В EVRO-KURORT подберут санаторий в Марианских Лазнях www.evro-kurort.ru

Аналитика



Исследование газовых и газоконденсатных скважин и пластов

ГЛАВА

4

ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

4.1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.1.1. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующее.

Параметры пласта-коллектора:

геометрические характеристики пласта и залежи, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежи, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта газ —вода и его изменение в процессе разработки и др.;

коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводносгь, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер его изменения по площади и разрезу);

прочностные характеристики пласта, определяющие до-бывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

емкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сверхсжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и характер их изменения при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

энергосберегающий (критический) дебит;

предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит, максимально допустимые дебиты без разрушения пласта и подтягивания воды к забою скважин);

оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

коррозионная активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта;

физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями. Например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, свя-выходе из системы сбора и обработки газа (ССОГ), кг; G0 -количество исходного ингибитора, используемого в ССОГ, кг; W - количество извлекаемой из газа воды, кг.

Материальный баланс системы сбора и обработки газа по воде

G0a0 + W = (G2 + G3)a„    (5.5)

где а0 - массовая доля    воды    в    растворе,    используемом как

ингибитор гидратообраэования; СЦ - массовая доля воды в насыщенном ингибиторе на выходе из ССОГ; G2 ~ количество нерегенерируемого насыщенного раствора, кг; G3 - количество регенерируемого насыщенного раствора, кг.

Согласно схеме материальных потоков

G, = G, - С3.    (5 6)

Поскольку количество воды в растворе, используемом в качестве ингибитора, постоянно, можно записать:

G0a0 = G2at + G4 ct 2,    (5.7)

где G4 - количество регенерированного    раствора    ингибитора,

кг; a2 - массовая доля воды в регенерированном растворе ингибитора.

Уравнение общего материального баланса блока регенерации имеет вид

G4 = G3 - W.    (5.8)

Материальный баланс блока регенерации по воде

G4a2 + W = G3ar    (5.9)

Таким образом, получаем систему из шести линейных уравнений с девятью неизвестными. Для их решения необходимо в качестве исходных данных иметь три параметра, входящие в них. На практике бывают известными значения а0, и G0 (см. рис. 5.9),

Пример 5.1. На установке НТС для предупреждения гидра-тообразования используется 80 %'Ный водный раствор ДЭГа в количестве 2000 кг/ч. Концентрация воды в насыщенном растворе составляет 30 %. На регенерацию подается 1400 кг/ч насыщенного раствора.

Требуется определить допустимую концентрацию воды в регенерируемом растворе при условии, что после смешения регенерированного и отработанного растворов массовая доля воды в смеси составит 0,20.

Решение. 1. Сначала определяем общее количество насыщенного раствора. Зная концентрацию ДЭГа в циркулирующем растворе, находим его количество в нем:

100

Далее, составляя пропорцию, рассчитываем общее количество насыщенного раствора

G, --= 100 = 2285,7 кг.

70

2.    По уравнению (5.4) находим количество поглощенной циркулирующим ДЭГом воды:

W = G, - G0 = 2285,7 - 2000 = 285,7 кг.

3.    По уравнению (5.8) определяем количество регенерированного раствора:

G4 = 1400-285,7 = 1114,3 кг.

4.    Из уравнения (5.7) вычисляем концентрацию воды в регенерированном растворе ДЭГа:

0 _ G0a0 - G2а, _ 2000-20 - (2285,7 ¦ 1400) _ ^ Q5 °/

2    С4    1114,3

Концентрация воды в регенерированном растворе ДЭГа должна составлять не менее 12,05 %. В этом случае после смешения регенерированного и нерегенерированного потоков получится раствор концентрации 80 %.

С помощью описанной системы можно определить также минимальное количество раствора, подлежащего регенерации при заданной концентрации воды в регенерированном растворе.

Блок регенерации с очисткой части раствора. Следует отметить, что не всегда требуется тонкая очистка всего раствора гликоля. Для поддержания концентрации примесей не более допустимого уровня достаточно на очистку подавать часть абсорбента, а другую часть подвергать обычной регенерации. Соотношение этих потоков зависит от скорости накопления примесей в гликоле, количества циркулирующего в системе раствора, глубины осушки газа и т.д. Ниже приводится система уравнений, описывающих материальный баланс БРГ с тонкой очисткой части абсорбента от различных ингредиентов:

(5.10)

(5.11)


д — G^ctj G0a0,


Расчет по этой формуле с исходными данными, принятыми в предыдущем 1'нмгрс, приведен в табл. VII.3, результаты расчета представлены кривой 3 М. рис. VII.16).

VI 1.11.3. Определение выхода конденсата при различных давлениях и температурах

Выход конденсата можно определять как в сепараторе УГК-3, так и иепо-¦ родственно в бомбе равновесия.

Определение количества конденсата, выпавшего в бомбе

И бомбу после ее вакуумирования загружают пробы отсепарированпого газа м сырого конденсата, устанавливают намеченную температуру и поршнем повы-III.нот давление до заданного; используя мешалку, устанавливают фазовое равно-

Рис. VII. 17. Изобары конденсации, получаемые на установках УГК-3 и УФР-2.


р, кгс/см1: 1 — 75; 2—100; 3—150; 4 — 200; 5 — 250; 6 — 300

|?к,смУм3

Рис. VII.18. Изотермы конденсации, получаемые на установках УГК-3 и УФР-2.

t. °С: 1 = —10; 2 = +10; 3 = +30; 4 = +50; 5 =

= +70; 6 = +90; 7 = +110


Н. не рекомбинированной пробы.

После установления фазового равновесия замеряют количество сырого конденсата в бомбе и рассчитывают выход конденсата. Для определения выхода стабильного конденсата часть сырого конденсата из бомбы (оставляется затвор для предотвращения прорыва газа) передавливают в стеклянные ловушки. Образующийся при этом газ дегазации собирают в газометр. По данным анализа газа дегазации определяют степень очистки в ловушке стабильного конденсата (Cg + в) от газовых углеводородов. Поддержание в бане, в которой помещена ловушка, температуры —10 °С и ниже позволяет полностью улавливать углеводороды С5 + -}- в. Определенное таким образом количество стабильного конденсата псресчи-зывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустико-гидродинамических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объем комплексных исследований определяются их назначением, Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной или опытно-промышленной эксплуатации. Задачей исследований является изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических и акустико-гидродинамических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газодинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводят регулярно, не реже одного раза в год на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для уточнения во времени изменения энергосберегающих дебитов, их распределения и начального дополнительного и фильтрационного (НФС) сопротивления по разрезу вскрытого пласта, а также для анализа и контроля за процессом разработки. При этом основное внимание следует уделять правильному установлению технологического режима, в том числе и энергосберегающего. В большинстве случаев используют только газогидродинамические и акустико-гидродинамические методы.

