекает на оси ординат отрезок, равный а, и имеет угол наклона, тангенс которого равен р. По найденным ос и {J определяют следующие параметры.

Параметр проводимости пласта

kh _ 42.4Q0p.,Tr

ПЛ*ПЛ    (\т л\

ТС

При известном коэффициенте пьезопроводности: приведенный радиус скважины

и параметр С = Сх+ С2, характеризующий совершенство скважины и состояние призабойной зоны, согласно п. IV.2.

Пример. Скважина глубиной 2000 м и пластовым давлением 25,0 МПа заполнена до устья буровым раствором плотностью, равной рж = 1500 кг/м3. Давление, оказываемое столбом бурового раствора, составляет 30,0 МПа, т.е. превышает пластовое давление на Ар = 5,0 МПа. Скважину можно освоить путем снижения плотности раствора или понижения уровня жидкости,

Определим, до какого значения необходимо снизить плотность раствора в скважине, чтобы забойное давление стало равным пластовому рпл (25 МПа = 2510е Па):

Рпл 25- 10е    ,    i

р ---= 1274 кг/м .

ж дН 2000-9,81

При неизменной плотности раствора в скважине для обеспечения условия р3 = рцл его уровень необходимо снизить на

Ah= Рр    - = —- 1q6_ = 400,1 м.

р жд    12,74-9,81

На практике для обеспечения притока газа в скважину забойное давление необходимо снизить ниже пластового дополнительно на значение потерь на трение при движении газа от забоя до устья и учесть депрессию Др3, которую необходимо создать для вызова притока газа из пласта в скважину-

При замене промывочного раствора на более легкий необходимо знать, какое давление потребуется создать на насосах, прокачивающих жидкость (а при аэрации раствора ~ давление газа на устье),

Освоение скважин, в которых отсутствуют НКТ (что иногда применяется в виде исключения для неглубоких скважин), производится путем оггартывания жидкости при помощи желонки. Оттартывание осуществляется до уровня, при котором создавшаяся разность между пластовым давлением и давлением, создаваемым столбом жидкости в стволе сквжины, достаточна для того, чтобы выбросить промывочный раствор или воду и перейти на фонтанирование газом.

Скважины можно освоить нагнетанием в затрубное пространство воздуха или газа с помощью передвижных компрессоров или газом высокого давления из соседних освоенных скважин.

При методе "раскачки" для освоения скважины первоначально создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жидкости из скважины через 152

фонтанные трубы будет выброшена на поверхность. После прекращения истечения жидкости из НКТ затрубное пространство резко соединяют с атмосферой. Затем напорную линию от компрессора или газопровода присоединяют к НКТ, вновь создавая давление. В результате нескольких таких '‘раскачек" давление столба жидкости на забой скважины станет меньше пластового и скважина будет фонтанировать.

В некоторых случаях освоение рядом расположенных газовых скважин производят сжатым газом, который подводят по газопроводу от работающей скважины.

Перед освоением скважину тщательно промывают со спуском НКТ до нижней отметки забоя, чтобы не допустить образования осадка бурового раствора в нижней части фильтра, так как в скважинах при отсутствии НКТ или когда они опущены до верхнего интервала перфорации при значительной толщине пласта, а также когда при промывке НКТ не доходят до нижних отметок забоя, после освоения работает только верхняя часть вскрытого интервала продуктивного пласта, а нижняя часть его запечатана осадком из глинистого раствора.

Примером могут служить отбивки фактических забоев по скважинам большинства разрабатываемых хместорождений.

В процессе освоения при наличии в стволе значительного количества твердых примесей недопустима остановка скважины до окончания выноса этих примесей и перехода на фонтанирование газом, так как в противном случае может образоваться пробка, которая может привести к засорению или прихвату фонтанных труб. В качестве примера может служить скв. 42 Шебелинского месторождения, в процессе освоения которой выносилось большое количество бурового раствора, и, не дождавшись продувки скважины до получения чистого газа, освоение ее было остановлено, в результате чего образовалась пробка, на ликвидацию которой было затрачено несколько месяцев.

После возбуждения и очистки забоя и призабойной зоны от глинистого раствора и других примесей скважину продувают на одном из рабочих дебитов с выпуском газа в атмосферу на факел. Время продувки колеблется от нескольких часов до суток и зависит от количества и характера выносимых примесей. Для скважин с возможным интенсивным выносом породы, увеличивающимся во времени, который может привести к осложнениям при эксплуатации, продолжительную продувку при высоких депрессиях делать нельзя. Де-

Табл и ца 4.19

Данные для построения кривой равновесия

Содержание воды в растворе ДЭГа, моль/моль

Давление водяных паров нал раствором ДЭГа, Па

Равновеское со-держание водяных паров в газе, моль/моль

0,0562

160

0,000020

0,1074

293

0,000037

0,1542

400

0,000051

0,1972

560

0,000071

0,2368

666

0,000085

Строят кривую равновесия. Расчет ведут в последовательности, описанной выше. Результаты расчетов сведены в табл. 4.19;

д) по данным табл. 4.19 строят равновесную линию. На оси X откладывают данные графы 2, а по Y - соответствующие им данные графы 4. Полученные точки соединяются кривой CD.

Определяют число теоретических ступеней контакта. Из точки А проводят линию, параллельную оси Y. Пересечение этой линии с кривой равновесия (точка 1) отвечает составу сырьевого газа и насыщенного раствора ДЭГа. Из точки 1 проводят линию, параллельную оси X. Пересечение этой линии с рабочей обозначают точкой 2. Эта точка характеризует молярное содержание воды в газе после прохождения им одной теоретической ступени контакта. Продолжая построение ступенчатой линии, доходят до точки В, т.е. до требуемого содержания влаги в осушенном газе. Число точек кривой равновесия соответствует числу теоретических тарелок, обеспечивающих осушку газа до требуемой точки росы.

В данном примере число теоретических ступеней в абсорбере равно 1,1. Затем, приняв определенный КПД тарелок, находят их фактическое число.

В тех случаях, когда оборудование уже эксплуатируется и накоплено достаточно данных по работе абсорберов на различных режимах путем проведения целенаправленных исследований, наиболее целесообразно применять методики с использованием концепции общего коэффициента массопередачи, например по [27], в которой его изменение связано с гидродинамическим режимом работы аппарата и его конструктивными особенностями, причем эта зависимость выводится на основе данных исследований тех абсорберов, для которых она будет применима впоследствии. Такой подход, несмотря на неизбежные отклонения для отдельных аппаратов, в целом для их группы позволяет исключить большие ошибки и получить приемлемые для практического применения результаты.

Согласно [27-291, кинетическое уравнение массопередачи в абсорбере можно записать в виде

М = К-АС,    (4.23)

где М    -    массовый расход    поглощаемого компонента,    кг/ч; К =

= kV    -    объемный коэффициент массопередачи    в    абсорбере,

приведенный ко всему объему массообменной части абсорбера, кг/ч (ед. движ. силы); АС - среднелогарифмическая движущая сила, выраженная через концентрации, кг/тыс. м3; k -коэффициент массопередачи, приведенный к единице объема массообменной части абсорбера, кг/ч (ед. движ. силы); V -объем массообменной части аппарата, м3.

Для проведения расчетов по кинетическому уравнению (4.23) необходимо определить среднелогарифмическую движущую силу процесса

(Щ - wp- (w; - w*)    {а^а\

АС =-1-?-!-ед. движ. силы,    (4.24)

ЫЩ- wj/iw'-w;)]

где WH, WK - влажность сырого и осушенного газа, кг/тыс. м3; Wu\ W*    - соответственно равновесная влажность газа

над раствором регенерированного и насыщенного гликоля, кг/тыс. м3.

Равновесную влажность газа над водой (влажность сырого и осушенного газа) и водогликолевыми растворами наиболее удобно вычислять по методике [10], используя уравнение

W = plXB7„ = 106(749р - В), г/тыс. м3,    (4.25)

где р° - давление насыщенных водяных паров над чистой водой, Па; Хъ - молярная доля воды в растворе; ув - коэффициент активности воды в растворе с концентрацией Х„; р - давление в системе (давление газа), МПа; В - поправка на не-идеальность раствора водяного пара в газе, г/(м3-МПа).

Давление насыщенных паров над чистой водой в области

температур от -70 до +100 °С (pQB, Па) достаточно точно определяется по уравнению

р\ = ехр[-0,60212(0,0и)4 + 1,475(0,010" - 2,97303(0,010* +

+ 7,19863(0,010 .+ 6,41465].    (4.26)

Этот показатель можно определять также по данным приложения.

t, с

lg t

Рзатр • кгс/см-

Р3, кгс/см3

2

Рз

0

150,7

170.0

28 900

30

1.477

172,7

200.0

4 0 000

60

1,778

183,1

212,2

45 200

120

2.079

184,3

216.0

46 660

180

2.255

188,9

219.0

47 960

300

2.477

191,3

222,0

49 280

600

2.778

192.3

223.0

49 730

900

2.954

192,7

223,3

49 860

7 200

3.857

191,7

224.4

50 360

25 200

4,401

195,2

226. 1

51 130

39 600

4.598

196,0

227.0

51 530

75 600

4.878

196,1

227.2

51 620

162 000

5.210

196,4

227,6

51 800

248 400

5.394

196,7

228,0

51 980

601 200

5.779

197,2

228,8

52 350

1 112 100

6.04 5

197,3

228.9

52 400

1 285 200

6,107

198,0

229,3

52 580

В формулах (V.4)—(V.9) приняты следующие размерности: Q0 — в тыс. м3/сут; Т — в К (Тст = 293 К); kh/\i — в Д-м/сП; k — в Д; xjR? пр — в 1/с; h — в м; Ь — в (сут/тыс. м3)8; Rc — в см.

Пример. После работы скважины на установившемся режиме с дебитом <?Q = = 754 тыс. м3/сут при рпл = 229,5 кгс/см2; ГПЛ = 203 К снята КВД в затрубном пространстве. Прн обработке исследований методом установившихся отборов получено:

_ а= 16.0 сут/тыс. м*; 6=0,03 (сут/тыс. м3)3.

pl'W5

коэффициенты несовершенства Ct — = 1,3; С2= 0,33. Исходные данные КВД и обработка по формуле (V.1) приведены в табл. V.1 и на рис. V.I.

'50


В результате обработки получено а = 48 ООО, р — 625. По формулам (V.4) —(V.9) рассчитываем параметры:

30


kh/\i =42,4-754 1,033 303х Х0,82/625-293 = 44,8 Дм/сП;

0    2    *    6lgt

Рис. V.I. Обработка КВД по формуле (V.1)


48 000 — 28 900 — 0,3 7542 625

Х/^С. пр = 0.445 ехр ^2,3


= 804,6 1/с;


mh =


= 44 80")


х


Rc. пр= Ю-е 1,63 = 1,959 см; к = 804,6-1,9592 = 3088 см2/с; kh Рпл    229,5


— 332,95 см « 3,33 м.


3088


Обработка КВД в случае соизмеримости времени работы скважины до остановки Т с временем восстановления t (Т <Ci 20t) проводится по формуле

Т 4- /

(V.10)

р\ =PL-P]g

где Т — время работы скважины перед снятием КВД с дебитом Q0, с. Применение формулы (V. 1) в этом случае искажает конечный участок КВД и может привести к ошибочным выводам о параметрах пласта и его однородности.

Для определения коэффициента Р КВД строится в координатах Т -i- t

Пример. После работы скважины в течение 18 ч с дебитом Q0 = 103 тыс. м3/'сут снята КВД на устье. Исходные данные для расчета забойных давлений следующие: L =

= 1450 м; р = 0,62; рпд = 146 кгс/см2: Тпд = 2S1 К; 7*у = 273,5 К; *пл = 0,7.

Обработка КВД по формуле (V.10) приведена в табл. V.2 и на рис. V.2.

Таблица V.2

Обработка КВД по формуле (V.10)

tb С

Рзатр»

кгс/см2

р3, кгс/см2

2 Р 3

Т + / t

»г«+'

0

65,5

75,3

5 670

1081

3,0334

60

69,4

80,0

6 400

1091

3,0334

120

71,3

82,2

6 757

541

2,7332

180

72,8

83,9

7 039

361

2,5575

300

76,0

87,7

7 681

217

2,3365

420

79,0

91,2

8 317

155

2,1903

G00

82,8

95,8

9 177

109

2,0374

720

84,4

97,6

9 526

91

1,9590

900

87,5

101,5

10 302

73

1,8633

1 020

89,0

103,1

10 629

64

1,8096

1 200

91,0

105,4

И 109

55

1,7404

1 500

95,0

110,3

12 166

44

1,6454

1 800

98,0

114,3

13 064

37

1,5682

2 100

100,4

117,0

13 689

32

1,5024

2 400

102,3

119,3

14 232

28

1.4472

3 000

105,5

123,0

15 129

23

1,3541

3 600

108,0

128,2

15 926

19

1,2788

4 500

110,6

129,3

16 718

15

1, 1875

5 400

112,5

131,5

17 292

13

1,1139

6 300

113,6

132.8

17 636

И

1,053!

7 200

113,9

133,1

17 716

10

1,0000

8 400

115,5

135,0

18 225

8,71

0,9400

9 000

116,7

136,4

18 605

7,75

0,8893

10 800

117,3

137,1

18 796

7,00

0,8451

12 600

118,3

138,3

19 127

6,14

0,7882

14 400

118,9

138,9

19 293

5,50

0,7404

16 200

119,9

139,8

19 544

5,00

0.6999

18 000

120,3

140,9

19 853

4,60

0,6628

27 000

121,2

141.9

20 135

3,40

0,5315

30 600

122,0

142,9

20 420

3,12

0,4942

36 000

122,3

143,2

20 500

2,8

0,4472

62 4 00

123,0

144,0

20 736

2.04

0,3096

196 200

123,7

144,8

20 967

1,33

0,1239

369 000

124,0

145,2

21 083

1,17

0,0082

~ 646 200

124,2

145,4

21 141

1. 10

0,0414

По прямолинейному участку определяем коэффициент 3 = 1190.

Рассчитываем по формуле (V.4) параметр проводимости пласта:

kh/ii =42,4-103-1,033 281 • 0,7/1490 293 =2,04 Д м/сП.

Формулы, полученные для ограниченного пласта, можно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины на ее поведении сказываются условия на границе пласта, например, при работе скважины в пласте с малыми размерами или при влиянии работы соседних скважин.

бит газа, допускаемый при продувке, зависит от характеристики пласта и состояния надземного оборудования. Более эффективными для очистки призабойной зоны являются периодические продувки скважины до получения при каждой из них чистого газа без примесей. При опасном разрушении призабойной зоны продувку осуществляют через штуцера, последовательно во времени увеличивая размер последних и наблюдая за количеством выносимых твердых частиц и жидкости,

Обычно со временем дебит газа и давление на устье скважины при продувках на неизменном штуцере увеличиваются по мере очищения призабойной зоны. Уменьшение дебита и давления на устье в процессе продувки свидетельствует о засорении забоя и требует немедленного прекращения продувки, Для определения количества примесей, выносимых из пласта, и характера их изменения во времени применяют се-парационные передвижные установки,

В процессе исследований и последующей эксплуатации скважины следят за состоянием забоя. Для этого ведут наблюдение за примесями, скопившимися в сепараторах, и проводят периодическую отбивку забоя специальной желонкой, спускаемой на проволоке через лубрикатор с помощью лебедки. Для того чтобы желонка не оборвалась при подъеме, на башмаке фонтанных труб устанавливается раструб, через который спускаются до забоя грузы: желонка — для отбивки забоя, глубинные приборы — для исследований. Наилучшие результаты даег применение глубинных шумомеров или информационно-управляющих комплексов.

Скопление примесей выше башмака НКТ может быть замечено по показаниям давления на буфере и затрубье после закрытия скважины.

Наиболее простым мероприятием для очистки забоя от скопившихся примесей в большинстве случаев является продувка скважин, которая производится периодически по мере накопления жидких и твердых примесей. Весьма эффективным способом разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости является низкочастотное озвучивание забоя большой мощности. На завершающей стадии разработки месторождений, когда пластовое давление значительно ниже гидростатического, эффекгиность продувки снижается.

В ряде скважин имеется зумпф, расположенный ниже вскрытого интервала, который, как правило, заполнен жидкими и твердыми примесями. В том случае, если при засоре-

нии забоя продувка не дает желаемых результатов, осуществляется капитальный ремонт скважины.

Для удаления жидкости с забоя скважины на завершающей стадии разработки эффективно применять плунжерный лифт и поверхностно-активные вещества.

3.2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.2.1. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Газовые скважины подразделяются на вертикальные, наклонные, горизонтальные и многозабойные.

Наклонные, горизонтальные и многозабойные скважины применяются с целью увеличения дебита в низкопроницаемых коллекторах, при наличии на территории месторождения жилых или промышленных объектов, расположении месторождений в зоне континентального шельфа, тяжелых климатических условиях (тундра, болота} и т.н., а также на завершающей стадии разработки на макроуровне, обойденные продвинувшейся пластовой водой.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция газовых скважин зависит от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений и других факторов.

На рис. 3.6 приведены схемы конструкций газовых и газоконденсатных скважин.

Физические свойства газа (плотность и вязкость), их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50—100 раз меньше, чем у воды и нефти.

В =ехр[0,06858(0,01О4 - 0,3798(0,01О3 + 1,06606(0,ОЮ2 -

- 2,00075(0,010 + 4,2216].

В уравнениях (4.26) и (4.27) температура t выражена в градусах Цельсия.

Выражение для определения коэффициента активности воды в растворах ДЭГа получено обработкой экспериментальных данных по равновесию системы ДЭГ - вода с применением уравнения Ван-Лаара

(4.28)


ув = exp{-2,3[mX/(l - X) + п\2Т

где т, п - коэффициенты, равные для водных растворов ди-этиленгликоля соответственно 0,245 и 0,137; Т - температура системы, К; X - молярная доля воды в растворе.

При расчетах процесса осушки газа обычно исиользуется массовая концентрация раствора, которую необходимо пересчитать в молярную долю воды (X) по уравнению

X _(100с) /18,02__29)

_ (100 - С) /18, 02 + с: /106,12 ’

где С - массовая концентрация раствора диэтиленгликоля, %;

18,02 и 106,12 - соответственно молекулярная масса воды и диэтиленгликоля, кг/моль.

Исходя из изложенного, описание данных промысловых исследований по коэффициентам массопередачи целесообразно вести по зависимости, учитывающей как фактор скорости газа, так и количество подаваемого абсорбента:

Kv = aFbLc,

(4.30)


где F - фактор скорости газа в свободном сечении абсорбера, кг0,5/(м0,-с); L - подача гликоля, м3/ч; а, Ъ, с — эмпирические коэффициенты, получаемые обработкой опытных данных по коэффициентам массопередачи.

В этом уравнении фактор скорости газа в свободном сечении аппарата вычисляется по формуле

(4.31)

где w - скорость газа в свободном сечении абсорбера при рабочих условиях, м/с; р - плотность газа в рабочих условиях, кг/м3.

4.6. УСТАНОВКА ОСУШКИ ГАЗА УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Газы сеноманских залежей Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходны с газами сеноманских залежей Медвежьего и Ямбургского месторождений. Эти газы в основном состоят из метана. Суммарная концентрация других углеводородов составляет менее 1 %. Усредненный состав добываемого газа (молярная доля, %): СН4 - 98,28; С2Н6 - 0,15; С3Н8 - 0,002; С4Н10 - 0,0014; С5+ - 0,0006; С<Э2 - 0,35; Н2 - 0,02; N2 - 1,16; инертные - 0,023; H2S - следы.

Начальные пластовые параметры: р = 122,5 кгс/см2; Т = = 27-34 вС.

В ПО "У рентой Газпром" добыча газа осуществляется на Уренгойской, Ен-Яхинской и Северо-Уренгойской площадях.

Для сбора газа от скважин применена коллекторно-кустовая схема.

Система газопромысловых коллекторов представляет собой закольцованную сеть, состоящую из четырех ниток диаметром 1420 мм. За исключением УКПГ-1, 2, 3, подключенных к газопроводной сети Уренгойского комплекса одной ниткой, все остальные УКПГ подключены двумя нитками газопровода диаметром 1020 мм.

Проектная схема газотранспортной сети при обеспечении максимальной надежности может пропустить по указанным коридорам 276 млрд. м3/год, в том числе из сеноманских залежей 254 млрд. м3/гОд, Дополнительные объемы газа, полученные при форсированном отборе, могут быть поданы также по перемычке на Ямбург и далее по газопроводу Ямбург -Елец.

Каждая УКПГ на месторождениях включает от 53 до 102 скважин, соединенных в кусты по 2-6 скважин, шлейфы Ду =

- 325-530 мм. Предусмотрена возможность подачи метанола в следующие точки:

кусты скважин;

на ППА перед запорной арматурой каждой нитки подачи сырого газа в газосборный коллектор;

в трубопроводы осушенного газа через АВО;

на выходе осушенного газа с установки;

на узел редуцирования газа, используемого на собственные нужды.