Слециалъные исследования проводят на скважинах для выполнения работ, обусловленных специфическими условиями разработки каждого конкретного месторождения, в том числе:

контроль за положением контакта газ — вода в специальных скважинах с помощью геофизических методов;

установление эффекта при проведении различного рода мероприятий по интенсификации притока газа;

изучение коррозионных свойств газа;

контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше из-за некачественного цементажа;

апробирование новых методов исследований скважин и др.

При создании и разработке новых методов исследований требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие замеряемые непосредственно параметры с искомыми, т.е. разработать теорию метода, во-вторых, определить способ проведения измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод правильной интерпретации результатов промысловых исследований.

Обычно математическое соотношение, на котором основана теория метода, является уравнением некоторого физиче-кого процесса. В зависимости от того, какой физический процесс используют, методы исследований подразделены на газодинамические (наблюдения за движением газа), акустикогидродинамические (наблюдения за распространением звуковых волн, возникающих при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизические (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, начальной восприимчивостью естественной радиоактивности и др.).

В настоящее время наиболее распространены газодинамические методы исследований скважин.

4.1.2. ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

Вначале составляют программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине (рис. 4.1, 4.2).

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве. В процессе продувки следует наблюдать за условиями выноса из пласта твердых частиц, не допуская их значительного количества, что может быть причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды — прорыва водяного конуса или языка в скважину. Количество твердых примесей и жидкости

(5.13)

« _ Go11 о - C2alu2--

где g - количество примесей, накапливаемых в абсорбенте, кг/ч; G0 - исходное количество регенерированного абсорбента, кг/ч; G, - количество регенерированного абсорбента с учетом накопленных в нем примесей, извлеченных из газа и сопутствующих продуктов, кг/ч; G2 - количество абсорбента, не подаваемого в блок тонкой очистки, кг/ч; G3 - количество абсорбента, подаваемого на тонкую очистку, кг/ч; G4 - количество абсорбента после тонкой очистки, кг/ч; а0 - массовая доля примесей в исходном (регенерированном) абсорбенте; otj -массовая доля примесей в абсорбенте после блока регенерации от углеводородов; а2 ~ массовая доля примесей в абсорбенте после его тонкой очистки.

С помощью уравнений (5.10)—(5.13) можно определить количество абсорбента, подаваемого на тонкую очистку, при заданном значении а2 и требуемой степени очистки поглотителя от примесей при ограниченной мощности блока тонкой очистки. Для иллюстрации описанного положения приведем пример расчета.

Пример 5.2. На установку обработки газа подается 10 ООО кг/ч раствора диэтиленгликоля с содержанием неочищаемых примесей 0,2 % (масс.). При обработке из него извлекают различные ингредиенты, концентрация которых в насыщенном абсорбенте составляет 0,4 %. Эти примеси при десорбции воды из насыщенного раствора не выделяются.

Требуется определить концентрацию примесей в абсорбенте после его тонкой очистки, если известно, что G2 - 6000 кг/ч. По условиям задачи после смешения потоков абсорбента G2 и G3 (рис. 5.10) средняя концентрация примесей в нем должна составить не более 0,2 %.

Решение. 1. По уравнению (5.11) определяем количество абсорбента после блока регенерации:

G, = 10 000--.^- = 10 020 кг/ч.

1-0,004

2. Находим количество абсорбента, подаваемого на тонкую очистку:

Рис. 5.10. Растворимость NaCl в водных растворах ДЭГа (в) и ТЭГа (б)

3. По уравнению (5.13) рассчитываем концентрацию примесей в абсорбенте после его тонкой очистки:

=    10 ООО • Q 002 - 4020004    = „ ^gg

6000+10 000 0,002-10 020 0,004

а2 =0,066 % (масс.).

Из приведенных данных следует, что очистка части (-40 %) циркулирующего абсорбента в данном конкретном случае обеспечивает поддержание его качества на требуемом уровне.

5.4. РАСТВОРИМОСТЬ СОЛЕЙ В ВОДНЫХ РАСТВОРАХ ГЛИКОЛЕЙ

Вода является компонентом, входящим в состав пластовой продукции и гликолевых растворов. Наличие воды в гликолевых растворах оказывает серьезное влияние на растворимость солей в них. В связи с этим некоторый интерес представляют данные о растворимости солей в воде, (табл. 5.8).

Как видно из данных табл. 5.8, с повышением температуры от 20 до 1000 аС растворимость хлористого натрия в воде уве-

тывается на весь объем сырого конденсата в бомбе. После этого проба из бомбы удаляется и последняя вакуумируется.

Затем бомба загружается свежей пробой и все операции повторяются яри другом заданном давлении и т. д. При новых загрузках изменяют температуру и определяют выход конденсата при трех-четырех ее значениях. В результате этих наследований составляются графики (рис. VII.17, VII. 13).

Определение количества конденсата, выпавшего в сепараторе

Этот способ определения выхода кокденсата более простой, чем описанный,, но осуществим только при исследовании смесей, относительно богатых (более 100 г/м3) высококипящими углеводородами.

В соответствии с описанным порядком работы на бомбе последнюю загружают пробами отсепарированного газа и сырого конденсата.

При температуре, равной пластовой, в ней поднимают давление до пластового и устанавливают фазовое равновесие. Затем давление в бомбе увеличивают, еще на 20—30 кгс/см2.

Заполняют капилляр, идущий к сепаратору, «пластовым» газом из бомбы, газ; пропускают через сепаратор, поддерживая в нем заданные давление и температуру.

Газ из сепаратора дросселируют до атмосферного и пропускают через стеклянную ловушку (погруженную в охлаждаемую смесь с температурой —10 СС) и газовый счетчик. Через тройник перед счетчиком газ набирают в бюретку для: анализа. Скорость выпуска газа из сепаратора не должна превышать 60 л/ч.

После того как в сепараторе соберется достаточное количество конденсата: (около 2 см3), одновременно закрывают вентили сепаратора и бомбы.

Выдерживают 15 мин, чтобы весь конденсат стек на дно сепаратора, после чего замеряют его количество. Полученный объем сырого конденсата относят к объему отсепарированного газа, приведенному к условиям 760 мм рт. ст. и 20 °С.

Передавливают скопившийся конденсат через нижний вентиль сепаратора при помощи измерительного пресса сепаратора в стеклянную U-образную трубку, помещенную в бане с температурой —Ю°С.

При передавливании конденсата в трубку, во избежание прорыва газовой фазы в последнюю, у выпускного вентиля сепаратора оставляют затвор конденсата, по шкале точно замеряют количество передавленного конденсата.

Выделяющийся из конденсата газ собирают в газовую бюретку. После выпуска конденсата необходимо продуть сепаратор оставшимся в нем газом и затем вакуумировать его в течение 20 мин.

Количество образующегося в U-образной трубке стабильного конденсата определяют после полного стекания его со стенок на дно трубки. Дегазация конденсата осуществляется следующим образом.

Из бани с температурой —10 °С U-образную трубку переносят в баню с температурой около 0°С (лед с водой).

В течение 30 мин температуру в бане постоянно доводят до +20 °С.

Полученный выход стабильного конденсата выражают в процентах от выхода сырого конденсата, замеренного (в см33) в сепараторе перед передавлива-нием его в U-образную трубку.

В сепараторе создают новое давление при той же температуре и повторяют опыт. Исследования при пяти-шести значениях давления для одной температуры позволяют получить данные для построения изотермы конденсации в координатах «выход конденсата — давление».

В течение всех опытов перемещением верхнего поршня в бомбе поддерживается постоянное давление. Так как одной загрузки бомбы недостаточно, проводят повторные загрузки. Используя полученные таким образом данные по выходу конденсата, можно построить часть фазовой диаграммы. Полученные данные важны тем, что дают возможность рассчитывать количество кондепсата, образующегося в стволе скважины и шлейфе. Они также дополняют данные по выходу конденсата, полученные при промысловых исследованиях.

VII. 12. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ГАЗА И КОНДЕНСАТА

Исследование состава газа и конденсата проводится в лаборатории по схеме, показанной на рис. VI 1.19.

Рис. VII. 19. Схема исследования проб газа и конденсата

VI 1.12.1. Определение состава пластового газа и сырого конденсата

Пробы сырого конденсата подвергаются дегазации по схеме, показанной на рис. VI 1.20.

Контейнер 3 помещают в баню 2, температура в которой поддерживается с помощью термостата /. Между контейнером и газометром 8 помещают стеклянные змеевиковые ловушки, погруженные в охлажденную смесь льда с солью (—20 °С). Эти ловушки служат для улавливания жидких углеводородов, уносимых газом из контейнера.

Рис. 4.1. Оборудование ДЛЯ исследования скважины, не подключенной к газосборному пункту:

1 - карман для термометра; 2 — манометры; 3 — лубрикатор; 4 — крепление выкидной лииии; 5 сепаратор; 6 — емкость для замера жидкости; 7 — диафрагменный измеритель критического истечения; 8 факельная линия; 9 — фонтанная арматура; 10 — глубинный прибор; 11 — скважина; 12 — лебедка; 13

линия ввода ингибитора

Рис. 4.2. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к газосборному пункту:


/ — блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор; 4 — узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; 6 — разделительная емкость; 7 — факельная линия; 8 — pei~yля-тор теплового режима;

9    — теплообменник;

10    — регулируемый штуцер; 11 — сепаратор II ступени

Таблица 5.8

Растворимость хлоридов натрия и кальция в воде, % (масс.) [10]

Соль

Температура, ’С

10

20

30

40

50

60

80

100

NaCl

CaCl

26,3

26,4

42,7

26,5

50,1

26,7

53,4

26,8

55,2

27,0

57,8

27.5

59.5

28,1

61,4

личивается незначительно - всего на 6 %. В то же время в указанном интервале температур растворимость хлористого кальция возрастает в 1,44 раза. Приведенные данные необходимо учесть при расчете блоков регенерации солесодержащих растворов гликолей.

Растворимость NaCl в растворе ДЭГа. Растворимость хлористого натрия в 100 %-ном ДЭГе уменьшается с ростом температуры (см. рис. 5.10, 5.11 и табл. 5.9). Так, при температуре 10 °С она составляет 4,4-4,7 % (масс.), при 100 °С - 2,95-

3,2 %, при 150 °С - 2,00-2,13 %. Из этих данных следует, что при подогреве растворов в блоке регенерации с повышением температуры будет наблюдаться выпадение хлорида натрия в осадок вследствие снижения их растворимости и выпарки воды.

Для растворов ДЭГа, содержащих воду (95; 85; 80; 70 и 60 % гликоля), растворимость NaCl увеличивается с ростом содержания воды при одной и той же температуре и уменьшается с повышением температуры (см. табл. 5.9).

Для растворов, содержащих 70 и 60 % ДЭГа, значения растворимости хлорида натрия, рассчитанные в работе [8], указывают на увеличение растворимости с ростом температуры. Так, при температуре 10 °С расчетное значение растворимости NaCl

30 SQ 70    90

Температура, °С


Рис. 5.11. Растворимость NaCl и CaCl, в растворах ДЭГа 115, 296]:

/ - CaCl;, в 80 %-ном; 2 - NaCl в 80 %-ном; 3 ~ NaCl в 80 %-ном; 4 - NaCl в 85 %-ном; 5 -NaCl в 90 %-ном; 6 - NaCl в 95 %-ном; 7 - NaCl в 100 %-ном

Темпе

ратура,

100 % NaCJ

95 % NaQ

90 % NaCl

85 % NaCl

¦с

[38]

[15]

18]

[9]

ГН)

[36]

[36]

[8]

[9]

[38]