Подготовка к транспорту газов сеноманских залежей на месторождении производится на 14 установках комплексной подготовки газа.

Обработка КВД проводится но формуле

{Рпл - />з) = al

(V.ll)

(V.I2)

(V.13)


cq = lg 1,1 Ip;

X

Pi = 2,51

R2к


Лк — радиус контура, на котором давление во время снятия КВД остается постоянным.

Для определения ах и Pi КВД строится в координатах lg — р|) — t. Применение формулы (V. 11) часто ограничивается неизвестным рпл. В таких

р\ 10*

Рис. V.2. Обработка КВД по формуле (V. 10)


Рис. V.3. Обработка КВД в ограниченном пласте


2 ^п2


Ц(рм~р?)


20

10

“*4

»<*о

о

о

ч

о

%

с

о

l9 Р

случаях следует использовать приближенные методы определения рпл, так как применение формулы бесконечного пласта для рассматриваемых условий искажает конечный участок КВД и дает неверные значения искомых параметров.

Используя полученный в результате обработки коэффициента!, по формуле (V.12) находим Р, а затем по формулам (V.4)—(V.10) находим соответствующие параметры пласта. Дополнительно по коэффициенту рх определяем

(V.14)

y./R* = Pi/2,51,

(V.15)

(V.16)


V = nmhRl = 7,88 • Ю"4 —    ,

И’ Pi

и при известном RK

7,7-10 ^QopnnTjuiZ

mh =

РРг^к^страт

где V — объем порового пространства дренажной зоны скважины, м3.

Пример. КВД снята после длительной работы скважины с дебитом Qq = 1030 тыс. м*/сут при рпл = 234,2 кгс/сма и Гпл = 303 К.

Исходные данные и обработка по формуле (V. 11) приведены в табл. V.3 и на рис. V.3. В результате обработки получено а{ = 3,12; Pt = 0,926* 10 е.

По формулам (V. 14) —(V. 16) рассчитываем параметры:

Р = ТТГ(10)ЗЛ2= ||87' khlp =42-4 1030-1,033-303 0,82/1187-293 =32,2 Д-м/сП, x/*J =-0,926-10 6/2,51 .-=0,369-Ю'6 1/с,

234,2

= 7,88-10-4-32,2

= 6,4- 10ч м-


0,926-10"в

t, с

Рзатр*

кгс/см2

р3, кгс/см2

2

^3

2 2 Рпл - Р~з

2 2 ^пл Р3>

0

150.0

183,2

10

159,1

183,2

33 500

21 290

4,3271

30

166,6

191.8

36 790

18 060

4,2567

120

183.8

211,6

44 770

10 080

4.0035

180

188,6

217,0

47 090

7 760

3,8899

000

194,1

223,2

49 820

5 030

3,7016

7 200

198.1

227,8

51 890

2 960

3,4713

21 600

199,2

229,0

52 440

2 410

3,3820

79 200

200,7

230.8

53 260

1 590

3,2100

1 15 200

201,3

231.4

53 530

1 320

3,1210

208 800

201,9

232,3

53 940

910

2,9600

295 200

202,3

232,7

54 160

690

2,8*100

381 600

202,7

233,0

54 290

560

2,7482

4G8 000

202,9

233,2

54 380

470

2,6721

580 000

203,1

233,5

54 520

330

2,5190

680 000

203,3

233,6

54 570

280

2,4472

813 600

203,4

233,8

54 650

200

2,3017

986 400

203,5

233,9

51 710

140

2,1461

Приинмая #к = 500 м, получим

7,7-Ю-МОЗО. 234,2-303 0,82 m i ~ 1187-0,926-10-6-293-1,033 25.104 ~°’ ° М'

Определение пластового давления

Граничное условие — бесконечный пласт. При условии Т < 20/ в бесконечном пласте для определения пластового давления КВД обрабатываются по формуле (V.10). В этом случае при экстраполяции прямолинейного участка

Т -1 t    о    <)

до lg —1— = о значение р3 = р2пл.

В качестве примера рассчитаем пластовое давление по КВД, приведенной

Т -г t

в    табл. V.2 и на    рис. V.2. Как видно из графика при    lg—^— =    0    =

=    21 200, откуда    рпл =^21 200= 145,6 кгс/см2. Измеренное    значение рпл =

= 146кгс/сма. Погрешность составляет <[0,3 %.

В тех случаях, когда время работы скважины до остановки велико :> 20 0. КВД обрабатываются по формуле (V.1). При этом пластовое давление определяется путем экстраполяции прямолинейного участка до lg t — lg Т. В этой точке разница между р~л и квадратом текущего забойного давления р%{ составляет

О.Зр, т. е. р211л = р2л + 0,30.

Пример. После работы скважины в течение 20 сут с постоянным дебитом снята КВД.

2

Измеренное рПЛ = 230 кгс/см*. КВД, обработанная в координатах р3 — lg /, приведена на рис. V.4.

В результате    обработки получено а = 47 200. (3 = 900,

р\х = 52 800 (при lg / = lg Т = 6,238).

рпл = 1^52 800 -j- 0,3-900 = 230,4 кгс/см2.

Следует отметить, что при определении пластового давления большое значение имеет правильный выбор методики обработки. Так, например, при длитель-


V s 2 5 в , к 1 |

О S и <    9

S,c <s?    0

о8g«o

?- ^2 a 2 l- ca

? 2 P *X x S p 1 u я E |

^ d? Ю ^ os.. <1 ?    ^ S к; ri

fe ^ g o^b

v . 0 и x

в J Я P, 2 ~r-; 1) s !C id aOOU < Ж U t- — »1


S s « S

С S m S

sgx4

X5 JO ?*'g Sa*l

* s m 5 ё-в 0.5



и.

* X

fc а

а ш

0    >-

1    « s


Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды и выхода газа на дневную поверхность.

Глубина спуска кондуктора в газовых скважинах

h = L-RT\n-Bz-,    (3.12)

Pep 9h

где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; Т — средняя темпера гура на длине (L — Л); рн — начальное пластовое давление газа; рср — средняя плотность горных пород разреза на длине h; д — ускорение свободного падения.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми унлотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типов УС-1, ГС-1. Герметичность заколонно-го пространства скважин обеспечивается использованием цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

3.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического и фациального состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор; 2) механической прочности пород; 3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу; 4) наличия газо-, нефте- и водоносных пластов в продуктивном разрезе; 5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности; 6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-

В настоящее время на всех установках осушки давление газа значительно ниже, чем в начальный период эксплуатации месторождения, когда давление газа перед входным коллектором УКПГ составляло более 7,4 МПа. В этот период осушка газа производилась при давлении 7,4 МПа.

Практически объем добычи газа по большинству УКПГ ниже, чем по проекту (с учетом увеличения мощностей УКПГ за счет реконструкции). Несмотря на это, рабочие скорости газа в аппаратах ряда УКПГ выше, чем по проекту.

Общим для всех УКПГ являются использование раствора ДЭГа для извлечения паров воды из газа и применение водяного пара в качестве теплоносителя в блоке регенерации гликоля.

Принципиальная технологическая схема установки осушки газа приведена на рис. 4.15. Установки абсорбционной осушки газа Уренгойского месторождения состоят из двух блоков; осушки и регенерации насыщенного раствора гликоля.

Блоки осушки газа включают в себя абсорберы и сепараторы. В ряде случаев в абсорберы входят сепарационные секции, что обеспечивает компактность УКПГ.

Блоки регенерации состоят из дегазатора, десорбера, реф-люксной емкости, системы вакуумирования и т.д.

Различные вопросы, связанные с эксплуатацией этих установок, описаны в работах [10-12, 15, 16, 21, 23-25, 27-29].

Подготовка к транспорту газа сеноманских залежей на

Рис. 1.15. Принципиальная технологическая схема установки осушки гаяа Уренгойского месторождения:

А-201 - абсорбер; С-1 - сепаратор первой ступени; КС - дожимной компрессор; Е 310 - сборник; В-301 - дегазатор; Е-304 - буферная емкость; И-301 -испаритель; Д-301 - десорбер; Р-301 - рефлнжсная емкость; АВО - аппараты воздушного охлаждения; Т-301 - рекуперативный теплообменник; Х 301 -конденсатор; Ф 301 - фильтр; Н-304, Н-307, Н 310 - насосы; Н-306 - вакуум-насос

Уренгойском месторождении производится на 15 установках комплексной подготовки газа.

В настоящее время на всех установках осушки давление газа значительно ниже, чем в начальный период эксплуатации месторождения, когда давление газа перед входным коллектором УКПГ составляло более 75 кгс/см2. В этот период осушка газа производилась при давлении 75 кгс/см2.

В связи с этим на УКПГ введены в эксплуатацию дожим-ные компрессорные станции. При этом ступени сжатия газа размещены до и после установок абсорбционной осушки газа.

УКПГ отличаются пропускной способностью и аппаратурным оформлением. На первых четырех (УКПГ-1-4) установлены колонны с колпачковыми тарелками (ГП-252.05, диаметр 1600 мм). К моменту установки эти аппараты имели производительность 3 млн. мэ/сут (в соответствии с проектом). В дальнейшем после первичной модернизации технологического оборудования, заключающейся в установке в верхней части абсорбера фильтров-патронов, единичная мощность была увеличена до 5 млн. м3/сут газа. Опыт эксплуатации данных аппаратов на четырех УКПГ сеноманской залежи показал надежную и эффективную их работу (потери ДЭГа с осушенным газом меньше, чем на остальных УКПГ, оснащенных многофункциональными абсорберами). То же касается межревизи-онного срока эксплуатации.

На УКПГ-5 и последующие установлены многофункциональные абсорберы различной модификации. В том числе: на УКПГ-5-10 по (ГП-365.04) проектной производительностью 5 млн. м3/сут;

на УКПГ-1ас, 11-13 и 15 по (ГП-502.00) производительностью 10 млн. м3/сут.

Многофункциональный аппарат типовой конструкции ГП-365 представляет собой колонну высотой 16 м и диаметром

1,2 м, которая функционально разделена на три секции: сепарации, массообмена и фильтрации и улавливания гликоля. Первая по ходу газа секция сепарации состоит из сепарацион-ной тарелки, оснащенной 86 прямоточными центробежными элементами диаметром 60 мм (типа ГПР-202), Массообменная секция состоит (в проектном варианте) из пяти контактных ступеней, каждая из которых включает в себя ситовую контактную тарелку и сепарационнную с прямоточными сепара-ционными элементами. Ситовая тарелка с отверстиями диаметром 6 мм работает в режиме уноса, а сепарационная тарелка предназначена для улавливания уносимого с ситовой тарелки гликоля и возврата его для обеспечения внутренней циркуля-

pj-10

Pj=52ti00

-

О

8 J

4    61 f

пластового давления

ной работе скважины до остановки может иметь место влияние условий на границе дренажной области скважины, и применение в этом случае метода определения рПл по формулам бесконечного пласта может привести к значительному завышению рпл.

Граничное условие — конечный пласт. Определение пластового давления в ограниченном пласте проводится в следующем порядке.

50

hO

30


Рис. V.4. по КВД


Определение


Т + t t


Определяют Р и р*

Обрабатывают КВД в координатах р\—lg


Т +1

в точке lg —-— = 0.

Рассчитывают у (ы) по формуле

„(а) =2,3 (р2л1 — Рз2)/Р-

где Рпл1 — последнее измеренное или определенное по КВД значение пластового давления, кгс/см2; Твремя работы скважины до остановки, Т = Qao^Qo> с; Фдоб — суммарный отбор из скважины со времени последней остановки скважины на восстановление давления; Q0 — дебит газа перед остановкой.

В А


и

УШ)

Рис. V.5. График функции у (и)

По рис. V.5 по найденному значению у (и) определяют и.

Рассчитывают пластовое давление по формуле

_ l/J2    Р

Рпл у Р пл1    2,3 U    ¦

Пример.    В    скважине,    работавшей до остановки 5400    ч.    снята    КВД.    Пластовое

давление перед пуском    скважины было рпл = 240    кгс/см3.    Определить пластовое давление

на момент снятия КВД, считая граничным условием ограниченный пласт.

Результаты расчетов и исходные данные КВД приведены в табл. V.4 и на рис. V.6.

Из графика получаем при lg —-— — 0 р3*2 = 56 200, ft = 1333.

Таблица V.4 Обработка КВД для определения пластового давления

t, ч

2

Рз

Г + / t

*7'

t, ч

2

Рз

Т + / t

2

51 830

2701

3,431

106

54 290

46,3

1,66G

G

52 440

901

2,955

130

54 380

37,9

1.579

22

53 2G0

219

2,340

161

54 520

30,8

1,489

32

53 530

151

2,179

189

54 570

26,4

1,422

58

53 940

83,8

1,923

226

54 650

22,2

1,346

82

54 100

59.5

1,774

276

54 710

18,5

1,267

Рассчитываем у (ы)

,|„=Ё!да= 2,07.

1 333

По рис. V.5 находим и = 0,25. Пластовое давление равно

= Vno -2^5 = 235Д кгс/смг'

Рпл


V.I.3. Влияние различных факторов на форму КВД

Рассмотренные методы обработки КВД получены для условий мгновенного закрытия скважины, работающей в однородном пласте при стационарном распределении давления до остановки и изотермическом процессе восстановления давления. Как известно, в реальных скважинах соблюдение всех этих условий невозможно. Поэтому КВД, преобразованные в координатах соответствующих методов, имеют, как правило, форму, отличающуюся от прямой. При этом искажение формы КВД может происходить на разных ее участках в зависимости от того, каким фактором оно вызвано.

Искажение формы начальных участков КВД могут вызвать следующие факторы.

Наличие притока газа в скважину после ее закрытия на устье. При этом начальный участок отклоняется вниз от прямой, как показано на рис. V.7, а. КВД начинается, как правило, из точки с координатами lg / = 0 и р\ = р\ 0. Обработка таких КВД с учетом притока приведена в п. V.I.4.

Значительное отличие параметров призабойной зоны от параметров пласта, в том числе ухудшение их в результате выпадения конденсата и улучшение

Рис. 3.7. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на ПХГ:

/ — бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 — переводник с левой резьбой; 3 — обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм; 5 — гравий; 6    — щелевой


фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 — клапаны обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 — хвостовик диаметром 62,7 мм; II — забой

Рис. 3.8. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:

I — обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 — противовыбросовая головка;

3 - манометр; 4 — соединительные трубы; 5 — кран, регулирующий подачу гравия; 6 ~ бункер для гравия; 7 — цементировочный агрегат; 8 — емкость

с водой

и водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой, Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик. Когда газо-насыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, то открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов либо рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

В последнее время наибольшее распространение, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в рыхлых

песчаных пластах на подземных хранилищах газа (ПХГ), создают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину на НКТ спускают забойный фильтр (рис, 3.7) длиной 10,6 м, трубу, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10—12 мм, общая площадь которых составляет 15 — 20% площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5— 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.

На рис. 3.8 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц 1 мм проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть пласта. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта и предотвращения возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.


Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ — органических полимерных ма-

Рис. 3.9. Схема оборудования скважины и обвяэки агрегатов при за* качке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта ции абсорбента. Верхняя секция аппарата служит для очистки осушенного газа от мелкодисперсных капель гликоля и состоит из 54 фильтров-патронов с намоткой из фильтрующего материала (нетканое лавсановое техническое полотно), армированного с обеих сторон 2-3 слоями металлической рукавной сетки. Слив уловленного в секции фильтрации гликоля осуществляется по наружной переточной трубе на полуглухую тарелку в массообменную секцию.

Основные результаты реконструкции УКПГ. Опыт эксплуатации многофункциональных аппаратов на Уренгойском месторождении показал, что через 3~4 месяца после ревизии и пуска имел место повышенный унос гликоля с осушенным газом. Это объяснялось большой жидкостной нагрузкой на верхнюю фильтрующую секцию аппарата, достигающую 1,5-2,0 кг/1000 м3.

Вследствие высокой жидкостной нагрузки и загрязненности циркулирующего абсорбента механическими примесями фильтрующий материал (нетканое техполотно) интенсивно ими забивается. Забивание мехпримесями фильтрующего материала снижает его дренирующую способность, уменьшает поверхность фильтрации и тем самым обусловливает возникновение в отдельных локальных точках высоких линейных скоростей, что вызывает срыв и унос газом капель гликоля.

Обычно после ремонта перепад давления на фильтрующей секции составляет 2-3 кПа, а к концу межремонтного срока этот показатель может достигать 20-30 кПа при том же расходе газа. При этом начальная величина уноса составляет 2-

3 г/1000 м3, а конечное значение выше на порядок и более, вплоть до массового уноса.

В целях снижения жидкостной нагрузки было предложено разместить на месте верхней контактной тарелки секцию из сетчатых барабанов-отбойников. Испытания, проведенные на одной из технологических линий УКПГ-9, показали, что жидкостная нагрузка на фильтрующую секцию снизилась до 100— 150 г/1000 м3 обрабатываемого газа. Аппарат проработал без ревизии фильтров-патронов более двух лет. Хорошие результаты промысловых испытаний дали основание для широкомасштабного внедрения разработки на всех УКПГ Уренгойского месторождения, что позволило в свое время существенно снизить потери гликоля по месторождению в целом и обеспечить их средние значения на уровне 15-20 г/1000 м3 газа. Эта разработка, получившая в своих модификациях наименование "Фильтр-патрон сетчатый СФП-2 (СФП-3)", нашла применение и на УКПГ других месторождений Западной Сибири.

Наряду с изменением конструкции аппаратов велись работы по повышению эффективности очистки ДЭГа от мехпримесей, состоящих в основном из продуктов коррозии оборудования и трубопроводов, продуктов разложения и окисления ДЭГа, песка и грязи.

На УКПГ были размещены фильтры тонкой очистки ДЭГа; также ведутся испытания системы магнитной очистки ДЭГа от мехпримесей. Остановимся более подробно на удачных конструктивных изменениях (модернизациях) основного технологического оборудования УКПГ сеноманских залежей.

Для обеспечения нормальной работы системы осушки газа при пониженных давлениях контакта в течение ряда последних лет на Уренгойском месторождении проводились работы по совершенствованию сепарационного и массообменного оборудования. В середине 1995 г. было модернизировано более 70 МФА типа ГП-365 и 14 аппаратов типа ГП-252. В целом проведенную модернизацию аппаратов следует признать положительной, так как она позволила к настоящему времени обеспечить осушку газа со средними уносами гликоля 15-20 г/1000 м3 при рабочих давлениях 4,0-4,5 МПа. Вместе с тем имелись случаи неудачных результатов модернизации, в частности, на ряде технологических линий УКПГ-10. Причинами этого явилось, во-первых, низкое качество проведения работ, а во-вторых, высокая загрязненность циркулирующего гликоля, так как на УКПГ отсутствует возможность тонкой очистки гликоля от примесей.

На УКПГ-6-10 установлены МФА без фильтров-сепара-торов. Опыт эксплуатации данного вида оборудования показал его неэффективную и ненадежную работу (аппараты требовали ревизии через полгода эксплуатации, унос ДЭГа превышал 25-30 г/1000 м3). В период максимального отбора газа на месторождении неэффективная работа этих аппаратов приводила к большим потерям ДЭГа и нарушениям технологического режима работы оборудования (вплоть до отключения подачи ДЭГа на некоторые технологические нитки УКПГ).

Опыт эксплуатации абсорберов УКПГ-11-15, lac показал их высокую эффективность и надежность работы (унос ДЭГа - до 20 г/1000 м5, межревизионный период до двух лет). На наш взгляд, это объясняется относительно большим диаметром аппарата и, следовательно, низкими скоростями газа в аппарате.

В связи с размещением первой очереди ДКС после установок осушки газа были проведены работы по модернизации абсорберов с целью обеспечения их пропускной способности при низких давлениях.

после работ по интенсификации. Если проводимость призабойной зоны лучше проводимости пласта, начальный участок отклоняется вверх от прямой (см. рис. V.7, б). В случае ухудшенных параметров призабойной зоны начальным участок отклоняется вниз и имеет вид, аналогичный КВД с влиянием притока. Применение методов обработки с учетом притока в этом случае не выпрямляет начальный участок.

Технологические причины, в том числе:

1) запаздывание закрытия скважины на забое по сравнению с началом отсчета времени. Время запаздывания tQ получается как точка пересечения линии

0 и кривой экстраполированной линии начального участка, имеющего обычно

а    5    6    г

д    еж


Рис. V.7. Влияние различных факторов на форму КВД

точку перегиба. Коэффициент а в этом случае должен определяться при tQ Вид КВД показан на рис. V.7, в;

2) снятие КВД в фонтанных трубах или эксплуатационной колонне, по которым скважина работала до остановки. При этом первые точки КВД могут быть значительно ниже, чем начальное забойное давление р\ 0. Начальный участок

характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки с дебитом, близким к свободному (см. рис. V.7, г).

Основными факторами, искажающими форму конечных участков КВД, являются следующие.

Влияние границ пласта, т. е. соответствие принятых при обработке граничных условий характеру работы скважины в процессе исследования. Так, например, при обработке КВД скважин, работающих в условиях ограниченного пласта, по формулам бесконечного пласта, конечный участок искривляется (см. рис. V.7, д).

Неизотермичность процесса восстановления давления в высокодебитных скважинах со значительной разницей между статической температурой на забое и устье. В таких случаях, при снятии КВД на устье неучет процесса стабилизации температуры может привести как к заметному искажению формы конечного участка (см. рис. V.7, е), так и к изменению его наклона и связанными с этим ошибками в определении параметров пласта.

Наличие в области дренирования скважины зон с резко выраженной неоднородностью, в том числе непроницаемых экранов, зон выклинивания, сбросов и т. д. Форма конечных участков КВД в зависимости от конфигурации и числа экранов, а также методы обработки КВД в неоднородных пластах приведены в п. V.I.4. Вид КВД показан на рис. V.7, ж.

Нарушения режима работы скважины перед ее остановкой, связанные с технологией исследования, например со спуском глубинных приборов. При этом длина искривленного участка тем больше, чем больше время работы скважины на измененном режиме. Поэтому для надежного определения параметров пласта наиболее правильно снимать КВД после работы на установившемся режиме, в противном случае нарушение режима необходимо учитывать при обработке КВД.

Наличие нескольких пластов с разными фильтрационными параметрами. В этом случае время начала влияния границ определяется пьезопроводностью лучшего пласта, что отмечается на КВД дополнительным прямолинейным участком, аналогично неоднородности по площади.

Приведенные факторы не обусловливают все возможные формы КВД, так как на практике может иметь место сочетание отдельных факторов и различные дополнительные факторы.

V. 1.4. Учет влияния различных факторов при обработке кривых восстановления давления

Учет притока газа в скважину после ее остановки

Необходимость учета притока возникает, как правило, в тех случаях, когда он продолжается в течение длительного времени, например, в малодебитных скважинах, а также при невозможности получения и обработки конечных участков КВД.

Для обработки КВД с учетом притока используются дифференциальные и интегральные методы. Применение этих методов к различным скважинам показывает, что они дают в некоторых случаях разные результаты. Поэтому для расчетов, требующих большой точности, в особенности для неоднородных пластов, желательно применять методы обоих типов.

Ниже приводится методика обработки КВД одним из методов каждого типа.

Дифференциальный метод. Обработка КВД проводится по формуле

pi — p\q

3    =a0+pig(p;    (V.    17)

1 -q(t)IQo где

«„ = Р ig 4Э2- + «В;    (V.I8)

Ас. пр

^ WIQn    .    (у. 19)

Ф 1-?(<>/<?.    ’    1

v (о = 7ТФ” Ip W -Pol;    (v.2o)

гср* срРат

ПО - Jt™ *%-;    (V.2I)

*ср' еркат Ul

Р =(/7з + ру)/2;    (V.22)

V (/) — объем газа, поступившего в скважину за время t, см3; q (/) — приток газа в скважину в момент t, см3/с; р, р0 — среднее давление в скважине соответственно в    момент    t    и    t    =    0,    кгс/см2; р3, ру — давление на    забое    и    устье    скважины

в момент    t,    кгс/см2;    Q0    —    дебит скважины перед остановкой,    см3/с; ?2СКВ — объем

скважины, см3.

При наличии фонтанных труб &скв определяется как сумма объемов затруб-ного пространства и фонтанных труб.

териалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектор а используют органические смолы, пластмассы, специальные составы типа "перматрол".

В качестве органических смол применяют эпоксидную, фе-нолформальдегиднуто, карбамидную (крепитель М), а также смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 3.9 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин, В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке,

1.    В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.

2.    В скважину спускают заливочные трубы 6 диаметром 50 или 75 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируют пакером 7.

3.    Устье скважины оборудуют заливочной головкой 5.

4.    Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, а цементировочный агрегат / — раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5.    Поело закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляют продавку смолы в пласт водой,

Реагенты закачивают в пласт в предельно короткий срок

— от 15 до 30 мин.

6.    После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы, в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут, при 343 и 333 К — 4,8 и 14 сут соответственно.

7.    Проверку результатов крепления призабойной зоны пласта проводят путем ее исследования при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 — 40% массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически не умень-160

шается и, что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.

Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293 — 303 К) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бен-золсульфокислота (БСК).

Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо);

2)    после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему порового пространства пласта радиусом 1м, в пласт закачивается теплый газ, что способствует повышению прочности смолы и упрощает освоение скважины после обработки;

3)    обработка призабойной зоны смолой проводится без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего вещества пласта-коллектора (особенно с глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.

Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газо-, нефте- и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, иметь открытый забой нельзя, В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

3.2.3. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИН

Ствол скважины — промышленное сооружение, которое обеспечивает безаварийную работу в течение всего срока разработки месторождения.

С целью изоляции проходимых при бурении водяных пластов, а также для предохранения стенок скважины от обвалов, сообщения пласта с устьем после бурения ствол скважи-

ЦКБН и ТюменНИИгипрогазом проведены работы по усовершенствованию конструкции фильтрационной, сепарацион-ной и массообменной частей МФА.

Наиболее удачной конструкцией сепарационных элементов, испытанных на УКПГ сеноманской залежи, явились сепара-ционные элементы ГПР-515, ГПР-353. Также положительные результаты показали сепарационно-контактные элементы ГПР-362 конструкции ЦКБН. Этот вывод проиллюстрирован на рис. 4.16.

Основными факторами, определяющими в целом эффективность работы оборудования (по уносу гликоля), являются нагрузка фильтрационной части аппарата по жидкости и степень загрязненности ДЭГа. Исследования по определению уноса ДЭГа из массообменной части в фильтрующую показали, что при производительности, близкой к 5 млн. м3/сут, и давлении 6-7 МПа допускается унос:

в проектной конструкции ГП-365 - до 2-2,5 г/м3 газа; в конструкции ТюменНИИгипрогаза (фильтр-барабаны под фильтрующими патронами) -0,15 г/м3;

в конструкции ТюменНИИгипрогаза (разделение потока) -до 10 г/1000 мэ;

в конструкции ЦКБН с контактно-сепарационными насадками в абсорбционной части и сепарационной тарелкой с элементами ГПР-353 перед фильтрующей частью - до 0,1 г/м3;

в конструкции ЦКБН с контактно-сепарационными элементами ГПР-362 в абсорбционной части - до 0,0,75 г/м3.

Испытания многочисленных конструкций фильтрующей части аппаратов позволили сделать однозначный вывод о невозможности отказа от фильтров-патронов, установленных в верхней части аппарата. При всей сложности их сборки и

Рис. 4.16. Зависимость уноса ДЭГа от времени наработки абсорберов различной конструкции

монтажа они обеспечивают минимальный вынос ДЭГа и длительный межревизионный период.

Внедрение схемы модернизации конструкции ТюменНИИ-гипрогаза позволило обеспечить более длительный период (до 1-1,5 лет) межремонтной эксплуатации аппаратов с сохранением приемлемой величины потерь гликоля (до 15-20 г/ 1000 м3).

Таким образом, проведенная реконструкция основного технологического оборудования на УКПГ сеноманской залежи позволяет обеспечить нормальную работу технологического оборудования осушки газа (ГП-252, ГП-365, ГП-502), вплоть до снижения давления в аппаратах до 3,4 МПа.

Для проектирования вновь обустраиваемых месторождений Западно-Сибирского региона, учитывая опыт комплексных испытаний различных схем модернизации аппаратов осушки газа, а также элементов их конструкций, наиболее приемлемой по всем характеристикам является следующая компоновка МФА на основе серийного аппарата ГП-502:

сепарационная часть - сепарационная тарелка с элементами ГПР-515 конструкции ЦКБН;

абсорбционная часть - массообменные тарелки с контактно-сепарационными элементами ГПР-362 (с возможным использованием разделения потока газа в массообменной части);

перед фильтрами-патронами - сепарационная тарелка конструкции ЦКБН (ГПР-515).

Такой вариант компоновки оборудования и конструкции аппаратов наиболее надежен в эксплуатации и обеспечивает требуемые параметры работы системы осушки газа с минимальными потерями ДЭГа в течение всего периода эксплуатации месторождений, подобных Уренгойскому по составу газа и запасам. В настоящее время этот вариант компоновки МФА ГП-502 монтируется и будет испытываться на УКПГ-12. Длительность межревиэионного периода составляет минимум два года.

На основании анализа многолетнего опыта эксплуатации специалистами ТюменНИИгипрогаза, ЦКБН и ПО “Уренгой-газпром" сделан вывод о том, что в схеме осушки газа наиболее эффективна МФА ГП-502 производительностью 10 млн. м3/сут, наименее удачна - МФА ГП-365.

Повышение степени насыщения раствора ДЭГа* Опыт эксплуатации установок абсорбционной осушки газа Уренгойского месторождения показал, что значительный интерес представляет возможность достижения более высокой степени насыщения раствора ДЭГа влагой, чем это регламентируется "Нормами технологического проектирования" ОНТП 1-86.

Остальные обозначения те же, что и в формулах (V.l)—(V.9).

Величина dpidt определяется приближенно графическим способом но формуле

4- =    .    (V.23,

Ut    12 - 11

Интервал времени t2tx выбирается таким образом, чтобы точка t была посередине интервала, т. е. At = (t2 — /х)/2. В зависимости от темпа нарастания давления At можно выбрать от нескольких секунд (на начальном участке) до нескольких минут.

О 1 23455769 10 10st

0,5    1    10sG(t)

0    123    4    56789 10 10ut

j. | м j ¦ у ф у 11^ i.ijLLjt U[1. l Ц11^11,1 Hjll I, I U,il 11

0,5    1    1,5    10*G(t)

0    123456789    10 !03t

h-M‘|‘ V '-11 .¦11 1 'i1    1)1V i)i ¦ I, ¦!," t l|ii|ilm,il I ,il|

1    1,5    2    104't)

0    1    234    56769 fO 10zi

H 1 1 1 1 I '| i >' ‘I1 111 ¦-> -I1 ¦,11' 111 f1!1!1'1 '''I '' 'I I'lVli

0,5    1    1,5    2    ?,5    10г    G(    t)

Рис. V.8. Палетка G (t) для обработки КВД интегральным методом

Обрабатывая полученные результаты графически в коорди-

Pl-Pl о    ,    ,    й

натах  -— ^ ^--lg ср, по прямолинейному участку определяют а0 и р. по

которым затем находят те же параметры, что и по формулам (V.4)—(V.9). Интегральный метод. Обработка КВД проводится по формуле

ln    =    Q^zp&TTnn

(V.24)


*1-4?


2nkhTcr

In —^-+2,31g / с. пр

где t — продолжительность восстановления давления; t = nt — безразмерное время;

п « х//?-; t

D (?) = J \р\ (t - i) dG (f);    (V.25)

0

bpl=pl-pla\

t — параметр интегрирования, изменяется от 0 до /, t = тп\ G (/) — функция суммарного притока.

Для расчета D (Г) КВД строится в координатах Ар\ (t — т) — G (7). Для

этого используются палетки абсциссы G (0 с отметками параметра t (рис. V.8). С помощью графического интегрирования находят площади D (f) по формуле

(V.25). Величина V (I) определяется аналогично дифференциальному методу. Обработанная КВД строится в координатах

n tD (t)

-lg/.


V (t) | Qo J

2п


При эгом тангенс угла наклона прямолинейного участка равен коэффициенту Р. а отрезок, отсекаемый на оси ординат, а'.

„/    _    Qo^-PaT^?    пл    о    огс

“ "--2я*НГ„1П 2,25

(V.26)


или

а' = а--In 2,25.

Пример. В скважине, работавшей с дебитом Q„ = 79,56 тыс. м*/сут при рпл = ”20,03 кгс/см3 снята КПД- Конструкция скважины: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, глубина спуска 227 м, забой открытый в интервале 234—243 м, диаметр 121 мм.

Эффективная мощность h = 6,5 м; пористость т = 0,2; р = 0,68; р, = 0,012 сП; Ту = = 280 К; Та = 286 К- Коэффициенты фильтрационного сопротивления а = 0,96; b = = 1,6-10"3. Исходные данные КВД и р|—р|о приведены в табл. V.5. При обработке КВД принято z — 1,0; TQT = Гср. Объем скважины йскв = 4,25-10“* см8.

Обработка дифференциальным методом.

Результаты расчетов и обработки КВД приведены в табл. V.5- V.8 и на рис. V.9. Как видно из табл. V.6 приток газа в скважину практически прекратился через 3 мин после закрытия, '«рэтому дальнейший расчет проводить нецелесообразно.

Для сравнения на рис. V.9 приведены результаты обработки КВД без учета притока

в координатах 3Рзо)— Очевидно, что конечный участок по обоим методам совпадает.

Ш , Pj-Pfo . 1п

Рз


W

Рис. V.9. Обработка КВД с учетом притока.

2 2

Зависимость: / — р3 — p3Q от lg 2


In t D(0


от lg t;


V <0 Qo


2n It -


2 2 Рз — РзО


OT lg Ф


3 —


Q (t)

Q<r


1 —


ны крепят (обсаживают) стальными обсадными трубами с последующим их цементажом.

Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска насосно-компрессорных труб, а также комплекс оборудования, включающий пакера, забойные и ириустьевые клапаны и соответствующую аппаратуру для контроля за работой скважины.

Чтобы в начале бурения не было искривления ствола скважины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливается направление соответствующего диаметра длиной 2 — 3 м. Следующую колонну, называемую кондуктором, обычно спускают на глубину 50 —500 м с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале глубин.

После кондуктора в скважину спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, обсадные колонны. Если после кондуктора спускают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая — эксплуатационной. При соединении труб в колонны для обеспечения герметичности соединений в процессе эксплуатации скважины применяют специальные уплотнительные смазки, которые используют и для муфт, навинченных в заводских условиях, и поднимают цемент до устья.

Для каждого месторождения выбор конструкции газовой скважины производится исходя из особенностей геологического строения хместорождения, климатических условий, физико-химических характеристик газа и жидкости, распределения температур от устья до забоя, условий бурения и эксплуатации в течение всего срока разработки месторождения. Конструкция газовых скважин должна обеспечивать: экологическую безопасность в течение всего срока разработки месторождения;

прочность скважины как технического сооружения, исключающую смятие и разрушение обсадных колонн в течение всего периода эксплуатации;

изоляцию водо-, нефте- и газоносных пластов; разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

предотвращение межколонных газопроявлений, прорывов газа и грифонообразований в процессе бурения и эксплуатации скважины;

минимально необходимый расход материалов и средств в процессе разведки и разработки месторождения;

получение максимально допустимого дебита скважин; возможность работы ири оптимальных технологических режимах при максимальном эффективном использовании пластовой энергии;

вынос жидкости с забоя скважин;

возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и гидратообразованием в стволе и на забое скважины.

Специальная конструкция скважин предусматривается в случае раздельной эксплуатации двух и более горизонтов в одной скважине. Особая конструкция скважин с точки зрения прочности и создания необходимой герметичности (например, даже путем спуска сварных колонн) должна предусматриваться для скважин, в которых из одного пласта осуществляется добыча газа, а в другой пласт производится закачка газа или воды. Такого рода скважины могут потребо-ваться на многоиластовых месторожедниях и при закачке газа или воды в газоконденсатные залежи с большим содержанием конденсата при разработке их с поддержанием давления.

Скважины в зонах вечной мерзлоты, где возможны смятие колонн после бурения при длительной их остановке, а также потеря устойчивости за счет растепления ствола при эксплуатации скважины, должны сооружаться с большей надежностью. Для зон вечной мерзлоты на кондукторе может устанавливаться изоляция или специальный второй кондуктор для обеспечения циркуляции хладагента. Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью, например, соляркой, а ствол скважины при длительной ее консервации — соляркой или раствором хлористого кальция.

Иногда для улучшения связи цементного кольца с колонной наружная поверхность эксплуатационных колонн покрывается песком.

В газовых скважинах эксплуатационные колонны дополнительно рассчитываются на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточные колонны — на максимальное давление при выбросе.

Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами газовых скважин, как правило, устанавливается: за кондуктором — до устья;

Согласно этим нормам, степень насыщения раствора ДЭГа ограничивается 2,5 %. Здесь и далее степень насыщения раствора указывает на разность массовых концентраций гликоля в регенерированном и насыщенном растворах.

Известно, что степень насыщения раствора определяет удельный расход циркулирующего в системе абсорбента, мощность насосов, размеры емкостей и коммуникаций гликоля, объем газов выветривания и т.д, Кроме того, этот показатель влияет также на расход энергии в блоке регенерации.

Возможность достижения более высокой степени насыщения абсорбента проиллюстрирована фактическими показателями работы УКПГ-4 Уренгойского месторождения (табл. 4.20).

Полученные данные позволяют сделать однозначный вывод

о том, что на установках осушки газа можно достичь более высокой степени разбавления абсорбента, чем это предусмотрено ’’Нормами технологического проектирования" ОНТП 1-86. Благодаря этому обеспечивается меньший удельный расход циркулирующего абсорбента и снижается расход электроэнергии на работу насосов и регенерацию насыщенного раствора.

В целом, устанавливая степень насыщения раствора ДЭГа во взаимоувязке с основными параметрами процесса на стадии проектирования, можно достичь снижения затрат на обработку газа.

В процессе разработки месторождения в связи с падением устьевого давления и снижением отбора газа создаются условия для выпадения жидкой фазы в полости промысловых трубопроводов, что обусловлено низкими скоростями течения смеси,

Таб л и ца 4.20

Результаты обработки фактических показателей установки абсорбционной осушки газа УКПГ-4 [15]

Показатели

Номер замера

1

2

3

4

5

6

Массовая концентрация гликоля в РДЭГс, % Массовая концентрация гликоля в НДЭГе, % Степень насыщения раствора, %

Расход газа, тыс. м3/ч Подача РДЭГа, кг/10ОО 1?

Степень насыщения раствора ДЭГа, % Равновесная точка росы, *С

98,21

93,72

4,49

1263

3,89

5,68

-19

98,53

94,24

4,29

1262

3,89

5,58

-22

98,35

93,72

4,63

1219

4,07

5,39

-20,5

98,35

93,41

4,94

1305

3,76

5,82

-20,5

98,17

92,91

5,26

1305

3.78

5.79 -18

98,17

94,36

3,81

1305

3,86

5,92

-18

Таб ли ца 4.21

/. с

Ig /

VI

S и . о и и а. х

м

2

о

- о га и о. X

2 2 рэ~рэ.о

Л с

lg t

Рг

кгс/см1

«I

а

и —. - о п и О. SC

2 2 Р3—Р3.0

0

17.76

18.15

0

240

2,38

19,16

19,56

53.32

6

0,78

18.34

18,72

21,24

300

2,48

19.20

19,60

54,88

12

1,08

18.60

18.99

31,32

360

2,56

19,24

19,65

56,55

18

1,25

18,68

19.07

34,34

420

2,62

19.26

19,67

58,65

24

1,38

18,76

19.16

37,47

600

2,78

19.32

19,72

59,74

30

1,48

18,80

19,20

39,04

1200

3.08

19,40

19.81

G2.97

36

1,56

18,84

19.24

40,60

1800

3,25

19.44

19,85

64,53

42

1,62

18,86

19,25

41,43

2400

3,38

19.50

19.91

66,98

48

1,68

18,88

19,27

42,16

3000

3,48

19,52

19.92

67.81

54

1,73

18,90

19,30

43,08

3600

3,5G

19,53

19.94

68,54

60

1.78

18,92

19,32

43,83

4800

3,68

19,54

19.95

68.64

90

1.95

19,00

19,40

46,96

6000

3,78

19,58

19.98

70,31

120

2,08

19,04

19,44

48,52

6600

3,82

19,61

20,01

71.15

150

2,18

19,08

19,48

50,09

7200

3.86

19.63

20,03

71,88

180

2,25

19,12

19.52

51,75

7800

3,89

19,63

20.03

71.88

210

2,32

19,156

19,55

53,11

Таблица V.6 Расчет притока газа в скважину после ее закрытия

t, с

р, кгс/смг

~Р — Ро. кгс/см1

1 X ^ | *3 1

—fn С

dp

dt

q (0 Qo

0

17,955

6

18,530

0.575

0,310

6

0,0516

0,230--

12

18,795

0,840

0,345

12

0,0288

0,129

18

18,875

0,920

0.165

12

0,0138

0,0615

24

18,960

1.005

0.125

12

0,0101

0,0447

30

19,000

1,045

0,065

12

0,0054

0.0241

36

19,025

1,070

0.055

12

0.00459

0,0223

42

19,055

1,100

0,050

12

0,00416

0,0186

48

19,075

1,120

0,045

12

0,00315

0.0167

54

19,100

1,145

0,045

12

0,00315

0,0167

60

19,120

1,165

0,035

12

0,00292

0,01305

120

19,230

1,285

0,0188

120

0,000833

0,00372

180

19.318

1,363

0,0135

120

0,0001125

0,000504

240

19,375

1,420

0,0099

120

0,0000825

0,000368

По результатам обработки получено а0 — 22,0; р = 12,75. Согласно формуле (V.4) определяем

kh 42,4-79,56-1,033 ц ~    12,75

= 281 Д-м/сП.