(81

(tlj

0

-

5,0

4,59

6,80

-

10

4,72

4,43

--

4,71

5,34

5,67

5,79

-

6,45

-

6,37

20

4,52

4,6

4,26

-

4,53

5,21

5,60

5,70

-

6,38

6,70

6,33

25

-

-

-

4,34

4,45

-

-

-

5,14

-

-

6,32

30

4,31

-

4,10

-

4,35

5,10

5,55

5,60

-

6,34

-

6,31

40

4,14

4,4

3,93

-

4,14

4,98

5,50

5,51

-

6,31

6,60

6,27

50

3,93

-

3,77

-

3,95

4,86

5,45

5,42

-

6,22

-

6,23

60

3,74

4,0

3,61

-

3,79

4,79

5,41

5,33

-

6,21

6,50

6,21

70

3,57

-

3,44

-

3,61

4,69

5,36

5,24

-

6,17

-

6,18

80

3,38

3,6

3,28

-

3,44

4,59

5,34

5,14

-

6,15

6,40

6,11

90

3,19

-

3,11

-

-

4,48

5,28

5,05

-

6,09

-

-

100

2,96

3,2

2,95

-

-

4,38

5,21

4,96

-

6,04

6,30

-

110

2,77

-

2,79

-

-

4,30

5,17

4,87

_

6,00

-

-

120

2,59

2,8

2,62

-

-

4,17

5,12

4,78

-

-

6,20

-

130

2,38

-

2,46

-

-

4,10

-

-

-

-

-

-

140

2,21

-

2,29

-

-

4,00

-

-

-

-

-

-

150

2,00

-

2,13

160

1,83

-

1,97

Продолжение табл. 5.9

Темпе

80 %

70 % NaCl

60 % NaCl

ратура,

•с

NaCl

CaCl2

[381

181

136]

[37]

[37]

[38]

[8]

I9J

[8]

[9]

0

_

-

-

_

_

_

-

_

_

10

7,14

7,31

' -

6,7

8,0

7,83

9,36

12,10

-

20

7,10

7,29

-

7,2

8,7

7,76

9,39

-

12,00

-

25

-

-

7,63

-

-

-

_

9,14

-

11,56

30

7,03

7,28

-

8,0

9,6

7,72

9,43

-

11,94

-

40

7,00

7,26

-

9,1

10,6

7,69

9,47

-

11,89

-

50

6,96

7,25

-

10,3

11,9

7,66

9,50

-

11,88

-

60

6,91

7,23

-

11,7

13,2

7,64

9,54

-

11,88

-

70

6,86

7,22

-

13,0

14,5

7,62

9,58

-

11,92

-

80

6,84

7,20

-

14,2

16,0

7,60

9,61

-

11,98

-

90

6,82

7,19

-

15,6

17,7

7,56

9,65

_

12,07

-

100

6,78

7,18

-

16,7

19,3

7,52

9,69

-

12,18

-

110

6,76

7,16

-

18,0

21,2

7,50

9,72

-

12,32

-

120

-

130

-

-

-

-

-

-

-

-

-

140

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

150

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

160 j

-

-

-

-

-

-

-

-

составляет 9,36 % (масс.), а при 110 “С - 9,72 % (масс.); в то же время в работе [39] растворимость хлорида натрия при тех же значениях температур составляет 7,83 и 7,50 % (масс.) соответственно. Таким образом, растворимость хлорида натрия в растворах ДЭГа уменьшается с ростом концентрации гликоля


4^



-



Для разгазирования пробы сырого конденсата открывают венТиль контейнера и со скоростью, не превышающей 5 л/ч, выпускают газ в газометр; в бане


6~


-3


Рис. VI 1.20. Схема аппаратуры для дегазации сырого конденсата.

/ — термостат; 2 — баня; 3 — контейнер; А — термометр; 5 — вентиль; 6 — манометр; 7 — ловушка; 8 — газометр


поддерживается температура порядка 20 °С. После прекращения выделения газа из контейнера (при открытом вентиле 5) температура в нагревательной бане доводится до 35 °С. При этом из контейнера выделяется дополнительное количество газа, которое также подается в газометр. После этого вентиль 5 закрывается. Для удаления газовых углеводородов, растворенных в жидкости, собираемой в змеевиковых ловушках, температуру охлаждающей смеси постепенно повы-

5 °С.

шают до


Конденсат из контейнера (предварительно охлажденного до 10—15 °С) вместе с добавленным к нему жидким продуктом, собранным из газа в змеевиковых ловушках, подвергается дебутанизации в лабораторной ректификационной колонне (рис. VII.21).


Между приемником и газовой бюреткой помещают змсевиковые ловушки, погруженные' в охлажденную смесь льда с солью, служащие для улавливания жидких углеводородов, унесенных газом дебутанизации.

Для дебутанизации жидкий продукт, находящийся в колбе 1, подогревают до полного прекращения выделения газа из колбы.

Дебутанизированный конденсат (C5-f- в) переливают из колбы в мерный

Рис. VI 1.21. Схема аппаратуры для дебутанизации дегазированного конденсата.

1 — колба; 2 — колбонагреватель; 3 — ЛАТР; 4 — лабораториая ректификационная колонна; 5 — холодильник; 6 — приемник; 7 — ловушка; 8 — охлажденная смесь льда с солью: 9 —.газовая бюретка; 10 — термометр; И — краник

Цилиндр, туда же сливают жидкость, собранную в змеевиковых ловушках. Замеряют количество жидкого продукта и определяют пикнометром его плотность при 20° и молекулярную массу.

В результате проведенных исследований получают следующие исходные данные для расчета состава пластового газа и сырого конденсата.

Количество выделяющегося сырого конденсата (определяется

При расчете состава пластового газа исходят из 1000 г/молей отсепарирован-иого газа.

Количество газа (в r/моль), выделившегося при дегазации сырого конденсата, определяется по формуле

А — aq/V.    (VII.4)

Количество газа дебутанизации (в г/моль) определяется по формуле

Б = 6qlV.    (VI 1.5)

Содержание в сыром конденсате СБ + в в г/моль на 1000 г/моль отсепариро* ванного газа определяется по формуле

В = ?бр*°^404    .    (VII.6)

VM

Содержание в дебутанизированном конденсате i-C5:

D = С/100.    (VI 1.7)

Содержание л-СБ

С=В-йо,    (VI 1.8)

гексана и вышекипящих Q-f-в27

F    = В — (D + Е).    (VI 1.9)

Данные, полученные по этим формулам, используют для расчета состава сырого конденсата и пластового газа.

Пример. На промысле из сепаратора при 60 кгс/см28 и — 15°С были одновременно отобраны пробы газа после сепарации и сырого конденсата. Выход сырого конденсата составил 162 см33 отсепарированного газа.

Сырой конденсат, отобранный в контейнер объемом 85 см*, подвергли дегазации. При этом было выделено 9.7 л (при 760 мм рт. ст. и 20 °С) газа следующего состава, мол. %: С, -61.23; С, - 18.43;    С,— 12,76; f-C4 — 1,99; л-С4 — 3,15; i-Cb — 0,80;

n-С» — 0.59; Ct + в — 0.55; COf — 0,50.