Обработка интегральным методом.

Расчеты проводились^ для значений t = 30, 150, 600, 3000 и 4800 с. Было принято п = 70 1/с. Величину D (/) вычисляли по палеткам (см. рис. V.8). В качестве примера на рис. V.10 дана зависимость (/ — т) от G (/) для t = 600 с. Интеграл D (/) находили путем графического интегрирования.

Расчет количества газа V (/), поступившего в скважину после ее закрытия

t, с

р, кгс/см8

Р — Ро, кгс/см*

V (/) -1 о-в. см*

V (0/Qo

0

17.955

0

_

_

6

18,530

0,575

2,368

2,560

12

18.795

0.840

3,452

3.748

18

18.857

0,920

3,781

4,111

24

18,960

1,005

4,130

4,484

30

19.000

1,045

4,300

4.668

36

19.025

1,075

4,459

4,841

42

19.055

1,100

4,521

4.908

48

19,075

1,120

4,603

5.000

54

19,100

1.145

4,706

5.109

60

19.120

1,165

4,788

5.200

120

19.24 0

1,285

5,2814

5.713

180

19.318

1.363

5,6019

6,082

240

19,375

1,420

5,8362

6,315

Таблица V.8

Результаты обработки КВД по формуле (V.17)

i, с

, QU)

р$-р1.о

V (/)

lg Ф

Qo

1 - Ч U)/Qо

Qo

0

6

0,770

27,3

3,440

4,46

0.649

12

0,871

35,9

8,252

9,47

0.976

18

0,9385

36,6

13,889

18,80

1,274

24

0,9553

39.2

19.516

20.42

1.310

30

0,9759

40.0

25,332

26.00

1.415

36

0,9777

41.5

31.159

31.87

1.504

42

0,9814

42,2

37,092

37,80

1,578

48

0,9833

42.9

43,000

43,73

1.641

54

0.9833

43,8

48,891

49,72

1.697

60

0.9870

44,5

54,800

55.50

1,744

120

0,9983

47,1

114,287

114,70

2.060

180

0.99341

51,7

173,918

174,02

2,240

210

0,99963

53,3

233.685

233,77

2,369

Т а б л и ц a V.9

Результаты обработки КВД интегральным методом

—<

¦4.

щ

"—'

O'

iC

O'

О

1. с

7 = nt

lg t

In t

D (O

O'

>1*

_C

С

С*

с

о»

2.1-10»

1.477

7,63

1,66- 10*

25.3

3 540

35.9

150

10,5- Ю»

2.176

9.25

9,74- 10«

114

20 200

44,75

600

4,2-10*

2.778

10,63

4,21-10»

591

83 000

54.0

3000

2.1- Ю»

3.477

12,2

2,15- 10*

2990

419 000

62.7

480С

3.36- 10»

3.681

12.7

3,36-10»

4790

670 000

63.8

•>«I

за промежуточными колоннами — с перекрытием башмака предыдущей колонны на 100 м;

за эксплуатационными колоннами при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность резьбовых соединений обсадных труб, из расчета перекрытия башмака предыдущей промежуточной колонны на 100 м.

В случае опасности утечек газа через резьбовые соединения обсадных труб, а также при наличии в газе агрессивных компонентов (углекислоты, сероводорода) цементный раствор за эксплуатационной колонной поднимается до устья скважин. Наличие сероводорода в газе требует выбора соответствующего металла или покрытий для эксплуатационных колонн и фонтанных труб.

После цементажа каждая колонна подвергается испытанию на прочность и герметичность.

Контроль за высотой подъема цементного раствора за обсадными колоннами осуществляется электротермометром или другими методами через 8—12ч после окончания цементирования, а качество заполнения кольцевого пространства цементным раствором определяется цементомером после подготовки скважины к перфорации.

Испытание эксплуатационной колонны состоит в предварительном снижении уровня и наблюдении за его изменением (подъемом) в течение заданного промежутка времени. Например, колонна считается герметичной, если за 8 ч уровень жидкости не поднимается более 1 м в 125— 152-мм колоннах, 0,5 м в 178 — 203-мм колоннах и 0,3 м в 229 — 254-мм колоннах. Если при испытании обсадной колонны уровень жидкости поднялся выше допустимого, то обсадная колонна считается негерметичной. В этом случае проводится повторное испытание и в зависимости от полученного результата составляется план дальнейших работ по данной скважине.

На большинстве газовых промыслов применяются одно-или двухколонные конструкции скважин. При этом одноколонная конструкция, состоящая из кондуктора и эксплуатационной колонны, обычно используется для небольших глубин до 600—1000м. Для значительных глубин более 2500 — 3000 м применяются трехколонные конструкции скважин.

Размер эксплуатационной колонны, как правило, составляет 12,7 или 15,2 см и реже 20,3 или 25,4 см.

При проектировании конструкции газовой скважины исходный диаметр эксплуатационной колонны определяется исходя из обеспечения надежной и безопасной длительной эксплуатации скважины, а диаметр НКТ выбирается исходя из условий обеспечения заданного рабочего дебита и выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей потоком газа, а также из необходимости обеспечения минимума потерь давления в стволе скважины.

Эксплуатация газовой скважины должна осуществляться по НКТ.

НКТ обеспечивают надежную добычу газа и подъем жидкости с забоя, предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного разрушения, дают возможность подавать в ствол и на забой антигидратные и антикоррозионные ингибиторы, а при необходимости без особых затруднений задавливать скважину раствором или водой. Кроме того, НКТ способствуют проведению необходимых исследований глубинными приборами.

В зарубежной практике для освобождения ствола газовых скважин от жидкости используются сифонные трубки диаметром 2,54 — 3,81 см, которые спускаются в НКТ или параллельно с ними, если скорость восходящего потока газа в них недостаточна для выноса жидкости с забоя.

Диаметр эксплуатационных колонн газовых и газоконденсатных скважин выбирается в зависимости от геологопромысловой характеристики продуктивных горизонтов и обеспечения надежных условий эксплуатации скажин, а также на основании технико-экономических расчетов, в которых рассматриваются зависимости получаемых дебитов газа и потерь давления в скважинах разного диаметра и оптимальных значений газоотдачи по пласту в целом с затратами на скважины. Выбранный диаметр скважины влияет на эффективность разработки, промысловое обустройство и транспорт газа.

Скважины с увеличенными диаметрами эксплуатационных колонн диаметром 20,3 —25,4 см пробурены на Уренгойском и Медвежьем месторождениях, где из каждой такой скважины предполагался дебит газа 3 — 6 млн. м3/сутки.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, особенно если газ содержит агрессивные компоненты, необходимо предусматривать дополнительные условия, обеспечивающие надежность скважин, в том числе спуск заколонного пакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя специальными забойными клапанами и пакером, спускаемым на НКТ, и заполнение затрубного пространства ингибитором для борьбы с коррозией.

Примером выбора утяжеленных конструкций газовых

Накопление жидкой фазы в трубопроводе приводит к возрастанию гидравлических потерь, интенсивному пробкообразова-нию, а в зимний период увеличивает вероятность гидратообразования. Это прежде всего относится к шлейфам диаметром 530 мм (УКПГ-lac, И, 12, 13). Эти факторы осложняют работу системы сбора газа.

Текущие параметры УКПГ приведены в табл. 4.21.

В настоящее время фактические потери ДЭГа (среднегодовые) по объединению составляют в среднем 16 г/1000 м3.

Значительный интерес представляют составляющие общих потерь гликоля на УКПГ. Согласно расчетам для параметров работы установок осушки газа, указанных в табл. 4.21, унос гликоля с осушенным газом в паровой фазе может изменяться от 0,67 до 6,0 г/1000 мэ в зависимости от температуры контакта и давления. Если среднегодовую температуру газа в абсорбере принять равной 20+25 °С, то равновесные потери ДЭГа с осушенным газом в паровой фазе составят 1,3+2,0 г/1000 м3. Потери гликоля в системе регенерации (с рефлюксной жидкостью, утечки, термическое разложение и т.д.) по экспертной оценке могут достичь 2,0+2,5 г/1000 м3. Учитывая указанные факторы, можно утверждать, что из 16 г/1000 м3 общих потерь ДЭГа на установке осушки около 11,5+13,0 г/1000 м3 приходится на долю капельного уноса.

Следует отметить, что по проекту унос жидкой фазы из абсорберов допускается до 20 г/1000 м3. Следовательно, фактический унос гликоля (11,5+13,0 г/1000 м3) значительно меньше, чем допустимый уровень. Из этого можно сделать вывод о том, что унос гликоля с осушенным газом в ГТС не превышает проектных показателей оборудования установок осушки.

Основная часть (более 90 %) гликоля, уносимого с газом в равновесном виде, конденсируется в межпромысловых газопроводах от УКПГ до ГКС и в магистральном газопроводе на участке от ГКС до линейной КС.

По данным Уренгойгазпрома, около 80 % капельного ДЭГа улавливается на головных КС. (Часть улавливаемого раствора возвращается на УКПГ для очистки и использования.) Остальное количество поступает в МГ и вместе с газом транспортируется до следующей линейной КС.

На практике может иметь место недоосушка газа. Пример влияния степени недоосушки газа на наличие конденсационной влаги в МГ приведен на рис. 4.17. При получении данных давление и температура газа перед входным сепаратором линейной КС приняты равными соответственно 5,5 МПа и 0 “С. Относительно этих параметров определена недоосушка газа.

Рис. 4.17. Влияние степени недоосушки газа на количество конденсационной влаги в газопроводе

Принято, что газ на УКПГ осушается при давлении 5,5 МПа, затем дожимается до 7,4 МПа, охлаждается в АВО до 25+35 “С (летний режим) и подается в газопровод. Согласно этим данным недоосушка газа на 1 "С приводит к образованию водной фазы в системе в количестве б,4+7,8 г/1000 м3. Это в несколько раз больше количества гликоля, образовавшегося в системе за счет изменения равновесных условий. Следовательно, недоосушка газа недопустима.


4.7. УСТАНОВКИ ОСУШКИ ГАЗА ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Проектные показатели УКПГ. Подготовка газов сеноманских залежей к транспорту ведется на семи УКПГ, имеющих идентичную технологическую схему. Эти установки укомплектованы оборудованием, разработанным ДАО ЦКБН (за исключением турбодетандерных агрегатов).

В состав каждой УКПГ входят 9 (8 рабочих, 1 резервная) однотипных технологических ниток по осушке газа с проектной производительностью 10 млн. м3/сут каждая. Суммарная проектная мощность рабочих технологических ниток УКПГ -26,5 млрд. м3/год.

Принципиальная технологическая схема установки осушки газа приведена на рис. 4.18.

Для предотвращения исключения растепления грунтов вдоль трассы газопроводов предусмотрено охлаждение газа до температуры 0...-1 °С перед подачей его на транспортировку.

Сепарация и осушка газа. На всех УКПГ сепарация и осушка газа производятся в многофункциональных аппаратах (МФА), разработанных ДАО ЦКБН. МФА включает в себя три секции: входную сепарационную, массообменную и фильтрующую.

Лр1(i-r)



о


1.0


0,5 0( t)


10


Учет неизотермичности процесса восстановления давления

Учет стабилизации температуры прн обработке КВД проводится при расчете забойных давлений по устьсвым. Для этого в качестве Тср в формулу (III.4) подставляется срсднелогарифмическое фактических забойной и устьевой температур в каждый момент. С этой целью одновременно с КВД на устье скважины снимается кривая стабилизации температуры (на глубине нейтрального слоя) или несколько точек этой кривой для ее последующего приближенного построения.

Температура на глубине нейтрального слоя рассчитывается по формуле

Т = Ти. с 4" (Т'с. о — 7-„. с) ехр ( —5,781


Есс основные расчеты и результаты обработки приведены в табл. V.9 и на рис. V.9. Кг*к видно из графика, прямолинейный участок имеет тот же наклон, что и по другим методам, а коэффициент ос' = 17,0.


(V.27)

Рис. V.10. Зависимость

Др\ (/ — х) от G (/)


где Т, Тс. о — соответственно температура на стенке скважины в момент t и перед остановкой скважины {t 0), К; ТНтС — температура нейтрального слоя, К; а — температуропроводность пласта, ма/ч; RK—радиус теплового влияния скважины, м.

Комплексный параметр a/R? определяют по измеренным значениям Т, используя формулу (V.27).

Следует иметь в виду, что во избежаиие значительных погрешностей в определении a R* по отдельным точкам, температуру необходимо измерять при достаточно больших t так, чтобы соблюдалось условие /    0,2    —.

'it

Таблица V. 10

Обработка КВД с учетом стабилизации температуры

С

•1

щ

о » о

U U

«X *

т{

Т'ср

К

С учетом стабилизации температуры

1 g*

Без учета стабилизации температуры

гср

е*

Рз

2

Рз

Рз

Р

2

3

0

219г0

378

394,5

0,955

1,2021

263,2

69

300

270,5

73

200

3

600

268,3

372

391,5

0,995

1.1947

320,5

102

720

3,556

329,6

108

640

7

200

268,7

366

388,5

0,992

1, 1971

321,7

103

490

3.857

330,1

108

970

10

800

268,7

362.5

386,8

0.989

1.198*

322,1

103

760

4,033

330,1

108

970

14

400

269.0

360

385,5

0,988

1.1997

322,7

104

150

4.158

330,4

109

100

18

000

269,0

355

383,0

0.985

1.201*

323,3

104

510

4.255

330,4

109

100

25

000

268.7

348

379,5

0,982

1.2016

323,7

104

800

4.401

330,1

108

970

32

100

268.4

341,5

376.2

0.97G

1,2079

324,2

105

100

4,510

329,7

108

700

36

000

268,3

338

374,5

0,975

1,2091

324,4

105

235

4.556

329,6

108

64 0

39

600

267.9

334

372,5

0.973

1,2108

324,4

105

235

4,598

329,1

108

300

43

200

267.8

332

371,5

0.972

1.2117

324.5

105

300

4,636

329.0

108

210

50

400

267.4

328

369,5

0,969

1,2137

324.5

105

300

4.702

328,5

107

900

57

G00

267.0

323,5

367,2

0,967

1,2157

324.6

105

360

4,760

328.0

107

580

64

800

266.7

320

305,5

0,965

1,2173

321.6

105

400

4.811’

327,6

107

320

72

000

266,5

318

364,5

0,963

1.2185

324,6

105

430

4,85*.

327.4

107

200

79

200

266.2

315

363,0

0,962

1,219$

324,7

105

440

4,899

327,0

106

930

82

800

266,7

314

362,5

0.961

1.2203

324,7

105

440

4,918

320,9

106

80 0

Период стабилизации температуры оценивается по известным значениям a R- и некоторой заданной величине ДГ, на которую может отличаться значение Т, принимаемое условно стабилизировавшимся от Тн. с- Величина АТ может определяться как условиями задачи, так и техническими условиями, например точностью измерительных приборов. Для оценки периода стабилизации используется формула

In f-—j.-

/    _    _А 173    1    с.    о ^ л. с

t СТ- Л    д/Д2

Обработка КВД с учетом стабилизации температуры производится согласно изложенным методам.

Рис. V.II. Изменение давления на устье скважины при снятии КВД

N

Рис. V.I2. Кривая стабилизации температуры

Пример. При снятии КВД на устье скважины осуществлено три замера температуры Т на глубине нейтрального слоя. Температура нейтрального слоя Тн с=-298 К, начальная

температура 7С Q = 378 К. Дебит перед остановкой Q0 = 857 тыс. м*/сут; глубина вскрытого интервала 3430 м; относительная плотность газа р = 0,592; пластовая температура Тпл = 411 К- Данные КВД, снятой на устье, приведены в табл. V.I0 и на рис. V.11.

Расчет стабилизации температуры и измеренные значения — в табл. V.11 и на рис. V.12.

Обработка КВД проведена по формуле (V.1), при этом забойные давления рассчитывались по барометрической формуле с учетом и без учета стабилизации температуры.

Таблица V.l 1 Расчет кривой стабилизации температуры на устье скважины

if Ч

т, к

ТТ л 'н.с

тт

In Н*с

а

Т Т с. о н.с

7 — j с. о н. с

0

378 *

1,0000

-

0.5

375 *

0,9620

— 0.0388

0,0134

2.0

366 *

0,8500

— 0.1625

0,0140

5.0

355

0,7120

— 0,3397

0,0117

10.0

338 *

0.4930

— 0,7080

0,0122

20.0

318

0.2430

—1,415

0,0122

- 30.0

308

0.1200

— 2.123

0,0122

40.0

303

0,0590

—2,830

0,0122

50.0

300

0.0290

—3,538

0,0122

60.0

299

0,0143

-4,246

0,0122

* Измеренные значения.

.? \ Z . г . ...: »

»¦ « *

«Л/ •• .* — Vi

t

ч ‘ * Т- i. ¦-

V1’ . .

Рис. 3.10. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:

/ — эксплуатационный пакер; 2 — циркуляционный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсека гель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — аварийный срезной клапан; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик


скважин могут служить скважины Оренбургского и Карачаганакского месторождений, где вслед за кондуктором спускается 20,3-см промежуточная колонна до кровли продуктив-ног горизонта, далее спускается 12,7— 15,2-см эксплуатационная колонна,

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также изменяются конструкции пробуренных на поздних этапах эксплуатационных скважин.

В процессе эксплуатации скважины необходимо осуществлять регулярное наблюдение за состоянием ствола и устья, в том числе за возможными вибрациями башмака НКТ, деформациями колонн, и контроль за межколонным давлением. Для регистрации межколонного давления колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При возрастании межколонного давления следует принять соответствующие меры по его ликвидации вплоть до глушения скважины для ее ремонта.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания, Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должна удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола, устья и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплута-цию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену насосно-компрессорных (фонтанных) труб (НКТ) без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 3.10.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование; разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб; ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсе-кателями включает: посадочный инструмент, ловители, шар с седлом для посадки пакера, приемный клапан, головку к скважинным приборам, грузы, гидравлический яссг механический ясс, шлиисовый замок, груз для обрыва скребковой проволоки, двурогий крюк, уравнительную штангу, инструмент для управления циркуляционным клапаном.

г


Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H2S, С02, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т.д, Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними (КИМ-89В-350К),

Рис. 4.18. Принципиальная технологическая схема установки осушки газа Ям-бургского месторождения:

А-1 - абсорбер; К-1 - десорбер; Р-1 - дегазатор; П-t - печь; Е-4 - буферная емкость; ВХ-2, ВХ 3 ~ воздушные холодильники; Р-2 - рефлюксная емкость; Н-1, Н-4, Н-7, Н 8, Н-10 - насосы

На УКПГ-1, 2 и 5 смонтированы МФА типа ГП-502. Входная сепарационная секция этих абсорберов состоит из тангенциальной перегородки с сетчатым отбойником и тарелок с центробежными сепарационными элементами ГПР-353 (115 шт.).

На УКПГ-3, 4, б и 7 используются МФА типа ГП-778.

По проекту входная сепарационная секция состоит из тангенциальной перегородки с сетчатым коагулятором и кольцевого сетчатого отбойника. Массообменная секция включает в себя четыре контактные тарелки, оснащенные центробежными контактно-сепарационными элементами ГПР-340 (200 элементов на каждой тарелке). Фильтрующая секция состоит из тарелки с фильтрами-патронами (121 шт.) и тарелки с центробежными сепарационными элементами ГПР-340 (200 элементов).

Опыт эксплуатации МФА (ГП-502 и ГП-778) после проведенной модернизации массообменной секции показал целесообразность замены верхней по ходу газа контактной ступени на тарелку с сетчатыми сепарационными барабанами. В результате данного мероприятия потери гликоля снизились практически в два раза.

Охлаждение газа. Как было указано выше, по проекту предусмотрено охлаждение осушенного газа до температуры 0... -1 °С. С этой целью в состав каждой УКПГ включены 24 аппарата воздушного охлаждения и 9 блочных турбодетандерных агрегатов (БТДА), характеристика которых    представлена

ниже.

Основные технические данные БТДА

В зимний период необходимая температура газа достигается за счет использования АВО.

В летний период для охлаждения газа используются АВО и турбодетандерные агрегаты марки БТДА-10/13-УХЛ4 по схеме: коллектор осушенного газа —> компрессор ТДА —» АВО —> -4 турбина ТДА —» коллектор осушенного газа.

Регенерация ДЭГа и метанола. По проекту регенерация ДЭГа на всех установках, за исключением УКПГ-2, 5, производится с применением огневых подогревателей. Отличительной особенностью десорберов блоков регенерации этих УКПГ является наличие в их кубовой части рекуперативного теплообменника РДЭГ - НДЭГ.

На УКПГ-2 осуществляется вакуумная регенерация гликоля, где в испарителях в качестве теплоносителя используется водяной пар. Десорбер блока регенерации имеет 17 колпачковых тарелок.

Подогрев гликоля на УКПГ-1, 3, 4, 6, 7 происходит в трубчатых печах. Производительность установок регенерации с трубчатой печью составляет 60 м3/ч.

По проекту печи были двухпоточными. К настоящему времени по рекомендациям ВНИИгаза и ДАО ЦКБН печи переведены в однопоточную схему. Кроме того, на некоторых УКПГ при реконструкции блоков регенерации гликоля использованы отдельные технические решения способов регенерации [44, 45].

На УКПГ-4 применена схема регенерации ДЭГа, заключающаяся в рециркуляции и поддержании избыточного давления

Результаты обработки приведены на рис. V.13 и в табл. V. 10. Как видно из графиков. КВД без учета стабилизации температуры имеет аномальный вид и не поддается обработке. По КВД обработанной с учетом стабилизации температуры, получено J5 = 490, откуда

42,4-857.1,033-411.1,1

kh


= 118,2 Д-м/сП.

ц    490-293

Период стабилизации температуры по а/= 0,0122 1/ч и АТ = 1 К равен

1

In

378 — 298

/ст= —0,173

0,0122


р3/03

105

100

*4

m

/?РХ>0&°

о

о

э °

1 ° [' ППг

*    S lgt


Рис. V.13. Пример обработки КВД.

1 — с учетом стабилизации температуры; 2 — без учета стабилизации температуры

Рис. V.14. Результаты обработки КВД по формуле (V. 10')

Учет условий работы скважины перед снятием КВД

При исследовании скважин, вскрывших слабопроницаемые коллекторы, часто используются ускоренные методы с неполной стабилизацией давления на режимах и восстановлением давления между ними. КВД, снятые после таких исследований, а также в других аналогичных случаях следует обрабатывать методами, учитывающими нестационарность распределения давления в пласте.

При работе скважины на режиме, предшествующем снятию КВД, в течение Т, сравнимого с временем восстановления давления t, используется формула (V. 10). Эту формулу можно использовать при обработке КВД, снятой после работы скважины на большом числе кратковременных режимов

о! = йл - Р >8    .    (V.10-)

где Т* = фдоб/Qrt-i; Фдоб — объем газа, отобранный за время работы скважины до остановки, тыс. м3; Qn_t — дебит на режиме, предшествующем остановке, тыс. м3/сут.

Т* 4-1

КВД строится в координатах р\— lg ---—, дальнейшая обработка ана

логична обработке по формуле (V.10).

Пример. Скважина до остановки работала на трех режимах по 9 ч с дебитами Qi = = 96 тыс., 9а = 103,6 тыс. и Q3 = 120 тыс. м3/сут, после чего была снята КВД. Исходные данные и обработка по формуле (V.10') приведены в табл. V.12 и на рис. V. 14.

Расчет Т* проводился в следующем порядке. Переводим дебиты в см*/с: Qt = 1.1 X X 10е; Q2 = 1.2* 10е; Q3 = 1,39-10е.

L


t, с

р3, кгс/см3

2

Рз

T* + t t

l8 T't‘

0

60.3

3 636

86 400

60

65.0

4 225

I 441

3,1584

120

67.3

4 529

721

2,8579

180

69.5

4 330

481

2,0821

24 0

71.6

5 126

361

2,5575

300

73.9

5 461

289

2,4609

360

75.5

5 700

241

2,3820

420

77,6

6 022

206,7

2,3139

480

79,3

6 288

181

2,2575

540

80.7

6 512

161

2.2068

600

82,2

6 757

145

2.1614

900

89,2

7 Э56

97

1,9868

1 200

94,8

8 987

73

1,8633

1 500

99,6

9 920

58,6

1,7679

1 800

103,6

10 733

49

1,6902

2 400

1 10,3

12 166

37

1,5682

3 000

115,9

13 433

29,8

1,4742

3 600

119.5

14 280

25

1,3979

4 500

123,6

15 277

20,2

1,3054

5 400

126.7

16 653

17

1,2304

7 200

130,2

16 952

13

1,1139

10 800

133.5

17 822

9

0,9542

14 400

135.9

18 469

7

0,8451

65 700

142,8

20 392

2,315

0.3636

105 300

143,8

20 578

1,82

0.2601

148 500

144,0

20 736

1,58

0.1987

249 300

144,2

20 793

1,346

0.1303

321 300

144,7

20 938

1.268

0,1038

407 700

144,7

20 938

1.212

0,0828

Рассчитываем Фд0(з (при этом принималось Q == const)

Qm6=Qlt + Q2t+Q3t =32 400* 10е (1,1+ 1,2+ 1,39) = 12-Ю1п см3.

Откуда Т¦ = 12* 10/1*39* 10* = 86 400.

Построив КВД в координатах pj—lg *—-получаем по прямолинейному участку

0 = 1470.

Для учета нескольких кратковременных режимов работы и остановок можно использовать формулу

Р5а=е?,д-Рф.    (V-28)

где


л—1

— дебит (тыс. MVcyr) и продолжительность (с) t-ro режима; i = 1, 2, 3, п; п — общее число режимов работы и остановок, включая и снятие КВД; <?Л_.| — дебит на режиме, предшествующем снятию КВДГ тыс. м*/сут; t — текущее время восстановления даЕления, с.

КВД строится в координатах р\ — <р, коэффициент Р определяется аналогично стандартным методам.

Пример. Скважина эксплуатировалась с дебитом = 96 тыс. м*/сут в течение tx = = 12 600 с. затем после остановки (Q* = 0) t2 = 900 с переведена на режим с дебитом Q3 = 106,3 тыс. м*/сут в течение = 72 700 с. После зтого скважину закрыли для снятия КВД.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан КАС168— 140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления, Устанавливается с НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К0219/168—140).

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: разобщителя (пакера}; собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапаиами-отсекателями, предъявляются высокие требования: безотказность в работе; надежность разобщения пласта от затрубного пространства; возможность установки на любой заданной глубине; малое время для соединения с колонной НКТ; простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах,

На рис. 3.11 дана схема пакера типа HRP-1 фирмы "Камко" (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками 1 и 45. На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21. На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера. В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.


гликоля в змеевике печи с целью создания в нем однофазного потока [45]. Для реализации данной схемы в конструкцию установки (см. рис. 4.18) внесены следующие изменения:

на линии выхода гликоля из печи установлен регулятор давления;

в десорбере установлена перегородка, отделяющая рекуперативный теплообменник в кубовой части от массообменной секции;

в состав установки включена дополнительная емкость для гликоля, дооборудованная вертикальной перегородкой Я = = 1680 мм;

на линии подачи ДЭГа в печь дополнительно установлены два насоса НК 120/80.

Давление в печи, необходимое для поддержания в змеевике однофазного потока гликоля, обеспечивается регулятором давления, установленным на линии входа РДЭГа в емкость гликоля.

На УКПГ-1-7 печи огневого подогрева переведены с двух-поточной на однопоточную схему. Переход на однопоточную схему подачи НДЭГа в змеевик печи позволил в значительной мере стабилизировать режим подогрева, хотя не исключил полностью возможность нарушения сплошности потока ДЭГа, локального перегрева гликоля и интенсивной эрозии металла в зоне выходного коллектора. Исследования процесса коррозионного износа материалов труб, проведенные П "ЯГД" на УКПГ-1 и 6, показали, что скорость коррозии труб из стали 10Г2 в зоне выходного коллектора составляет 1,5~1,7 мм в год, причем в зоне набегающего потока скорость коррозии в 1,7-2,0 раза выше. Применение в качестве материала труб нержавеющей стали сдерживается значительным (1,5-5,0 т/л) содержанием в гликоле хлоридов, что может привести к межкрис-таллической коррозии и, как следствие, к появлению трещин в трубах.

Весьма затруднены диагностика и ремонт теплообменников РДЭГ-НДЭГ, установленных в "брюшной" камере десорбера.

Отмечены также многочисленные случаи разрушения выходной трубы из радиальной камеры печи подогрева раствора ДЭГа. Осмотр вырезанного куска выходной трубы показал существенное утончение металла в месте сгиба трубы, которое происходит из-за коррозии металла или эрозийного износа, или совокупности указанных причин.

Отсутствие блока регенерации ДЭГа на УКПГ-5 создает определенные трудности, связанные с инерционностью трубопроводной системы между УКПГ-5 и УКПГ-2, сложностями при оперативной коррекции технологических режимов обеих УКПГ и необходимостью постоянных согласований действий обслуживающего персонала. Кроме того, вследствие низкой эффективности работы АВО в составе ДКС температура газа на входе в технологические линии в компрессорный период эксплуатации повышается до 18-22 *С, что требует вывода установок регенерации на режим, обеспечивающий получение концентрации гликоля на уровне 99-99,3 %.

В связи с низкой (2-8 %) массовой концентрацией метанола в отсепарированной пластовой воде и рефлюксной жидкости регенерация метанола на всех УКПГ не производится.

Очистка ДЭГа. Очистка раствора ДЭГа от механических примесей производится в блоке фильтров-гидроциклонов. Очистка происходит за счет отделения мехпримесей в центробежном поле с последующей фильтрацией гликоля через слой фильтрующей насадки. Очищенный НДЭГ поступает в емкость сбора и далее насосом подается на регенерацию. Механические примеси накапливаются в бункере в нижней части аппарата, сбрасываются в емкость сбора и далее поступают на горизонтальную факельную установку (ГФУ).

В связи с недостаточной эффективностью работы и сложностью эксплуатации фильтров-гидроциклонов очистка ДЭГа от механических примесей производится только на УКПГ-2 (постоянно, производительность до 3 м3/ч) и УКПГ-б (периодически, производительность 1,5 м3/ч).

Текущие технологические параметры работы УКПГ. Основные параметры работы УКПГ в разные периоды приведены в табл. 4.22.

Табли ца 4.22

Сводные показатели работы УКПГ

Номер

УКПГ

Параметры осушки

РДЭГ,

М3

Концентрация ДЭГа, %

v\

млн.м /сут

Р' »

кгс/см

т,

РДЭГ

НДЭГ

Февраль 1995 г.

1

85,5

59,6

11,4

14,3

98,36

94,81

2

83,8

61,4

12,1

20,1

98,34

94,84

3

89,4

62,6

11,6

22,1

98,52

95,58

4

31,4

66,6

9,4

8,3

98,64

96,98

5

86,9

60,6

11,4

22,0

98,25

94,05

6

88,8

61,3

10,4

25,2

98,21

95,50

7

73,4

71,8

9,3

16,3

98,41

95,96

Февраль 1996 г.

1

88,5

58,0

13,1

13,5

98,10

94,90

2

86,5

56,3

11,9

20,8

98,20

94,40

3

87,1

58,3

10,4

21,0

98,60

95,30

***

-к»

+

т

¦к»

?

5

ж»

2

Оо

О

ю

ОО

о

+

+

CI

со

о

СО

•V*

со

I'- ,

?4

Л С

Рз

73 680+ f

о

со

сч

о

оо

со

00

X

+

о

ОС

Ф

со

со

00

со

Г'-

X

о

о>

сч

t-*-

с

0

3 636

1,1710

0,0686

0,0619

_

60

4 225

1,1708

0,0682

0,01615

1214,0

3,0842

3,1457

120

4 529

1,1707

0,0682

0,0615

607,5

2,7836

2,8451

180

4 830

1,1705

0,0682

0,06 15

4 05,3

2,6078

2.6693

240

5 126

1,1704

0,0682

0,06 15

304,3

2.4833

2.5448

300

5 461

1,1703

0,0682

0,0615

24 3,6

2.3867

2.4482

360

5 700

1,1701

0,6820

0,0615

203,2

2,3079

2.3694

420

6 022

1,1700

0,0682

0,0615

174,3

2.2413

2,3028

480

6 288

1.1699

0,0682

0,0015

152,6

2,1835

2.2450

540

6 512

1,1697

0,0682

0,6150

135,7

2,1326

2,1941

600

6 757

1,1696

0,0682

0,0615

122,3

2,0875

2,1490

900

7 956

1,1689

0,0678

0,0512

91,9

1.9133

1.9715

1 200

8 987

1,1682

0,0674

0,0608

61,7

1,7903

1,851 1

1 500

9 920

1,1675

0,0672

0,0507

49,5

1,6946

1,7553

1 800

10 733

1,1669

0,0671

0,0506

41,4

1,6170

1,6776

2 400

12 160

1,1656

0,0665

0,0505

31.3

1.4955

1,5560

3 000

13 433

1,1643

0,0660

0,0595

25,3

1,4031

1,4626

3 600

14 280

1,1630

0,0656

0,0592

21,2

1,3263

1.3655

4 500

15 277

1,1611

0,0649

0,0586

17,2

1,2^55

1.2941

5 400

16 653

1,1593

0,0640

0,0577

14,5

1,1614

1,2191

7 200

16 952

1,1557

0,0629

0,0558

11.1

1,04 53

1,1011

10 800

17 822

1,1491

0,0603

0,0543

7,7

0.8865

0,9408

14 400

18 469

1,1430

0,0580

0,0523

6,1

0,7853

0,8376

65 700

20 392

1,0904

0,0374

0, 0337

2,1

0,3222

0.3559

105 300

20 678

1,0703

0,0294

0.0265

1.7

0,2304

0,2569

148 500

20 736

1,0567

0,0241

0,0218

1.5

0,1761

0,1979

249 300

20 793

1,0390

0,0165

0,0148

1.3

0,1188

0,1237

321 300

20 938

1,0319

0,0137

0,0124

1,2

0,07 92

0,0916

407 700

26 938

1,0261

0,0111

0,0099

1.1

0,04 14

0,0513

Исходные данные и результаты расчета но формуле (V.28) приведены в табл. V.13. Расчет ф по формуле (V.29) для четырех режимов проводился в следующем порядке:

lg fl f-V-f t - + lg 's+'-


Ф = 96


Q3


t


12 600+ 900+ 72 780+/    72    780+/

*S    ОЛЛ    !    70    7ЙП    I    *    "I


Ф =


900 + 72 780 + t 86 280 + t


106,3 ф = 0,903 lg


+ lg


73 680 + i


t


Лю3


Дальнейший табл. V.13.

КВД, обработанная способом в координатах — <р, приведена на рис. V.15, откуда получено Р = 1570.

Характер и обработка КВД в неоднородных пластах

Неоднородность по радиусу. Один из основных факторов, влияющих на форму КВД — площадная неоднородность различного вида (зоны


приведен в графическим


расчет


10

о

о

о о

п

о

0

0

о

о

о

с

0 1

? J

С

Рис. V.15. (V.2S)


20


Обработка КВД по формуле


ухудшенной проводимости, тектонические и литологические нарушения, выпадите конденсата в пласте, нефтяная оторочка, газоводяной контакт и др.).

В тех случаях, когда фильтрационные параметры дренажной зоны скважины изменяются непрерывно, КВД, обработанные в координатах соответствующих методов, имеют, как правило, нормальный вид и дают параметры, значения которых практически целиком обусловлены параметрами призабойной фоны. Этим объясняется и то, что в неоднородных пластах по соседним скважинам можно получить различные параметры.

В газоконденсатных скважинах конденсат в процессе исследования выпадает в небольшой по размерам призабойной зоне, что вызывает снижение ее проводимости. На КВД это отмечается наличием двух прямолинейных участков, первый из которых (более крутой) соответствует параметрам зоны двухфазной фильтрации, второй — параметрам более удаленной части пласта, по которой движется только гез. Так как начальные участки КВД, как правило, искажаются в результате влияния различных факторов, первого прямолинейного участка может не быть. Тогда полученный прямолинейный участок будет характеризовать параметры пласта.

В пластах с резко выраженной неоднородностью (экранами) в зависимости от конфигурации, размеров и числа экранов преобразованные по формулам (V.1)— (V.10) КВД могут иметь несколько прямолинейных участков, При этом наблюдаются следующие закономерности.

Если исследуемый пласт имеет одну границу или экран бесконечной протяженности, на КВД отмечаются два прямолинейных участка с угловыми коэффициентами и (32, причем р2 < (если экран непроницаем, |32 » 2^). Такое взаиморасположение прямолинейных участков имеет место также в случае близости к скважине одного из экранов, независимо от их числа и формы.

При наличии вблизи скважины двух пересекающихся экранов на КВД отмечаются два прямолинейных участка {wPi > 2.

В тех случаях, когда параметры более удаленной от скважины зоны лучше параметров окрестностей скважины, угловой коэффициент второго прямолинейного участка меньше первого.

Лабораторными исследованиями установлены также более сложные формы КВД в пластах с экранами различной конфигурации, однако в реальных условиях из-за влияния многих факторов получение и однозначная интерпретация таких КВД крайне затруднительны.

Интерпретация КВД в пластах с резко выраженной неоднородностью по площади проводится в следующем порядке. Коэффициент проводимости и параметр Х/Т?- пр во всех случаях определяются по первому прямолинейному участку —

согласно описанным методам. Для определения расстояния до зон с ухудшенной или улучшенной проводимостью используют точку пересечения прямолинейных участков. При этом предполагается известной пьезопроводность пласта х, определяемая    по    первому    участку или непосредственным    расчетом    по формуле х =

= крпл/пЦ1пл.    Расстояние    до экрана рассчитывается    по    формуле

I = 0,75    (V.30)

где ti — время, соответствующее точке пересечения прямолинейных участков, с; х — ньсзопрсводность, см3/с; I — расстояние до экрана, см.

Если па КВД нет четко выраженного второго участка, но заметна тенденция к искривлению первого и предполагается наличие экрана, расстояние до него можно оценить по формуле

I    (V.31)

где t[ — время, соответствующее началу искривления первого участка, с.

Точность определения / по формуле (V-31) в значительной мере зависит от качества и числа измерений иа переходном участке.

Необходимо отметить некоторые основные требования к технологии снятия и обработки КВД в неоднородных пластах. В связи с тем, что начальные и конечные участки КВД часто искажаются из-за влияния некоторых факторов, получение двух прямолинейных участков затруднительно. В некоторых случаях после

/Ж>

V4J

Рис. 3.12. Пусковая пробка РЕ-500

Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением его из скважины предусмотрен механизм распаке-ровки, состоящий из разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной — через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ. Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 12 соединена с упорным кольцом 33 уплотнительного элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 11, а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом — пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41. В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35.

После достижения пакером места посадки в скважине в НКТ бросается шар 2 (рис. 3.12), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 1 на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.

В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 3.11). Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него че-

рез втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21. При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заяко-ривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23 — 27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне,

Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8 и центральный канал пакера сообщается с затруб-ным пространством. Через него закачкой жидкости в затруб-ное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте разгрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.

Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скажины.

Во ВНИИГазе производится гидравлический пакер типа ПГ (ПГ-118-50 и ПГ-140-50), технической особенностью которого является использование патентованной системы с запорным храповым механизмом и сдвоенными плунжерами. Такое конструктивное решение впервые дает возможность осуществить посадку и извлечение пакера гидравлическим способом без вращения или осевого перемещения колонны НКТ в месте установки пакера, что позволяет спускать в скважину одновременно два или более пакера.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забой-

Номер

УКПГ

Параметры осушки

РДЭГ,

м}

Концентрация ДЭГа, %

млн.м’/сут

Р.

кгс/см

т,

РДЭГ

НДЭГ

Февраль 1996 г.

4

42,2

61,5

7,2

16,2

98,70

97,60

5

86,2

55,8

10,1

17,0

98,10

94,40

6

77,0

57,4

8,4

23,1

98,20

95,80

7

82,6

65,4

6,9

18,2

98,60

96,10

Февраль 1997 г.

1

88,9

62,8

15,3

12,9

97,7

95,1

2

79,8

58,7

12,3

20,9

98,7

96,3

3

76,4

55,5

12,1

28,7

98,8

96,0

4

60,2

55,3

5,0

16,8

98,0

96,0

5

73,2

54,0

9,5

20,4

98,4

95,8

6

88,4

60,9

15,3

25,7

98,2

96,5

7

77,4

59,9

5,7

20,6

98,6

96,5

Январь 1998 г.

1

83,7

60,0

15,8

14,5

97,5

93,3

2

85,9

62,5

15,4

20,3

98,8

96,1

3

68,8

54,0

10,2

28,0

98,7

96,5

4

50,4

52,7

5,3

20,4

98,7

97,3

5

84,6

59,6

14,3

20,5

98,5

95,5

6

82,4

59,5

15,8

24,4

98,7

97,1

7

75,1

56,1

6,1

17,3

98,3

95,9

Суточный расход газа по УКПГ в феврале 1995 г. составлял от 31,4 (УКПГ-4) до 89,4 млн. м3 (УКПГ-3). В феврале 1996 г. суточный расход газа менялся от 42,2 (УКПГ-4) до 88,5 млн. м3 (УКПГ-1). В феврале 1997 г. этот показатель составил от 60,2 (УКПГ-3) до 88,9 млн. м3 (УКПГ-1).