При дебутанизации разгазированного конденсата было получено 1,5 л газа следующего состава, мол. %: С, —0,94; С3 — 29,08; t-C4 — 19,12; п-С4 — 39,41; i-С» —

- 7,61; n Ct - 3.37; С4 + в - 0,47.

Выход дебутанизированиого конденсата (Се + в) составил 47 см*, плотность этих углеводородов р = 0,6996 г/см3 и молекулярная масса, определенная криоскопическнм методом. М = 98 г/моль.

Состав газа, отобранного на промысле после сепарации сырого конденсата, следующий. мол. %: С, — 87,18; С* — 4.80; С, - 1.41; *-С4 - 0,21; п-С4 - 0,34; /-С* -0,11; п-Св-0.10; С* + в — 0,19; Nf — 5,06; СО* — 0.60.

определяют с помощью породоуловителя или специальной сепарационной установки. В последнее время для этого предложен акустический способ их измерения.

4.2. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Исследования проводят на нескольких установившихся режимах с различными дебитами, с тем чтобы захватить весь диапазон, включая несколько режимов при законе Дарси и несколько по трехчленному закону.

В процессе исследования скважин методом установившихся отборов на каждом режиме измеряются дебит газа, температура и давления на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести-восьми режимах, из них три-четыре при законе Дарси и три-четыре при трехчленном законе фильтрации. Исследования проводят, переходя от меньших дебитов к большим. Кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке — от больших дебитов к меньшим.

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов исследований с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе исследования скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины.

В процессе исследования газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы.

Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при исследовании скважин на различ-

ных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Исследовать скважины при подаче газа в газопровод затруднительно, если давление в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления на устье и одновременно имеют место колебания давления в газосборной сети в течение периода исследований на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе исследования проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой или невозможности установить энергосберегающий дебит исследования повторяют.

В итоге в ходе исследований непосредственно определяется следующее:

зависимость дебита от давления на устье; индикаторная кривая — зависимость Ар2 = /(О); энергосберегающий (критический) дебит; предельно допустимые дебиты газа и причины их ограничений;

уравнения притока газа к забою скважины (линейное по закону Дарси и нелинейное по трехчленному закону); коэффициенты фильтрационных сопротивлений; абсолютно свободный и свободный дебиты скважины; начальное дополнительное сопротивление на забое и в призабойной зоне пласта;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита, а также реальные коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ.

4.2.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных в них. Так, при температуре 20 °С растворимость хлорида натрия в ДЭГе в б раз меньше, а при 100 “С для 100 % ДЭГа в 9,5 раза меньше, чем в воде. Эта разница увеличивается с повышением температуры. В отличие от растворимости NaCl в растворах ДЭГа его растворимость в воде увеличивается с ростом температуры.

Необходимо отметить, что экспериментальные данные [37] значительно отличаются от результатов авторов [39]. Так, если в работе [39] растворимость NaCl в 80 % ДЭГе уменьшается с ростом температуры и составляет при температуре 10 ’С 7,14 % (масс.), а при 110 вС — 6,76 %, то согласно данным [37] растворимость хлорида натрия в указанном температурном интервале возрастает с 6,7 % (масс.) при температуре 10 *С до 18,0 % при 110 °С.

Согласно данным табл. 5.10 при наличии в составе гликолевых растворов минеральных солей их вязкость увеличивается. Добавление воды в раствор снижает его вязкость. При массо-

Таблица 5.10

Динамическая вязкость растворов ДЭГа в зависимости от содержания

хлористого натрия

"

Содержание воды, %

Соотношение NaCl : ДЭГ

0 : 100

1 : 99

2 : 98

3 : 97

4 : 96

Температура 0

0

121

144

171

204

236

2

115

134

157

184

210

4

109

122

143

165

187

8

94

103

116

129

143

12

78

87

94

101

110

16

65

72

77

81

86

20

55

59

62

65

69

Температура 25 °С

0

28,0

32,2

38,1

44,1

51,2

2

26,8

30,1

35,4

39,3

45,1

4

25,4

28,1

32,2

35,6

39,9

8

22,2

24,0

26,6

29,2

31,6

12

19,3

20,5

22,3

23,6

24,9

W

16,7

37,5

18,5

19,5

20,4

20

14,4

15,1

15,7

16,4

16,9

Температура 40 ФС

0

14,7

16,6

18,7

22,0

25,5

2

14,0

15,6

17,6

20,0

22,1

4

13,2

14,6

16,1

18,1

20,1

8

11,7

12,6

13,7

14,8

16,1

12

10,2

10,9

11,6

12,3

13,1

16

8,95

9,45

9,95

10,4

10,9

20

7,82

8,21

8,50

8,81

8,15

1 % 08 |

NaCl

о

l?>

ai

r-J

фсо ОЮ051Л-—¦vomoo'5 | 00_ 1 O_№G000ce^t4'(O(O 1 1 I I 1 <0(0 *01/">1010101Л1Л1Л LrT

ON

i

Oi

о

софсодоооотст»® —

| l 1 1 l l 1 1 I 1П in 1П 1П in in 1Л in ~q"

cn

1

6,0

5.8

5,6

5,4

5,2

5,0

4.8

l?>

ОЬ

ГЧ

CD (O 1Л1ЛЮМ1ЛЮ1Л

1 L°.‘4l i °1°° t4^.~.ui I I I l I irt irt in in' in in ‘4*' ‘«f" ‘rr *^r"

T* О

6

CN

r-*.

гч 10сс101л'чл1лч5что

l i I l I -r^ т-Г ?N~ CN СО* CO stf -^T in <D r*T

3

O)

CN

lOfN LO t». 00 CO •¦- CO 00 -r* CO <71 1 1 00_CD_^CO_rN ® ® Г^ЮСО 1 1 1 1 io’V -<f чр чг 4f" oi m" m" m

in

a

3

M

Г«н

со cn cn <3* <*• «э oo oo cr> oq oo <d о со ^ | Г» 00 | OlO»-CS('T4llO!flDOOCNlOr>-0) o’О О ¦*- CN CN <N CN CN

1

[296J i

i

ООП OOh.<n^lDM«5S?JiOOO<0 1 U'*(V! 1 "^.*4© * | | тг rf со' со' со <o со со cn cn cn cn cn

fN

t^

СО "4* m CN CD CN Oi f\i 1Л Ю 1 1 CN CN CN CO CO 4f xfioaioss cq cn o' о' о’ о о o’ o’ о' о' о' о' о' о о о* о*

% 001

§

ЗГ

о

S'HOONwfMinos 1 ^ ("Ч о ai r-~ -*г ^ щ | | [ | | | | |

rp^^COeo'co'coWcN

S'

5,0

4.4

3.8

3.4

2.8 2,2

1296]

t"-CO Ю О -U1 CN СО Г'- О Г- СО Ю 00 "Ч* *Н UJ | CN_0_ 1 t^LOCNOr^’4'CNCTir^'4,'-"0^t^-'4l •V ч? со" СО со со’ CN CN CN ~ О о' О

u

L



V\подом газожндкостной хроматографии в дебутанизированном конденсате опре • шли содержание изопентаиа, которое составило 11,4 мол. %, и н-пентаиа —

14,СО мол. %.

Но формулам (VII.4)—(VII.9) вычисляем

А = (9,7-162)/85 = 18,48 г-моль,

Б = (1,5-162)/85 =2,86 г-моль,

В = ( 162 • 47,0- 24,04 0,6986)/(85 98) = 15,31 г-моль,

D =(11,48-15,31)/100 =1,76 г-моль,

Е = (14,06-15,31)/100 =2,15 г-моль,

F = 15,31 — 1,76 — 2,15 = 11,40 г-моль.

Полученные данные сведены в табл. VII.4.

Исходя из общего числа грамм-молей газа дегазации (18,48) и газа дебутанизации CJ,НО) н их состава, определяем число грамм-молей отдельных компонентов (графы 5 и 7 тибл. VII.4).

Для определения состава сырого конденсата суммируем по компонентам число ¦ |шмч-молей газа дегазации, дебутанизации, ментанов, гексанов и вышекипящих углеводородов и полученное число грамм-молей каждого компонента делим на общее их число (.td.O.'i). СостаЕ сырого конденсата, отобранного на промысле из сепаратора прн 60 кгс/см* и 1Г>°С, приведен в графе 10 табл. VII.4.

Для определения состава пластового газа суммируем по компонентам число грамм-Mu.iffl газа, прошедшего сепарацию, газа дегазации, дебутанизации, пентаиов, гексанов и пышекипящнх углеводородов и полученное число грамм-молей каждого компонента де-1ИТСЯ на общее их число (1036, 65). Состав пластового газа приведен в графе 12 табл. VII.4.

При двухступенчатом разделении фаз на промысле отбирают пробы сырого конденсата из I и II ступеней сепарации и пробу отсепарировапного газа после

II ступени. При этом на каждой ступени сепарации замеряются газоконденсатные факторы. В результате проведенных исследований получают исходные дшшые (табл. VI 1.5) для расчета состава сырого конденсата и пластового газа.

Таблица VII.5

Исходные данные

1 ступень

II ступень

Количество выделяющегося сырого конденсата,

Яг

см33 отсепарированного газа

Объем контейнера, в который отобран сырой кон

Vi

V,

денсат, см3

Количество газа, выделяющегося из сырого кон

денсата в объеме контейнера:

при дегазации

Qi

02

при дебутанизации

бг

Содержание жидких углеводородов в дебутанизи

«1

*2

рованном конденсате в объеме контейнера, см3

11логность Св в при 20 °С, г/см3

Pi

Р2

Молекулярная масса С6 + в, г/моль

Му

м2

Количество газа, выделяющегося из сырого конденсата (в г/моль на г/моль отсепарированного газа) определяют по формулам: при дегазации

Ai —    А2 = О-^Яъ^ъ    (VII.    10)

при дебутанизации

Si = 6l4JV!, Б2 = GtfJV2.    (VII.11)

Содержание С5 + в в сыром конденсате в г/моль на 1000 г/моль отсепарированного газа определяют по формулам

режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. При этом решения сводились к формуле вида

р\ ~р1 = аО + ЬО2,    (4.1)

где для гидродинамически совершенных скважин

а = In “;    (4.2)

nkh Rr

\


i-A


I) —    Рат Pa


= b


(4.3)


2TZlh2lI^


Vi'

к


РзИР, — соответственно давления на забое скважины радиуса Rc и контуре питания радиуса RK, h — толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты исследований 50 — 60% скважин не подчиняются формуле (4.1). Для их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 г. была предложена следующая формула:

Др2a.Q + ЬО2 + с,    (4.4)

где с — коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами,

Формула (4.4) уже более 35 лет широко применяется на практике для исправления аномального вида индикаторных кривых. При этом при ее использовании экспериментально не проверяются причины возникновения с, а поступают формально, считая справедливой формулу (4.4) для любых встречаемых на практике аномальных индикаторных кривых. Так как применение формул (4.1) и (4.4) удовлетворяло формально все встречаемые на практике случаи, то последующие 30 лет, практически до 1985 г., серьезных исследований по уточнению условий фильтрации газа не проводилось.

На основании проведенного нами доказательства с помощью акустико-гидродинамических исследований (АГДМ) справедливости последовательного существования при v < vKp линейного закона фильтрации Дарси и при v > vKp фильтрации, сопровождаемой акустическими колебаниями и нарушением линейного закона, рассмотрим формулы, встречаемые в промысловой практике, и методику проведения и обработки результатов исследований скважин. Отмечается наличие двух законов фильтрации.

Для плоскорадиальной фильтрации зависимость между градиентом давления Эр/Эг и скоростью фильтрации v, когда

V < Vv

-SJL = ±V.

(4.5)


дг к

После интегрирования для всего интервала от Rc до R* справедлива известная формула, характеризующая фильтрацию газа согласно закону Дарси,

2 2

р1~Р; = аО или

(4.6)


= О,


где а соответствует (4.2) (рис. 4.3, кривая 1). При v > vKp трехчленный закон имеет вид

Эр _ М- у. _ Ркр

„V + - V2.


(4.7)


дг к 1^1 При этом в реальных условиях в призабойной зоне фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону, а в остальном пласте — согласно закону Дарси.

Рис. 4.3. Зависимость Ар2 от О по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

1 - при о <

вом содержании хлористого натрия в растворе 50 % и более вязкость раствора существенно не изменяется.