По состоянию на январь 1998 г. суточный расход газа составляет от 50,4 (УКПГ-4) до 85,9 млн. м3 (УКПГ-2). Давление газа на входе в УКПГ составляет 5,9...6,3 МПа, входная температура изменяется от 5,3 до 15,8 “С. Такие низкие температуры контакта создают благоприятные условия для осушки газа и уменьшения потерь гликоля с осушенным газом.

Количество унесенного с осушенным газом из абсорберов ДЭГа изменяется в широких пределах и в значительной степени зависит от времени наработки каждого аппарата после проведения последней ревизии и режима эксплуатации абсорбера (расход газа, количество подаваемого РДЭГа, степень его загрязненности мехпримесями и т.д.).

Фактическая нагрузка установок регенерации на УКПГ-1, 3,

4, 6, 7 составляет 20...30 м3/ч, а на УКПГ-2, где регенерируется насыщенный раствор из двух установок, - 40 м3/ч и более.

Средние потери ДЭГа за 1997 г. составили 16 мг/м3. Эта

цифра значительно меньше, чем могла бы быть. Значительный интерес представляют составляющие этих потерь. В 1997 г. осушка газа производилась при давлениях 5,3-6,9 МПа. Температура контакта в зависимости от времени года составляет 5-20 °С. В этих условиях равновесные потери гликоля с осушенным газом равны 0,5-1,5 мг/м3. Доля потерь гликоля в системе регенерации (с рефлюксной жидкостью, утечками, за счет термического разложения и т.д.) составляет около 10-15 % от общих потерь. С учетом этих факторов можно утверждать, что средние потери ДЭГа с осушенным газом за счет уноса в виде капель достигают 12-13 мг/м3, что вполне приемлемо.

Общая минерализация НДЭГа составляет 4,5—24 г/л, содержание мехпримесей 0,49-1,41 г/л (по материалам работы предприятия за февраль 1998 г.). Массовая доля метанола в рефлюксной жидкости равна 2 - 10 %.

В том случае, когда ДКС перед УКПГ не введены, проектный диапазон температуры газа на входе в межпромысловые коллекторы (МПК) выдерживается только в зимний период за счет использования АВО.

Альтернативная схема. Для подготовки газа сеноманских залежей к транспорту в основном применяется процесс абсорбционной осушки газа. При этом из-за расположения головных участков магистральных газопроводов в зоне многолетнемерзлых пород требуется охлаждение газа до минусовых температур перед его транспортированием во избежание растепления ММП. В зимние месяцы охлаждение газа осуществляется с применением АВО. В летний период возможно применение хладагентов или турбодентандерных агрегатов (ТДА). Последнее решение, в частности, реализовано в схемах УКПГ Ям-бургского месторождения (рис. 4.19). По этой схеме как компрессор, так и детандер (турбина) ТДА расположены после абсорбера.

Осушенный газ после абсорбера А-1 подается в компрессор ТДА, где дожимается до давления 9,0 МПа, затем охлаждается в ВХ-2 и поступает на турбину ТДА, где расширяется до давления 5,7-6,0 МПа. При этом газ охлаждается до температуры -1 “С и по газопроводу подается на ГКС "Ямбургская" (головная ДКС). Здесь газ дожимается до давления 7,5 МПа, повторно охлаждается до температуры -1 °С и подается в МГ.

Абсорберы УКПГ рассчитаны на рабочее давление 9,0 МПа. Следовательно, при давлении 7,5 МПа их пропускная способность используется не полностью.

кратковременной эксплуатации скважины до остановки при небольшом расстоянии до экрана и высокой пьезопроводности пласта начальный (первый) участок можно вообще не получить, что приводит к неверному определению фильтрационных параметров.

Конечный (второй) участок может отсутствовать прн малой пьезопроводности и больших расстояниях до экрана, а также искажается под действием различных факторов. В этом случае можно не получить информацию о неоднородности исследуемого пласта. Для увеличения размеров первого участка необходимо продлить время работы скважины до остановки на неизменном режиме, конечный участок можно получить, увеличив длительность снятия КВД.

Таблица V.14

Обработка КВД в неоднородном по площади пласте

t. с

lg t

*v

кгс/см2

2 P 3

t, с

lg t

V

кгс/см2

2

Рз

0

120.0

14 400

7200

3,857

154,5

23 870

G0

1.778

124,9

15 600

259 200

5.414

178,9

31 990

120

2.079

130,2

16 950

432 000

5,636

183,5

33 670

180

2.255

133,3

17 770

604 800

5,781

185,7

34 490

300

2,477

136,5

18 630

864 000

5,937

188,7

35 600

600

2.778

140,8

19 830

1 137 GOO

6,055

191,8

36 790

900

2.954

143,7

20 650

1 483 200

6,171

194,8

37 830

1200

3.079

145,0

21 030

1 828 800

6,264

195,6

38 260

1500

3,176

140,2

21 380

2 606 400

6,416

197,9

39 160

2100

3,322

148,0

21 900

3 556 800

6.551

200,8

40 370

3000

3.477

149,9

22 460

4 766 400

6,678

203.9

41 580

3600

3,556

150,8

22 750

G39 600

G.80G

206,4

42 600

4 800

3,681

152,4

23 220

7 516 800

6.876

207,2

4 2 930

6000

3,778

153,4

23 530

Пример. В скважине с рця — 211,4 кгс/см2; Гпа = 303 К; h = Юм; т = 0,07 после

работы на установившемся режиме с дебитом Q0 — 1040 тыс. м3/сут снята КВД. Исходные данные и результаты обработки по формуле (V.1) приведены в табл. V. 14 и на рис. V.16. В результате обработки получено два прямолинейных участка с угловыми коэффициентами Pi = 3760 и 32 = 7530, т. е. р2 » 2р,. Пользуясь plt определяем проводимость пласта

M/fi = 42,4.1040-1,033 303/3760-293= 12,48 Д м/сП,

откуда k = 12,48-0,02/10 = 0,025 Д.

Точка пересечения прямолинейных участков соответствует

tx 63 100 с (lg = 4,8).

Коэффициент пьезопроводности

х= 0,025.211,4/0,07.0,02= 377,5 см*/с.

По формуле (V.30) определяем расстояние до экрана

U = 0,75 Y377,5-63 100 = 3660 см = 36,6 м.

Как видно, соотношение 0,/Pi =* - означило, что экран находится з непосредственной близости от скважины.

Неоднородность по разрезу. В тех случаях, когда скважина вскрывает два или несколько пластов с различными фильтрационными свойствами, при их совместном исследовании КВД дают некоторые приведенные параметры, представляющие суммарную характеристику всех исследуемых пластов.

Если пласты имеют одинаковые давления рпл1 = рПп2 = Рлл?» то приведенная проводимость, определяемая по КВД при дебите до остановки, равна сумме проводимостей отдельных пластов

Для определения индивидуальных параметров каждого пласта пеобходимо знать    распределение    дебита перед остановкой скважины.    Тогда    коэффициент

проводимости    можно    рассчитать по полученным описанными    методами    коэффи

циентам аир

/ kh \    42,4QolPajT пл *2пл I    /\/ оо\

vi~)i=——    (V33)

или, принимая TtlJli= Тил; Zrm 1= гпл,

(JkJL\ =--(—)    (V.34)

\    /1    \    H    /    общ    Qo

где Q0 — суммарный дебит скважины, измеренный на устье, тыс. м3/сут; Q0; — дебит i-ro пласта, измеренный глубинным дебитомером, тыс. м3/сут; (?Л/У)общ — проводимость, определенная по формуле (V.4) при <?„.

20

О    г    4    lgt,    6    lgt

Рис. V. 16. Обработка КВД в неоднородных по площади пластах

Аналогично можно определить и другие параметры пласта по формулам (V.5)—(V. 9), подставляя в них вместо Q0 измеренный на забое дебит г-го пласта Q„;.

При одинаковых пластовых давлениях влияние границ пластов или экранов сказывается через разные периоды времени в зависимости от фильтрационных параметров пластов. При этом на КВД отмечается дополнительный прямолинейный участок, начало которого определяется пьезопроводностью лучшего пласта. По этому участку при известной пьезопроводности можно определить расстояние до границы или экрана по лучшему пласту по формулам (V.30), (V.31).

В тех случаях, когда пласты с разными фильтрационными свойствами имеют и разные пластовые давления, после остановки скважины будет происходить переток газа из одного пласта в другой, направление и величина которого зависят от соотношения фильтрационных параметров пластов и их пластовых давлений. Поэтому для определения параметров отдельных пластов по КВД необходимо знать распределение дебита газа как перед остановкой скважины, так и в процессе восстановления давления. Приведенная проводимость, определяемая по КВД при совместном исследовании, в этом случае будет несколько меньше суммы проводимостей отдельных пластов.

Рис. 3.13. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП 73

ного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.


На рис. 3.13 дана схема клапана-отсекате-ля типа 03П-73. Забойный прямоточный от-секатель (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15, К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор о. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и корпусом в установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге вазаимодейст-вуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2, 8 и .9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсекателя в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.

Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимаются на поверхность по колонне НКТ, При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давлений, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давлений на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давлений, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружи-

ну, начнет перемещаться вверх. После перемещения подвиж-ного патрубка на 3 —5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника /. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. Б НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером IIпод действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение "открыто". Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель 03П-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому ч то пружина фиксирующего устройства при н<1личии цанги имеет жесткую характеристику; 4) четкость срабатывания на закрытие, так как иружипа сжимается только на 3    5    мм    и перестает действо

вать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует па подвижный элемент устройства.

Саратовский филиал СКВ "Росгазавтоматика" разработал конст рукцию клапана-отсека теля К-168-140, входящего в комплект' скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К-219/168-140).

11ластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пронионовую, щавелевую, масляную). Так, например, Пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий состав |% по объему): сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак — 5,35 и 3,15; Оренбургского — 1,3 — 5 и 0,5 — 1.75.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений

Сырьевтг'



газ

ндэг

Т

Рис. 4.19. Принципиальная технологическая схема осушки и охлаждения газа (летний режим):

А-1 - абсорбер; ДКС - дожимная компрессорная станция; К - компрессор ТДА; Т - турбина ТДА; ВХ-1, ВХ-2 - воздушные холодильники; С-1 - сепаратор

Анализ рис. 4.20 показывает, что если повысить давление в абсорбере с 7,5 до 9,0 МПа, то можно увеличить пропускную способность технологических ниток примерно на 10 %.

Повысить давление в абсорбере можно путем переобвязки турбодетандерного агрегата, суть которой сводится к установлению компрессора в положение "до абсорбера". При работе по такой схеме (рис. 4.21) газ сначала дожимается до 9,0 МПа, охлаждается в ВХ-2, а поток осушается в абсорбере А-1 и поступает на турбину ТДА.

Влияние давления на показатели установки абсорбционной осушки газа может быть проиллюстрировано данными, приведенными в табл. 4.15. Согласно этим данным осушка при высоких давлениях при прочих равных условиях обеспечивает снижение затрат на обработку газа, так как уменьшаются энергетические затраты на регенерацию насыщенного раствора и подачу раствора гликоля в абсорбер.


Рис. 4.20. Зависимость пропускной способности абсорбера от давления

Рис. 4.21. Принципиальная технологическая схема подключения ТДА в схему установки осушкн под высокое давление:

А-1 - абсорбер; ДКС - дожимная компрессорная станция; К - компрессор ТДА; Т - турбина ТДА; ВХ 1, ВХ 2 - воздушные холодильники; С-1 - сепаратор

Ведение процесса при высоких давлениях также имеет преимущество в случае снижения потребности в газе, так как скорость газа в абсорбере падает и, как следствие, уменьшаются потери гликоля в виде капельного уноса.

Недостатком процесса осушки при 9,0 МПа является то, что на 10-15 % (по сравнению с 7,5 МПа) увеличиваются объемы газов низкого давления, отводимых из выветривателя и реф-люксной емкости. Однако количество этих потоков столь незначительно, что практически не отражается на экономических и экологических показателях УКПГ.

Следует обратить внимание на возможность конденсации водяных паров при охлаждении газа на ВХ-1 и попадания капельной жидкости в компрессор ТДА (см. рис. 4.20). Результаты расчетов по оценке этого факта приведены в табл. 4.23. В качестве исходных данных для расчета температура сырьевого газа была принята равной 16, 12 и 8 X.

Точка росы сырого газа определена на давление 7,5 МПа, что соответствует давлению после ДКС. По этим данным можно определить значение температуры, до которой можно охлаждать газ, не опасаясь образования конденсационной влаги в системе после аппарата воздушного охлаждения ВХ-1. Как видно из табл. 4.23, чем ниже температура входного газа, тем ниже температура, до которой можно охлаждать газ без выде-

Обработка КВД в газоконденсатных скважинах

Основные расчетные формулы для обработки КВД в газоконденсатных скважинах имеют вид

V (0 = PoQo + «о (а + р0) Q0F (О,    (V-35)

{tn) = ао (а + Ро) Со + (а+Ро) Qo F° {п)'    Щ

где Р0 — установившийся дебит перед остановкой (/ = 0), см'/с;

Rk

«о =    р0 ^ a (in —:^--Л.

\    ПО    /


с. пр

Для газоконденсатной смеси

РатНг (рпл) 2 (Рп.ч) Тпл .

2nkFT (<тк) рплТст

Ы7г (^к) РплТ пл . гпИг (Рпл) атТст

Рпл _ Рз. о

2 (Рпл) 2 (рз. о)

“1 =

(Рпл -Рл. о) I Н “j (Рпл - Рз. о)

Здесь рпл, р3> 0 — пластовое и забойное (при / = 0) давления соответственно, кгс/см2; Тпл — пластовая температура, К; Гст = 293 К; к — проницаемость, Д; m — пористость, доли единицы; RK, Rc_пр — радиус контура питания и приведенный радиус скважины соответственно, м; А, В — коэффициенты, определяемые по методу установившихся отборов; Ггк) — фазовая проницаемость для газа, зависящая от насыщенности на контуре; |irпл) — вязкость газа при пластовом давлении, сП; z (рпл) — коэффициент сверхсжимаемости газа; tj: |7), Ф (W. F (0 и F (?,,) — некоторые функции забойного давления и времени.

КВД без учета притока обрабатывается по формулам (V.35), (V.36), в которых

ур (/) = АЯ3 (0 + Д/ (0;    (V.37)

F (0 = /;

^К - tfl

% (/„) =


д/м*к)-д//з(/я) ’

р (t ) _^ У")    CV 38^


Го{{п>    Д#3 (tv)АН3 (/„) *    (V>38)

дяэ (о = Др3 (о [ 1 -I- ~~ (рпл - рз) - 4" арз (о];

^Рз (0 = Рил Рз (0; t

М (0 = [ ДЯз (/) dt, о

где fK, — фиксированное (например, конечное) и любое дискретное значение времени соответственно, с.

Порядок обработки КВД следующий.

По полученным при исследовании данным рассчитывают Д//3 (/), а также Ч'О Vn) иFо (tn)-

Строят график зависимости i|:„ (/„) от F0 (tn). Полученная прямая имеет наклон, тангенс угла которого равен 1/(а + + Ро) Qo. 11 отсекает на оси ординат отрезок, равный 1/а0 (а + ро) Q0. По найденным коэффициентам определяют а0 и (а + Р). Используя полученное значение а0, по формулам вычисляют ф (/) и строят КВД в координатах ф (/) — F (О-По полученной прямой определяют P0Q0 как отрезок на оси ординат и а„ (а + "Ь Ро) Qo — как угловой коэффициент. В результате находят а, р0, -J- Р0) и а0, по которым определяют следующие параметры.

S

/

/

/

/

/

S

X

2

т F0(t„)-to


3,2

1,6

0,8

О


Проводимость пласта

kh


(Рпл)    2яарчлТ ст

Пьезопроводность пласта и параметры к1Я\ и к/#2 пр

z (Рпл) Тпл .

а

8"

2naa1mhTCT

х    а

ехр


02

хс. пр

Пример. 13 газоконденсатной сквам иве, работавшей с установившимся дебитом Qo = 3*10® см*/с, снята КВД. Объем скважины равен 3,93» 10е см3. По результатам обработки исследования методом установившихся отборов получено 2 В/А — 0.

Данные восстановления давления и результаты обработки представлены в табл. V. 15. Зависимостьот    приведенная на рис. V.17, имеет вид прямой, отсекающей

на оси ординат ^отрезок 1/а0 (а + Ро) Qo = 24,3815 1/(кгс/см2) • с и имеющей угловой коэффициент 1/(а + (30) Оо =: 0,0069 1 /(кгс/см2).

Отсюда а *= 0,0068/22,248 = 0,2789-10“* 1/с; а + р0 = 0,49-10~< с-(кгс/см2)/см*. По найденному а рассчитаны значения ф (/) и построен график зависимости ф (0 от F (t) (рис. V. 18).

По угловому коэффициенту и отрезку, отсекаемому полученпой прямой на оси ординат, находим

0 (а + р#) Q0= 0,04069 (кгс/см2)/с; РоОо =60,8193 кгс/см2; а + Ро = 0*49- Ю-4 с (кгс/см2)/см3; Р0 = 0,2027*10~4 с (кгс/см2)/см3.

Рис. 3.14. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 — хвостовик диаметром 12? или 114 мм и длиной 100— 380 м; 2 — пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 — клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм; 4 — циркуляционный клапан типа "скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм; 5 — НКТ диаметром 127 или 114 мм


'!Л7ГЖ



\TL


т~г


и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов. При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давления и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Срок службы НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1 —18мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1 — 2 мес, фланцевых соединений — в течение 4—6 мес.

На рис. 3.14 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы "Камко" (США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной 100 —380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затрубного пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия кор-розионно-активных компонентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для предотвращения чрезмерного увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с

ТЕ

I!


ш


внутренним диаметром 73 мм типа "скользящая втулка" для сообщения трубного пространства с затрубным; НКТ диаметром 127 или 114 мм.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных при геофизических исследованиях скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.

Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинной пробки.

Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в ТюменНИИгипрогаз разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследования в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой но индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После этого хвостовик с помощью специального устройства вновь опускают вниз в рабочее положение.

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними.

Зависимость количества влаги, выделяющейся после ДКС, от температуры ВХ-1

Показатели

Входное давление, МПа

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

Температура сырьевого газа 16 ”С

Точка росы сырого га

16,8

18,7

21,0

24,1

28,5

35,0

за, ‘С

Количество выделяю

щейся влаги, г/м3:

при 22 "С

-

-

-

0,0486

0,1625

0,3902

при 20 "С

-

-

0,0207

0,0891

0,2030

0,4307

при 18 ‘С

-

0,0584

0,1268

0,2407

0,4684

Температура сырьевого газа 12 °С

Точка росы сырого га

12,45

14,3

16,7

19,7

23,8

30,2

за, Т

Количество выделяю

щейся влаги, г/м

при 22 'С

-

-

-

0,0409

0,2161

при 20 “С

-

-

0,0814

0,2566

при 18 'С

-

-

0,0315

0,1191

0,2943

Температура

сырьевого газа 8 *С

Точка росы сырого га

8,7

10,4

12,35

15,2

19,2

25,4

за, 'С

Количество выделяю

щейся влаги, г/м3:

при 22 *С

-

-

-

-

-

0,0789

при 20 ’С

-

--

-

-

-

0,1194

при 18 ’С

-

-

-

0,0231

0,1571

ления в жидкую фазу конденсационной влаги; при этом исключается необходимость защиты компрессора ТДА от попадания в него капельной жидкости.

Если принять возможность охлаждения газа на АВО до

20 °С, то следует, что газ можно обработать при входном давлении до 5 МПа. При последующем снижении входного давления произойдет конденсация влаги. При входных температурах 12 и 8 °С можно работать до входного давления 4 и 3 МПа соответственно (см. рис. 4.20), не опасаясь конденсации водяных паров.

4.8. УСТАНОВКА ОСУШКИ ГАЗА

ЗАПАДНО-ТАРКОСАЛИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Принципиальная технологическая схема УКПГ приведена на рис. 4.22.

Сырой газ поступает в сепаратор С-1, освобождается от капельной жидкости - воды и углеводородного конденсата и направляется на осушку в абсорбер А-1. В верхнюю часть абсорбера подается регенерированный триэтиленгликоль (РТЭГ), который поглощает из газа пары воды и выходит в дегазатор Д-1, в котором из гликоля выделяется газ выветривания. Далее насыщенный триэтиленгликоль (НТЭГ) поступает в трехфазный разделитель Р-1 для отделения от него углеводородного конденсата, после чего проходит последовательно через угольный фильтр Ф-1, фильтр тонкой очистки Ф-2 и аппарат магнитной обработки М-1. Фильтр Ф-1 служит для поглощения из НТЭГа активным углем тяжелых углеводородов и продуктов разложения, на фильтре Ф-2 задерживаются частицы механических примесей размером более 20 мкм. Магниты постоянного тока в М-1 переводят находящиеся в НТЭГе соли жесткости в нерастворимое состояние, препятствующее их выпадению при последующем нагреве.