Растворимость СаС13 в ДЭГе. Авторами были проанализированы экспериментальные данные [37 J о растворимости хлорида кальция в 80 %-ном ДЭГе (см. рис. 5.11). Установлено, что растворимость хлорида кальция возрастает с повышением температуры. Например, при температуре 20 ’С она составляет 8,7 % (масс.), а при 100 “С - 19,3 %. Эти цифры значительно меньше растворимости СаС12 в воде (при температуре 20 °С меньше в 4,9 раза, при 100 °С - в 3,2 раза).

Растворимость NaCl в ТЭГе. Данные о растворимости хлорида натрия в ТЭГе и его водных растворах приведены в работах [2, 9, И, 36]. Установлено, что растворимость хлорида натрия снижается с ростом температуры как для 100 %-ного ТЭГа, так и для его водных растворов с массовой концентрацией 95, 90, 85 и 80 % (см. табл. 5.11 и рис. 5.12).

Для растворов ТЭГа с уменьшением концентрации гликоля растворимость хлорида натрия увеличивается. Так, при температуре 20 °С в чистом ТЭГе растворимость хлорида натрия составляет 4,03 %, а в 80 %-ном ТЭГе - 6,03 % (масс.). При температуре 110 °С в чистом ТЭГе растворяется 1,73 % (масс.) хлорида натрия, а в 80 %-ном - 5,64 % [39].

Растворимость СаС12 в ТЭГе. В работах [23, 29] приведены значения растворимости хлорида кальция в 100, 95 и 90 %-ных растворах ТЭГа (см. табл. 5.11 и рис. 5.12).

Для хлорида кальция растворимость увеличивается как с повышением температуры, так и с ростом содержания воды в ТЭГе. Так, для чистого ТЭГа при температуре 20 °С содержание хлорида кальция составляет 0,19 % (масс.), а при 130 ‘С -0,72 %. При увеличении содержания воды в ТЭГе раствори-

10    30    517    70    30

Температура, °С

95 %-ном; 4 - NaCl в 100 %-ном; 5 _ CaCL в 95 % ном; 6 - СаС1, в 95 %-ном

HUM, J —

6 - CaCl, В 95 %

Температура, 'С

Экспериментальные данные, % (масс.)

Данные [8J

NaCl

дэг

NaCl

дэг

% отклонения

20

4,8

93

5,4

93

-12,8

46

4,78

92

5,2

92

-8,8

83

3,24

99,6

3,28

99,6

-1.2

мость хлорида кальция возрастает. Если для 90 %-ного раствора ТЭГа растворимость при температуре 20 °С составляет 1,42 % (масс.), то для чистого гликоля при той же температуре 0,19%.

На основании проведенного анализа литературных данных по изучению растворимости хлоридов натрия и кальция в растворах ди- и триэтиленгликоля установлено следующее.

Растворимость хлорида кальция в ТЭГе значительно ниже растворимости хлорида натрия при тех же температурах. Однако в связи с увеличением растворимости хлорида кальция при повышении температуры и уменьшением растворимости хлорида натрия при тех же условиях при температуре 85 °С в 90 %-ном растворе ТЭГа наступает равенство растворимостей обеих солей.

Результаты опытов по растворимости NaCl в растворах ДЭГа представлены в табл. 5.12.

Сравнение экспериментальных и литературных данных показывает их расхождение в пределах от 1,2 до 13 %. По экспериментальным данным растворимость NaCl в различных растворах ДЭГа уменьшается с повышением температуры, что резко отличается от данных работы [37].

Опыты по растворимости СаС12 в растворах ТЭГа. Результаты экспериментальных исследований и литературных данных представлены в табл. 5.13. Сравнение этих данных показывает, что их расхождение составляет не более 10 %, что также подтверждает применимость вышеуказанной методики.

Табл иц а 5.13

Растворимость СаС12 в растворах ТЭГа, % (масс.)

Температура, ‘С

Экспериментальные

данные

Литературные данные

95%-ный

раствор

97%-ный

раствор

95%-ный

раствор

% отклонения

97%-ный

раствор

% отклонения

25

1,0

0,6

0,9

+ 10

0,65

-7,7

46

1,15

0,68

1,1

+4,3

0,7

-2,9

70

1,45

1,06

1,4

+3,44

0,95

+ 10,4

Расчет состава отсепарированного газа I ступени сепарации

Состав сырого конденсата II ступени сепарации, мол. %


С( -f- в в дебута-визированном конденсате, г-моль


Суммарное содержание газов сепарации, дегазации. дебутан изацн и, С. + в, г-моль


Суммарное содержание газов дегазации. дебу-танизации и Со -f- в, г-моль


Состав газа, прошедшего I ступень сепарации, мол. %


Компо

нент


г-моль


г-моль


г-моль


Газ сепарации после II ступени сепарации (Pt = 40 кгс/см1)


мол. %


Газ дегазации сырого конденсата II ступени сепарации


мол. %


Газ дебутаннза-цин сырого конденсата II ступени сепарации


мол. %


сн4

с,н,

С.н,

«'•С4Н,о

л-С4Н10 С» + в N*

СО,


938.7

32,9

10.6

1,6

2.2

1,0

8,0

5.0


65,92

17.19

8.28

1,36

2.75

3,02


0.780 0,201 0.145 0,049 0,093 2,612


20,01

5.15

3.72

1,26

2,38

66,97


939,480

33,101

10,745

1,049

2,293

3.612


93,60

3,30

1.07

0,16

0,22

0,35


0,90

28,04

18.12

39.43

13,51


0.001

0,045

0.029

0,003

0,022


8,000

5,020


0,020


100,00


1000,0


100,00


100,00


0,160


3,900


100.00


100.00


1003,90


Таблоа VI 1.7

Расчет состава пластового газа

Компо

нент

Газ. прошедший I ступень сепарации

Газ дегазации сырого конденсата I ступени сепарации

Газ дебутанизации сырого конденсата I ступени сепарации

С. + в в дебу-танизи-рован-ном конденсате, г-моль

Суммарное содержание газов дегазации. дебутанизации С, + в, г-моль

Состав сырого конденсата I СТ}^ пени сепарации, мол. %

Суммарное содержание газов сепарации, дегазации. дебутанизации, С& + п, г-моль

Соста в пластового газа, мол. %

мол. %

г-моль

мол. %

г-моль

мол. %

г-моль

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

СН4

93,60

936.0

82,90

1,351

_

_

1.351

30,50

937.351

93,32

с,н.