Очищенный НТЭГ после нагрева в рекуперативных теплообменниках Т-1 и подогревателе буферной емкости блока регенерации БР-1 направляется в выпарную колонну, снабженную насадкой. Тепло в блок регенерации подводится путем сжигания топливного газа в горелке испарителя с жаровыми трубами. Выпаренная из НТЭГа вода конденсируется в воздушном холодильнике ВХ-1 и стекает в разделитель Р-2, совмещающий в себе функции рефлюксной емкости и отделителя углеводородного конденсата. Насосом Н-2 часть воды возвращается в колонну в качестве орошения, а избыток сбрасывается в дренажную систему.

РТЭГ после предварительного охлаждения НТЭГом в подогревателе буферной емкости забирается насосом Н-3 и через теплообменники Т-1 подается в промежуточную емкость Е-1. Охлажденный РТЭГ насосом Н-1 направляется в качестве абсорбента в А-1.

Проектная производительность УКПГ по газу составляет 45 млн. м3/сут. Блок регенерации рассчитан на производительность 18 м3/ч по РТЭГу и представляет собой единый агрегат из трех технологических аппаратов (выпарная колонна,

</>*


со

5

ъ

VC

<3

Н


*-01 •<">) %


CZ

з:

О

н

а,

с

са

н

о

В*

СП

и>

со


(vt) /v -

- (м;) /V


Обработка КВД в газоконденсатной скважине


(и/>


U) J


CQ

X

О

н

S

о,

с

S

О

н

0>

3*

U


(;)


(/)


(;) /v


jWn/OJM

‘(;) e^v


я

00-У.

О. u


(";) 3wv -— (Mj) 3wv

D/gWD

e_0I •(/) b

О

1.0

тр

о

h-

-'t-

05

О)

о

сч

X

г~»

X

сч

1—1

со

о

о

СЧ

ос

сч

X

сч

05

X

X

Oi

г^-

сч

1

”¦*

сч

сч

X

Tt-

¦^г

X

X

X

05

со

тр

00

X

ю

05

X

X

X

сч

о

сч

сч

о

о

b-

г--

СЧ

тр

сч

1^

—4

г-

X

о

сч

05

X

X

05

о

о

а>

СЧ

тр

05

ю

сч

X

N

X

сч

сч

X

о

о

—«

—-

СЧ

СО

со

X

•—«

X

05

сч

Гр

сч

X

X

сч

о

о

о

о

о

о

о

сч

сч

сч

X

X

X

X

X

h-

о

СЧ

со

оо

о

о

ио

о

г-

Г'-

X

X

X

X

о

о

СЧ

СЧ

о

•—•

о

СО

05

05

сч

-»р

05

X

X

X

X

сч

X

00

о

со

о

тр

со

05

X

X

X

05

X

t>-

X

X

CO

о

о

00

1-0

со

,—

о

о

ь-

X

X

X

X

СЧ

СЧ

со

тр

со

г—¦

•—

Г"-

X

X

05

X

X

сч

X

сч

X

X

г*

-rt

тр

X

X

о

CSI

1^

СЧ

г-

сч

сч

сч

сч

X

X

X

X

X

сч

о

о

о

о

•-Ч

сч

о.

сч

сч

о

сч

сч

X

X

X

тр

о

о

05

о>

о

сч

X

X

сч

X

X

X

X

X

05

05

ОС

•—

СЧ

X

сч

’Г

05

о

05

г-

о

»о

t'-

05

ф

О)

тр

—«

о.

sO

»о

X

05

-гг

X

X

X

X

сч

ТГ

тр

-»Р

тр

тр

со

С-1

—•

О)

сч

05

г-

о

X

CO

со

со

со

со

со

со

X

сч

сч

сч

сч

—•

—*

05

тр

СЧ

г-

сч

05

05

X

X

X

о

X

о

X

x

х

—«

сч

сч

rt*

05

N

X

V

X

сч

сч

о

о

тр

СО

*—1

с^

со

ю

сч

—«

1 "

о

05

О0

СО

со

t-

ю

а>

X

X

Tf

X

05

о

X

¦О

о

СО

сч

X

X

X

сч

05

X

X

1—1

X

t"-

I

*“*

сч

сч

сч

X

т

Tt*

ю

X

h-

X

05

СЧ

00

05

со

X

X

X

X

«о

.

X

X

,

о

Tp

х

х

ю

X

«о

о

X

X

о

05

тр

1

СЧ

СЧ

СЧ

сч

сч

05

X

сч

¦«г

X

X

X

X

X

X

1

СЧ

_

Г}»

о

X

сч

сч

сч

сч

сч

сч

_

со

•о

00

_

Oi

о

00

ю

о

X

X

05

_

X

сч

о

X

о

CM

тр

о

СО

о

СО

X

»о

X

сч

сч

о

г^*

СЧ

СЧ

о

СЧ

1

X

сч

сч

X

X

X

X

о

ю

о

ь-

о

г^

о

о

X

о

X

г-

X

X

X

05

1

СЧ

со

со

СЧ

00

X

X

X

X

X

о

TJ-

X

X

СО

•—

*—

о

со

X

X

X

X

X

X

сч

ю

X

о

со

тр

05

х

X

05

X

ю

t'-

гг

X

сч

X

05

со

с

Oi

со

05

X

X

05

05

со

X

о

X

X

со

05

сч

сч

05

X

X

сч

о

00

X

ю

X

05

1

сч

сч

X

X

S

05

о

сч

о

сч

о

со

00

X

—«

X

з\

_

сч

о

X

X

h-

X

сч

1^.

СО

х

эо

X

X

о

—*

X

сч

X

Тр

о

о

о

тр

СЧ

о

—•

X

о

т

о

X

X

X

X

X

г^-

х

о»

х

о

о

X

I'-

X

X

X

h-

сч

X

о

1

—-

о

сч

«о

03

X

сч

X

о

о

h-

тр

X

X

*“•

4

сч

X

X

г^

о

сч

X

N

о

тр

05

—•

сч

сч

сч

тр

г**

to

х

с^

X

о

о

,

сч

ь-

X

X

05

X

о

ы

СЧ

ао

•—

со

Г'-

сч

—1

сч

сч

X

X

Тр

X

h-

1

CD

t'-

со

со

со

TJ*

т

•^г

чр

ТГ

Тр

1

¦

о

ю

х

о

х

о

о

о

о

о

X

X

X

X

X

Oi

сч

сч

Oi

г-

ОС

X

о

сч

X

t'-

X

X

X

X

X

X

о*.

со

тр

ю

х

#

X

сч

X

05

сч

X

X

Oi

X

Тр

00

X

о

г*»

Ю

X

05

X

о

ю

05

X

t'.

05

х

X

о

X

о

ю

о

X

X

X

hr

05

сч

X

X

S

о

сч

X

о

rr

05

тр

—’

—•

сч

сч

сч

X

о

00

о

о

1^

N

ю

_

X

о

X

X

X

X

X

о

о

—*

ч^-

X

ь.

о

X

X

о

¦4*

X

о

О)

о

.—

о»

со

lO

о

о

о

X

сч

—•

•—

—ч

~—

о

1

о

со

о

СО

о

X

ю

X

о

о

о

о

о

о

о

о

1

со

СЧ

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

t>-

о

X

X

о

сч

Tj*

X

X

1^

X

о

о

l'-

*—

со

ю

со

X

X

X

05

X

сч

05

X

X

X

X

Тр

•—

'T-

ю

гС

X

I--

05

X

X

X

о

сч

t-~

05

X

о

х

СО

—-

05

X

X

X

X

t'-

h*

X

X

X

X

сч

сч

СО

сО

-с*

-t*

тг

г?

ТГ

тр

Тр

тр

ю

Ь-

СЧ

CI

о

о

X

X

_

,

05

СЧ

X

05

Тр

05

о

ю

•—•

х

о.

сч

с*»

05

сч

Oi

X

тр

тр

X

X

»—•

со

ь-

X

05

X

X

X

•=г

тр

тр

тр

ТГ

ас

со

х

о

хЛ

о

X

X

X

05

05

X

о

1^

сч

h-

тр

о

X

о

05

05

X

сч

ю

X

1-

X

03

05

•—«

со

х

X

—1

сч

ю

о

1^.

1—

ь.

г-

r^

г-

г-

X

X

сч

С4!

Сч

С4

сч

сч

сч

сч

сч

сч

СЧ

сч

сч

сч

сч

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

с

о

о

о

о

о

о

о

ао

X

00

X

X

X

со

X

X

о

о

о

о

¦тр

о

о

о

¦«г

со

05

о

сч

о

X

X

-ГГ

сч

о

os

X

_

—4

X

X

X

о

сч

ТГ

X

X

сч

X

,—

сч

Oi


Но найденным коэффициентам определяем

(Рпл) - 1/2-3,14-0,2873-10'4-282 =19,65 Д см/сП; х = 1/2 3,14-0,2873-10-* 0,1-650 = 82,27 см2/с;

х//?2 =0,2789.10-3/8 =0,3486- 10-* 1/с;

J = 10,55-Ю4 1/с.


с- пр


КВД с учетом притока в скважину после ее закрытия обрабатывается по формулам (V.35), (V.36), в которых

ф (/) = фг (0 + апф2 (0;

F (/) = A Q (t)/Aq = (Q0(t) - Q (t))/(Q0 - q (t)) 'I’o (U) = (F (tK) ~ F (/„))/(*! (/к) - t (tn));

(V.39)


p ii \   H?2 (^k)    4^2 №п)

o{ n)    ViVJ-'hVn)

где


фх (t) = AHj (0/(1 - q (f)/Qo); ф2 (t) = Л/ (/)/(! - q (t)/Q0).

Пр иток в скважину в момент tq (t) и суммарное количество конденсатной смеси, поступившее за время tQ (t), определяются аналогично дифференциальному методу.

Обработка КВД с учетом притока и определение а, а0, ро и параметров пласта проводятся таким же способом и в той же последовательности, что и без учета притока.

Пример. Данные предыдущего примера, обработанные с учетом притока, приведены

о табл. V. 15 и на рис. V. 17, V.18.

Обработка КВД скважин, вскрывших трещиновато-пористые коллекторы

КВД газовой скважины, вскрывшей трещиновато-пористый пласт, имеет характерный для подобных коллекторов «двухслойный вид» (рис. V.19), который состоит из трех участков: начальный прямолинейный, переходный и конечный прямолинейный. При этом первые два участка описываются уравнением

Дф3 (i) = А + В In / — В In (1 + zt), а конечный прямолинейный участок уравнением

(V.40)

(V .41)


Дф3 (0 = Ау + Bv In t,

Дфз (0 = Дрз (0 [ 1 + С Ар3 (0) - АРз (0 j ;    (V.42)

9,2l5Q,-j.i, (рпл) г ТТЛ ) (Pav) . (Рпл) Ь^Рпл


ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168х73, состоящей из внешней несущей трубы 168 х 11Д и внутренней трубы 73 х 5,5Д. Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168х73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.

Определение диаметра и глубины спуска НКТ

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (H^.S, С02( кислот жирного ряда — муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины; 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Определение внутреннего диаметра НКТ. При работе газовых скважин газовый поток, как правило, несет некоторое количество твердых и жидких частиц. Вертикальное движение частиц в восходящем газовом потоке наблюдается в стволе скважины и сепараторах.

Рассматривая вертикальное движение частицы, введем предположение, что она несжимаема; влиянием стенок трубы на частицу и взаимодействием между частицами пренебрегаем. Направим ось х вертикально вниз. Тогда уравнение движения для частицы будет

тн = — = (m4 - mr)g ± F cos(x, F),    (3.13)

dt

где /пч — масса частицы; тТ масса газа в объеме частицы; w — относительная скорость частицы; д — ускорение свободного падения; F — сила сопротивления.

В общем случае вертикального движения частиц возможны следующие три случая.

1. Среда, где происходит движение частиц, является неподвижной. Тогда силой, двигающей частицы, будет только сила тяжести. При этом скорость частицы будет возрастать с увеличением размера и удельного веса частиц, уменьшением плотности и вязкости среды. Вязкость газовой среды влияет только на скорость движения мелких частиц.

2.    Поток газа движется вверх. В этом случае движутся и среда, и частицы. Если рассматривается движение частиц относительно потока газа, то скорость потока газа во внимание не принимается, При осаждении частиц важно знать скорость их движения относительно стенок сепараторов, так как этим определяется эффективность отделения. Частицы будут уноситься потоком газа, если w < v (w — скорость движения частиц относительно газового потока; v — скорость газа). В этом случае частицы будут двигаться вверх со скоростью = — (w — v). Когда wv, т.е. w4 = 0, частицы находятся в газовом потоке во взвешенном состоянии. Падение частиц осуществляется, когда wv, при этом скорость падения wH = w — V.

3.    Поток газа движется вниз. Здесь частицы будут падать только вниз, притом с большей скоростью, чем при спокойном падении. В этом случае скорость падения частиц w4 — = w + v [4].

Сила сопротивления всегда противоположно направлена движению частицы, следовательно,

cos(jr, AF) = ± 1;    (3,14)

при движении частиц вниз, когда w > 0, имеем cos(x, AF) — = — 1 и при движении вверх, когда w < 0, имеем cos (х, AF) = +1 [4].

В общем виде сила сопротивления выражается уравнением

F =    (3.15)

где v — коэффициент сопротивления, который зависит от числа Re и формы частицы; / — миделево сечение частицы; рг — плотность среды.

В зависимости от характера обтекания частицы в уравнении (3.15) изменяется коэффициент сопротивления от линейного до квадратичного режимов.

В общем виде закон сопротивления с учетом сил трения и сил инерции в безразмерной форме представим в следующем виде:

V = ~ + P.    (3.16)

Re

где аир — постоянные.

Эга формула применима при любых значениях числа Рейнольдса. При    малых    числах Re, когда    имеется ламинарное обтекание частицы,    формула (3.16) превращается    в    закон    Сто-

Сырой газ ->

+

т


Конденсат и Вода

РТЭГ

Рис. 4.22. Принципиальная технологическая схема УКПГ Запада о-Гаркоса-лннского газового месторождения:

А-1 - абсорбер; БР-1 - блок регенерации гликоля; С-1 - сепаратор; Д-i, Р 1 - дегазаторы; Е-1 - буферная емкость; Р-2 - рефлюксная емкость; Т-1 -рекуперативный теплообменник; ВХ-1 - воздушный холодильник; Т-1 ~ магнитный фильтр; Ф 1 и Ф-2 - фильтры; //-/, Н-2, И-3 ~ насосы


I конденсат    т-1


огневой испаритель и буферная емкость), установленных на общей раме.

На этом месторождении установки абсорбционной осушки газа переведены на ТЭГ.

Проведенные промышленные испытания основного технологического оборудования установки осушки газа и регенерации ТЭГа Западно-Таркосалинского газового месторождения показали высокую эффективность принятых конструктивных решений. Параметры работы абсорбера А-1 во время испытаний были следующими: производительность по газу - от 5,9 до 9,7 млн. м3/сут (проектная производительность 10 млн. м3/ сут); технологическое давление 8,9-9,1 МПа; рабочая температура газа 16,5 “С; расход РТЭГа на один абсорбер 2,25— 3,9 м3/ч; массовая доля РТЭГа 98,6-98,95 %. При этом точка росы осушенного газа по влаге на выходе из абсорберов равна -17...-18 °С; в пересчете на давление выхода газа в газопровод (6,4-6,7 МПа) это составляет -20...-21 “С, что полностью удовлетворяет требованиям ОСТ 51.40-93 по качеству товарного газа. Капельный унос ТЭГа зафиксирован в пределах 2,3-

5,0 мг/м3 газа [31].

Производительность установки на момент испытания составляла 24-25 млн. м3 газа в сутки. Узел регенерации гликоля эксплуатировался при производительности 10 м3/ч. Разделитель Р-1 из-за малого содержания углеводородного конденсата в НТЭГе работал неэффективно и не обеспечивал удовлетворительного разделения жидких фаз. Содержание солей жесткости в пластовой воде на входе в УКПГ не превышало

4,5 ммоль/л, что ниже регламентируемой стандартом величины жесткости питьевой воды. В связи с этим аппарат магнитной обработки М-1 в работе задействован не был.

Блок БР-1 эксплуатировался при атмосферном давлении, что позволило отказаться от применения вакуум-насосов (обязательных в случае использования ДЭГа) и одновременно избежать неприятностей, связанных с возможным подсосом в вакуумную систему регенерации через неплотности атмосферного кислорода, что приводило к интенсивному разложению и окислению гликоля.

В качестве осушителя на установке применяли ТЭГ марки 5, содержащий до 5 % моно- и диэтиленгликолей, которые разлагаются при температуре регенерации ТЭГа; об этом свидетельствовали изменение его окраски и значительное содержание в нем альдегидов (массовая доля до 0,24 %). Поэтому в дальнейшем рекомендовано вместо этого гликоля использовать ТЭГ марки А, содержащий не более 0,63 % низкомолекулярных гликолей.

Температура в испарителе блока регенерации поддерживалась равной 197" 198,5    "С, технологическое давление

0,002 МПа. Насыщенный ТЭГ (массовая доля 97,05-97,9 %) поступал в выпарную колонну с температурой от 165 до 169 °С; температура верха колонны 102 "С, расход орошения 200 кг/ч, т.е. флегмовое число находилось на уровне 1-1,5 (по проекту 0,3-0,5, но установка работала не на полную мощность). Массовая доля выходящего из БР-1 регенерированного ТЭГа находилась в диапазоне 98,6-98,95 %.

Для уменьшения эксплуатационных затрат также необходимо снижение температуры подаваемого в абсорбер РТЭГа. Известно, что если эта температура превышает температуру поступающего газа больше чем на 6-10 *С, то значительно возрастают потери гликоля в результате его испарения и уноса из аппарата. В настоящее время два сдвоенных теплообменника Т-1 не могут снизить температуру регенерированного раствора ТЭГа мене 31 “С, поскольку они рассчитывались на значитель-

Р\\я

5, =

Рз


2{рпл) г{Рэ)

фггл фз

А1 = В1Ы?^В:

*7 (Рпл)


в


(Рпл) Ь (Рпл)

Арз    (О    — Рз (О    Рз (0);    Ар3 (0) = рпл — р3 (0).

Здесь у. = kпл) pnJm\ir    (рпл) а    —    пьезопроводность пласта,    сма/с; т    —

пористость пласта, доли единицы; е — коэффициент, характеризующий интенсивность перетока газа между блоками и системой трещин, 1/с; а — безразмерный коэффициент, характеризующий трещниовато-иористую среду; Q,- — установившийся дебит скважины перед остановкой, тыс м3/сут; р3 (0) — давление на забое скважины перед остановкой, кгс/см2; Рз (t) —    давление    на

40

20

_ .

А

М аР

V

« 9

2 4

в t

101 nt

Зависимость Аф3 (/) от 1п/


забое скважины в момент    t после    ее

остановки, кгс/см2; С — коэффициент изменения комплекса параметров.

Индекс «т» относится к системе трещин, индекс «п» — к пористым блокам.

По данным восстановления давления в остановленной скважине, по формуле (V.42) вычисляют Дф3 (/) и In t.

Рис. V. 19


Значение коэффициента С, необходимое для вычиелния Д<р, (/), определяют на основе данных исследования этой же скважины методом установившихся отборов. Затем, построив КВД в координатах Дф3 (/) — In t, по угловому коэффициенту В и отрезку А, отсекаемому на оси ординат начальным прямолинейным участком, можно определить проводимость и комплекс параметров системы трещин

(V.44)

(V.45)


X т


RI


(Рпл) Л/Цг (Рпл) — (9,215QrZ (рпл) Рат)/(^РРпл)>


~ 2,25 6


А/Б


По координатам произвольно выбранной на рис. V.19 точки М на переходном участке КВД можно оценить коэффициент е, характеризующий интенсивность перетока газа между блоками и системой трещин:

Л-Д«Р3 <‘>м

(V.46)

м

где tM — время, соответствующее точке М на КВД, с.

По угловому коэффициенту Б, и отрезку, отсекаемому на оси ординат AL конечным прямолинейным участком, определяется проводимость и комплекс параметров хп//?“ пористых блоков:

(Рпл) h _ (Рпл) h / В__^ \

(V.47)


Иг(Рпл)    f4r    (Рпл)    \    BL    )’

Таблица V.1 б (Заработка КВД по формулам (V.40)—(V.41)

Л с

P3(t).

кгс/см2

Лр3 (0, кгс/см2

Л<р3 (0,

кгс/см2

In /

* 0

117,1

0

0

СО

122,6

5.5

4,84

4,0944

11’0

130,9

13.8

12,26

4,7875

ISO

130.0

18,9

16,88

5,1930

24 0

139,4

22.3

20,00

5,4807

300

141,8

24,7

22,23

5,7038

480

145.7

28.6

25,83

0,1738

66 0

148.2

31.1

28,16

6,4923

900

150,1

33.0

29,94

6,8024

1 800

154.6

37,5

32,20

7,1956

2 400

156,6

39,5

36,10

7,7833

3 1500

159,3

42.2

38,68

8,1887

6 900

165,9

48.8

45,05

8,8393

11 100

171.0

53.9

50,04

9.3147

14 700

173,5

56,4

52,51

9.5956

21 900

177,6

60.5

56,56

9.9942

25 200

179.0

61.9

57,96

10,1346

27 000

179,9

62.8

58,86

10,2036

Пример. В табл. V.16 представлены исходные данные о восстановлении давления скнажнпы и вычисленные но формуле (V.42) значения Дф3 (/) пр)и различных Лр3 (0. Ко:;ффнциент С, необходимый для вычисления Дф3 (/), определяется на основе данных

исследования этой же скважины методом установившихся отборов по формуле (IV.74), С = О.ОС2 1/(кгс см*). В этой же таблице приводятся и вычисленные значения In Затем по данным табл. V. 16 строится КВД в координатах Дф3 (0 —In t и определяются угловые коэффициенты и отрезки, отсекаемые на оси ординат начального и конечного прямолинейных участков:

В = (22,23 - 4,84)/(5,7038 — 4,0944) = 10,80 кгс/см2; В±=(58,86 —45,05)'(10,2036—8,8393) = 10,12 кгс/см2; /1 - 22,23 -5,7038 -10,80 - —39,37 кгс/см2; At 58,86 — 10,2036 10,12 - —44,40 кгс/см2.

По этим значениям с учетом того, что Qp = 401 тыс. м3/сут; рпд = 179,9 кгс/см*; z(/?ni) = 0,87; Р = 0.82 определяются: проводимость системы трещин

кт (Ршл) Л/ftr (Рпл) =9,215.401-0,87.1,033/Ю,80-0,82.179,9 =2,1 Д-м/сП;

комплексный параметр

39,37

комплексный параметр у-п/Rq

44,40

ХП    I

RI 225


е Ю.12 = 0,0055 1/с;

коэффициент,характеризующий интенсивность перетока между блоками и системой трещин,

-39.97-29,97

е=е 10,80--_i_=5(55.l0-4 ,.

кса. Наоборот, при высоких числах Re величина Р значительно больше a/Re, и формула (3.16) превращается в закон Ньютона.

На рис. 3.15 приведено сравнение с экспериментальными данными формулы (3.16) для шара, когда a = 24 и f} = 0,44. Наибольшие отклонения по формуле (3.16) получаются в переходной области, для линейного и квадратичного законов сопротивления наблюдается относительно небольшое отклонение от фактического сопротивления. Учитывая же приближенность расчетов движения частиц, которые на практике проводятся для оценки их скорости, считаем, что формула (3.16) вполне приемлема.

При рассмотрении неустановившегося движения частиц коэффициент сопротивления является переменным и в общем случае может изменяться от линейного до квадратического режима. Поэтому при рассмотрении этой задачи выражение коэффициента сопротивления формулой (3,16) является наиболее удобным и обоснованным.

Установившееся движение частицы характеризуется равенством силы тяжести силе сопротивления, Подставляя в уравнение (3.13) силу сопротивления, выраженную формулами (3.15) и (3.16), после некоторых преобразований получаем

(Рч -Рг    Зда ц, 3prjiп/2

ч    4p4d4J    4prrf4

Рис. 3.15. Зависимость от Re для частиц шарообразной формы;

1 — экспериментальная кривая, 2 — кривая по формуле (3.16)


откуда скорость движения частицы


w= _Ц2_ +M!4zM--M?L_,    (3.17)

^2d,p,pJ 3p,p    2d, p,P

где д — вязкость газа; d4 — диаметр частицы; рч — плотность частицы.

Скорость по формуле (3.17) может быть найдена для любой формы частиц на всем диапазоне изменения Re.

Для шарообразных частиц формула (3.17) примет вид

w =    27'3    , 3,03d,,(p4 -prtg 27,3ц,    (ЗЛ8)

у\ *^чРг J    Рг    ^чРг

Для круглых пластинок при а = 20,4 и Р = 1,12

ц, _ |Г 9. i 1н Y н1.1^ч(Рч -pr)g 9,11^

^l^PrJ    Рг    <Pr

Таким образом, формула (3.17) применима для любой формы частиц и характеризует установившееся движение частиц на всем диапазоне изменения режимов, начиная от линейного до квадратичного. Формулы (3.18) и (3.19), справедливые для шаров и пластинок, охватывают крайние случаи изменения формы частиц.

Переходя к рассмотрению неустановившегося движения частицы, отметим, что коэффициент сопротивления является также неустановившимся.

Из уравнений (3.13) (3.15) и (3.16) после некоторых преобразований получим

dw_ _ чг _ (+ р) ЗРг^2

dt    рч    I    Re    J    4p„d

Обозначая

_ Зр,Р . ь __ Зца , с = ч - рт

4р.Л '    Фчй’ч '    Рч

получаем

— = с -bw - aw7.    (3.20)

dt

Разделив переменные, проинтегрируем уравнение (3.20). При условии Ь2 + 4ас > 0 и принимая начальные условия при t = f0 = 0; w — w0t имеем но меньшие тепловые нагрузки при использовании ДЭГа. Выходом из положения может стать переобвязка теплообменников с целью обеспечить возможность одновременной последовательной работы всех четырех сдвоенных теплообменников, включая два резервных.

4.9. ОСУШКА КИСЛЫХ ГАЗОВ

Эксплуатация систем добычи, сбора и обработки сернистых газов имеет специфические особенности, связанные с наличием в газе сероводорода, двуокиси углерода, меркаптанов и т.д., которые влияют на температуру гидратообразования и влагосодержания газа, скорость коррозии оборудования и труб, выбор материала для их изготовления и т.д.

Влияние кислых компонентов на показатели газовых смесей. Практически все показатели природных газов имеют свойства аддитивности. Следовательно, от содержания в газе любого компонента зависят его термодинамические параметры.

Из кислых компонентов газа на его термодинамические параметры заметное влияние оказывают сероводород и двуокись углерода, так как концентрация остальных компонентов (сероокись углерода, сероуглерод, меркаптаны и т.д.) незначительна. Эти компоненты не влияют на температуру гидратообразования, влагосодержание, коэффициент сжимаемости, коррозионную активность газа из-за их малой концентрации в газе. Однако они оказывают существенное воздействие на качество ингибиторов гидратообразования, абсорбентов и на процесс их регенерации.

С увеличением содержания сероводорода и двуокиси углерода повышается температура гидратообразования газа и понижается его коэффициент сжимаемости.

В присутствии углеводородов токсичность сероводорода и меркаптанов значительно усиливается. Предельно допустимые концентрации этих газов в атмосфере воздуха составляют 0,008 мг/л. При проектировании и обустройстве сероводород-содержащих месторождений проводят специальные мероприятия, исключающие аварийные выбросы газа в атмосферу.

Увеличение содержания H2S и С02 в газе существенно повышает его равновесную влагоемкость.

Наличие сероводорода в газах увеличивает их растворимость в воде и реагентах, применяемых в процессах промысловой и заводской обработки газа, так как растворимость H2S в этих реагентах выше, чем углеводородов.

Предупреждение гидратообразования. При эксплуатации сероводородсодержащих месторождений борьба с гидратообра-зованием не составляет дополнительной проблемы, так как на забой скважин в насосно-компрессорные трубы и во все промысловые коммуникации постоянно вводят ингибитор коррозии, который хорошо растворяется в ингибиторах гидратообразования (метаноле, гликолях). Поэтому подают комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования (КИГИК).

Так, на Оренбургском газоконденсатном месторождении в целях борьбы с коррозией и предотвращения гидратообразования применяют КИГИК, представляющий собой смесь метанола с ингибитором коррозии (ВИСКО-904, СЕРВО-398, И-1-А) в соотношении 20 г ингибитора на 1 л метанола.

Практикуется применение ингибиторов на основе гликолей.

Некоторые ингибиторы при контакте с поглотителями кислых компонентов, применяемых на установках сероочистки, вызывают вспенивание. При выборе ингибиторов необходимо учитывать это обстоятельство.

Борьба с коррозией. При добыче сернистых газов большое значение придается вопросам снижения скорости коррозии в системе.

Основные компоненты, вызывающие коррозию труб и оборудования, - сероводород и двуокись углерода.

Содержание меркаптанов в газе гораздо ниже, чем сероводорода и углекислоты, и хотя в некоторой степени они могут быть подвергнуты гидролизу с образованием сероводорода (при условиях щелочной среды), фактически в коррозионных процессах участия не принимают.

Определенную роль в процессе коррозии играют также ор-ганические кислоты жирного ряда, содержащиеся в тяжелых фракциях конденсатов и нефтей. Отмечены следующие виды коррозии оборудования:

химическая, вызываемая агрессивными компонентами в газообразном состоянии;

коррозионное растрескивание сталей вследствие насыщения водородом структуры металла.

Механизм коррозии носит смешанный характер, т.е. химический и электрохимический. Причина химической коррозии -химическая реакция между железом и кислотами. Электрохимическая коррозия возникает при прохождении тока между отдельными участками поверхности металла.

Продукция коррозионного процесса - атомы и молекулы водорода и двухвалентные ионы железа, которые вступают в реакцию с ионами гидросульфида и сульфида. Они образуют

V.2. ОБРАБОТКА КРИВЫХ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Исходные данные для обработки кривых стабилизации давления получают при продувках и в процессе исследования скважин методом установившихся отборов. После пуска скважины в работу на о прсделенном режиме фиксируется изменение во времени давления р (t) и дебита Q (/). Затем устьевые давления по известным методам главы III пересчитывают па забойные. В скважинах, не имеющих затрубного пространства, а также выносящих большое количество . г . л    жидкости,    давление    необходимо    за-

(Рпп~Р^1'11]    мерять ; непосредственно на забое

с помощью глубинных манометров.

* Снятую кривую стабилизации обрабатывают но формулам


X = а+ р !g Qaor, (f)lQ (t),

(V.49)

(V.50)

Рпл—p\ (0

-bQ, (V.51)


X =

Qt О Р - P/Q,

Рис. V.20. Обработка кривой стабилизации забойного давления


(V .52)


где b — коэффициент двучленной формулы, определяемой по результатам стационарных исследований; QAo6 — определяется по графику Q (t) согласно формуле

<?доб(0=    +    Е    &    (*>

(V.53)


А/.


г 1=1

Здесь Qi — дебит, соответствующий концу г-го интервала времени, см3/с; Qo — дебит, полученный при экстраполяции зависимости Q (t) до t = 0, см3/с.

По найденным графическим путем коэффициентам аир определяются те же параметры, что и по КВД.

Если коэффициент Ь незначителен, а изменение дебита во времени мало, кривую стабилизации можно обрабатывать по упрощенной формуле

(V.54)

где

2 2 .    /.V    РПЛ    Р    3    .    "    |

^( ) =—ОТО" at=a+6Q.

Пример обработки кривой стабилизации забойного давления приведен в табл. V.17 и на рис. V.20.

Кривые стабилизации в силу тех же факторов, что и КВД, могут быть искажены. Наиболее распространенный фактор, искажающий кривые стабилизации, — неоднородность пласта как по площади, так и по мощности. При этом в некоторых случаях кривые стабилизации дают более детальную характеристику неоднородных пластов.

При непрерывном изменении параметров пласта по площади могут наблюдаться следующие закономерности.

Непрерывное улучшение проницаемости пласта от скважины к контуру дает на кривой стабилизации два прямолинейных участка, первый из которых характеризует призабойную зону, а второй — зону, удаленную от скважины (~0,5RK).

Обработка кривой стабилизации забойного давления

t, с

Р3,

кгс/см*

2 Р 3

2 2 Рпл Р 3

«с

- го"

6г*

1

С

г—

СМ СО Cl

1

к

с* с о.

м

O'

Фдоб * 1 Qef см3

Сдоб Q (0

j сдоб &Q(t)

0

183.1

33 526

0

_

100

179.1

32 076

1450

2,80

5,18

284,0

101

2.004

200

178.9

32 004

1522

2,76

5,55

562,0

202

2,305

300

178.8

31 970

1556

2,71

5,75

839,4

309

2,490

600

178.75

31 950

1576

2,63

6,21

1640,7

624

2,795

900

178.68

31 92G

1600

2,53

6,40

2413,5

955

2,930

1200

178.68

31 920

1606

2,46

6,53

3161,4

1284

3.107

1500

178.64

31 912

1614

2,42

6,74

3891.3

1606

3,206

1800

178,62

31 905

1621

2,39

6.78

4616,1

1933

3,286

24 00

178,60

31 898

1628

2.35

6.95

6036.9

2571

3,410

3000

178.561

31 Ш

1640

2.31

7.05

7434,3

3218

3,507

При непрерывном ухудшении проницаемости может иметь место несколько прямолинейных участков, дающих параметры, близкие к параметрам отдельных зон.

В случае наличия в пласте зон с резко выраженной неоднородностью на кривых стабилизации отмечаются те же закономерности, что и на КВД, и по ним также можно определить расстояние до этих зон.

В пластах, неоднородных по мощности, при совместном исследовании различных по проницаемости пластов результаты обработки кривых стабилизации зависят от соотношения пластовых давлений отдельных пластов. В случае равенства пластовых давлений кривые стабилизации дают проводимость, равную сумме проводимостей отдельных пластов, и проницаемость, средневзвешенную по мощности. При разных пластовых давлениях значение приведенной проводимости в общем случае зависит от дебита и достигает суммарного значения, когда приток в скважину происходит из всех продуктивных пластов.

Для получения параметров отдельных пластов по общей кривой стабилизации необходимо в процессе исследования измерять дебиты газа из каждого пласта на забое скважины. Кривая стабилизации затем обрабатывается по стандартной методике для каждого пласта.

'    9

b - yb~ + 4ac 2a


i ¦)

b - у b + 4ac


e


W|) +


(3.21)


W = -


1-


I 7

b + V b“ + 4ac 2a


2a


Подставляя в формулу (3.21) значения a, b и с, получаем окончательное выражение для определения скорости при не-установившсмся движении частиц любой формы на всем диапазоне изменения Re, начиная со Стокса до Ньютона. Когда t = «з, уравнение (3.21) превращается в уравнение (3.17).

Приведенные соображения о неустановившемся движении частиц позволяют более детально представить условия движения частиц в восходящем газовом потоке, Теоретически время достижения конечной скорости частицы равно бесконечности, но практически оно достигается уже через несколько секунд или даже при небольших размерах частиц через доли секунд. Период неустановившегося движения частиц увеличивается при увеличении диаметра и плотности частиц и уменьшении плотности и вязкости среды. При этом чем больше значение конечной скорости, тем больше времени требуется для ее достижения.

Выведенный общий закон для скорости движения частиц позволяет применять его для частиц любой формы на весьма широком интервале изменения Re до 200 ООО, т.е. для всех практически случаев, связанных с движением жидких и твердых частиц при эксплуатации газовых скважин.

Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Уравнение притока газа к скважине [6] имеет вид

(3.22)

или

Рк - Рз - а~ЬОкр + ЬО

(3.23)


где рк, р3 — соответственно пластовое и забойное давление; Q — дебит газа; а, b — коэффициенты фильтрационного

Из (3.22) и (3,23) определим р3, соответствующее принято* му значению О. Далее найдем по формуле t3 f„ - ё (рк

— Рз) и z3. Затем по формуле (3.17) определим для заданного диаметра частицы d,, и далее — необходимый диаметр D НКТ, принимая некоторый резерв скорости для надежности выноса частицы (w0#> = l,2w0):

D = j4Qz,pJ0/[np,z0w0p).    (3.24)

Обычно рч = 2500 кг/м3, d., = 0,1 мм, w0 = 1+3 м/с.

При заданных диаметрах колонны НКТ и выносимых частиц породы изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых частиц с забоя скважины определяется ме тодом итераций (последовательных приближений).

При выносе капель жидкости с забоя скважины на поверхность их размер и форма изменяются при изменении темпера!уры и давления. Повышение давления в области проявления прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению (сохранению) размера капли, возрастание температуры — к уменьшению размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.

Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение о, уменьшению размера, дроблению капли — скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от критерия Вебера.

Расчетная формула для скорости капли критического диаметра имеет вид [7]

^ - Ю(45 - 0,0455р,),/4р;'/3.    (3.25)

Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:

0-.= -—" 0-77Г-    <3-26»

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (3.22) или (3,23), с учетом зависимости z = z(p3, Т3) методом последовательных приближений определим р3 для заданною диаметра колонны НКТ и затем n0mm и Oniin.

Методика определения диаметра НКТ, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины, должна быть основана на теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам исходя из условия, что газовые скважины работают с очень большим газовым фактором по сравнению с нефтяны-вторичные продукты коррозии - сульфиды железа, обладаю-щие свойством самовоспламенения на воздухе при обычных температурах, что особенно опасно при проведении ремонтных работ, требующих вскрытия аппаратов.

Интенсивность процесса коррозии зависит от кислотности среды, pH, температуры, давления, наличия в системе воды в жидкой фазе.

С повышением давления скорость электрохимической коррозии увеличивается, так как возрастает растворимость агрессивных компонентов в жидкой фазе - электролите (например, в воде) и, следовательно, увеличивается их содержание в единице объема, действующего на единицу поверхности металла.

При повышении температуры снижается растворимость H2S и С02 в жидкой фазе, а следовательно, и скорость коррозии; кроме того, возрастает скорость химических и электрохимических реакций и интенсивность коррозии, особенно при термических процессах.

Скорость сероводородной коррозии зависит также от прочности, химического состава, микроструктуры, способа обработки применяемых сталей и т.д.

Все углеродистые и низколегированные стали подвергаются во влажных сероводородсодержащих средах растрескиванию под напряжением ниже предела текучести. Допустимая величина этих напряжений зависит от химического состава, термической обработки и структуры металла, остаточных напряжений после горячей или холодной деформации и других факторов. Для предотвращения растрескивания предусматривают специальные мероприятия, такие как изготовление труб и оборудования из специально выбранных сталей, стойких к растрескиванию от наводороживания, ограничение напряжений в металле увеличением толщины стенок, применение ингибиторов коррозии, осушка газа на УКПГ с целью уменьшения воздействия агрессивного газа на внутренние стенки газопроводов, транспортирующих газ до ГПЗ.

Технологическая схема в системе скважина - УКПГ - ГПЗ Оренбургского газохимического комплекса позволяет выделить две зоны коррозионной активности газа:

а)    зона высокой коррозионной активности среды, к которой относятся технологическое оборудование скважин, шлейфовые газопроводы, сепарационное технологическое оборудование и межблочные коммуникации (кроме замерного пункта УКПГ), работающие в среде влажного газа, содержащего сероводород;

б)    зона низкой коррозионной активности, включающая технологическое оборудование и арматуру замерного пункта УКПГ, газоконденсатопроводы от УКПГ до ГПЗ.

Нормативными документами установлены допустимые скорости общей коррозии: 0,25 мм/год - для насосно-компрессорных труб и шлейфовых газопроводов; 0,2 мм/год - для технологических аппаратов и межблочных коммуникаций (гарантии фирмы-поставщика); 0,1 мм/год - для газопроводов, транспортирующих осушенный сероводородсодержащий газ.

Материальное оформление трубопроводов и технологического оборудования для зон умеренной и опасной коррозии принимается в основном одинаковым. Это “спокойные” углеродистые стали марки сталь 20 с дополнительным контролем качества при изготовлении. Для зон опасной коррозии обязательна термическая обработка труб на заводах-изготовителях и сварных швов при монтаже. Кроме того, при расчете толщины стенок труб и аппаратов для этой зоны принимается увеличенная толщина стенок для снижения внутренних напряжений.

Б исключительных случаях для наиболее коррозионноопасных сред (фонтанная арматура) допускается применение нержавеющей стали.

Величину общей коррозии можно снизить до допустимых пределов (0,2-0,1 мм/год) с помощью ингибиторной защиты, качество которой зависит от ряда факторов. Один из основных - возможность применения эффективных методов нанесения ингибиторной пленки.

Эффективность антикоррозионной защиты Э3 определяют по формуле

Э3 = п» ~Пи ЮО %,    (4.32)

Пн

где Пн ~ потери массы неингибированного образца, мг; Пи -потери массы ингибированного образца, мг.

Эффективность ингибиторной защиты, определенная по формуле (4.32), оценивается следующим образом: 90 % и выше - отличная; 75-90 % - хорошая; 50-74 % - слабая; ниже 50 % - неудовлетворительная.

Абсорбционная осушка газов. На установках осушки кислых газов в качестве абсорбента используют водные растворы гликолей, которые инертны по отношению к углеводородным и кислым компонентам газа и не вступают с ними в химические реакции.

Сопоставление данных о растворимости углеводородов и сероводорода в гликолях показывает, что гликоль хорошо рас-

Приборы и аппаратура для исследования скважин  »
Библиотека »

Bannyy dvor приглашает отдохнуть в русской бане!

bannyy-dvor.ru