3,30

33,0

11,76

0,192

1.45

0,004

0,196

4.42

33,196

3,30

С, Н,

1,07

10,7

2.79

0,045

28.62

0. 074

0,119

2,69

10,819

1,08

<-с,н

0,16

1.6

0.49

0.008

22,44

0,058

0,066

1.48

1,666

0,17

Л‘С( Н)0

0,22

2,2

0,61

0,010

42.60

0.111

0,121

2,73

2,321

0.23

Cs -f- в

0,35

3.5

0,85

0,014

4.89

0.013

2,54

2.567

57.95

6,067

0,60

N,

0,80

8,0

8.000

0,80

СО*

0.50

5,0

0,60

0,010

0.010

0,23

5.010

0,50

В'с его

100.0

1 000,0

100,0

1.63

100.0

0.26

2.54

4,43

100,00

100-1,43

100.0

В интервале пласта от Rc до R0, в котором v > икр, справедливо уравнение (4.7} и от R0 до — закон Дарси. Радиус укрупненной скважины — R0, где скорость фильтрации соответствует критической скорости фильтрации vKp.

Тогда с учетом, что

(4.8)

и

рдр _ PaiQ _ РатРл    РатРат^2

Эг k F    IF^F    ip2


уравнение (4.7) будет иметь вид


Заменяя F — 2кгИ и FKp = 2nRJi и интегрируя (4.8) в пределах от рз до р0 и от Rc до Ru, получаем

pi - Pi = auQ + b0O2 - b,QKpQ,

(4.9)


где

Соответственно для интервала от R0 до RK имеем Рк - Ро =

(4.10}


где

Складывая уравнения (4.9) и (4.10), получаем

р\ - pi =аО- bp^O + Ь0О2,

(4.11)


где а = а0 + ак и соответствует (4.2).

В уравнении (4.11) величины Ь, и Ь0 в отличие от b в двучленной формуле (4.1) растут с увеличением дебита газа О за счет роста Д0.

Этим и наличием дополнительного члена, равного Ь}0К?0,

оно отличается от применяемой сегодня на практике двучленной формулы притока газа к забою скважины (4.1).

Критическое значение Re для плоско радиальной фильтрации для дебитов Окр и О (когда О > Окр)

Re = Q*P?ат_ * _ О Pdi- * *р    ji J    2яЯ0Л ц /'

(4.12)


откуда

(4.13)

—.


Заменяя в коэффициентах bj и Ьи величину RQ, согласно

(4.13) получаем

= b In-; bQ = b

(4.14)


О


Тогда вместо (4.11) будем иметь

/

Ар1 = aQ - ЬОксО + Ь

(4.15)


где а соответствует (4.2).

Уравнение (4.15) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов О > Окр (см. рис. 43, кривая 2).

При обработке результатов исследований скважин в координатах Др2/0 и О для дебитов О < Охр справедлив закон Дарси (4.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис.

4.4, прямая 7). Для дебитов О > 0кр уравнение (4.15) приводят к виду

^ = а-ьокр + ь[о-о 1п-^'

= а-ЬОко+ЬО. (4.16)


Исходя из (4.16), в координатах    и    Q    вместо прямой

будет кривая (см. рис. 4.4, кривая 2). Поэтому для интервала

л 2

дебитов О > 0кр строим график в координатах    и

—    О

0=0 — Окр In-, по которому находим Ь. Коэффициент

Таб л нц а 5.14

Растворимость CaCl, в растворах ДЭГа, % (масс.)

Температура, *С

Экспериментальные данные

Данные 137]

87 %-иыЛ раствор

95 %-ный раствор

80 %-ный раствор

20

5,3

3,8

8,7

46

7,9

7,2

11,4

85

11,4

10,6

16,8

Опыты по растворимости СаС12 в растворах ДЭГа. По данным [37], растворимость хлорида кальция возрастает с повышением температуры и составляет при температуре 20 *С - 8,7 % (масс.), 46 "С - 11,4 %, 85 ’С - 16,8 %. Как видно из табл. 5.14, растворимость СаС12 составляет для 95 %-ного раствора ДЭГа при температуре 20 °С - 3,8 % (масс.), при 46 "С - 7,2, а при 85 "С - 10,6 %.

Растворимость хлорида кальция в растворе ДЭГа увеличивается также с повышением концентрации воды в растворе. Например, при температуре 20 "С в 95 %-ном растворе ДЭГа растворимость хлорида кальция составляет 3,8 % (масс.), а в 87 %-ном - 5,3 %. При температурах 46 и 85 *С положение аналогичное.

Повышение растворимости хлорида кальция при увеличении содержания воды от 5 до 14 % при 20 *С составляет 28 %, при 46 *С - 8,9 %, а при 85 ’С - 7 %.

График зависимости растворимости хлорида кальция от температуры в 87 %- и 95 %-ном растворе ДЭГа приведен на рис. 5.13.

Опыты по растворимости смеси хлоридов кальция и натрия в растворе ДЭГа. Для исследования растворимости одновременно двух солей провели серию экспериментов для раствора ДЭГа, содержащего 13 % воды и 7 % СаС12- В раствор добавляли 15 г хлористого натрия. При этом количество хло-

Тсмпература, “С


Рис. 5.13. Растворимость СаС)3 в растворах ДЭГа [15, 299]:

1 - в 80 %-ном; 2 - в 87 %-ном; 3 -NaCl в 95 %-ном

Растворимость смеси хлоридов кальция и натрия в 87 %-ном растворе ДЭГа, % (иасс.)

Температура, "С

Растворимость

Смесь солей

Индивидуальная соль

NaCl

СаСЦ

I

NaCl

СаС1г

А

20

8,2

4,6

12,8

6,1

5,3

+ 10,9

46

8,8

5,8

14,6

5,9

7,9

+5,5

85

9,8

6,7

16,5

5,7

11,4

-3,5

рида кальция и хлорида натрия принимали заведомо в избыточном количестве с тем, чтобы получить полное насыщение раствора. Опыты проводили при температурах 20, 46 и 85 “С. Избыток солей осаждался и отфильтровывался. Проверяли концентрацию солей в фильтрате.

Согласно полученным данным растворимость индивидуальной соли при 20 еС в растворе, содержащем 87 % ДЭГа, составляет для хлорида натрия 6,1 % (масс.), для хлорида кальция - 5,3 % (масс.). В то же время растворимость хлорида кальция в смеси в 1,15 раза меньше, а растворимость хлорида натрия в смеси в 1,34 раза больше, чем растворимость индивидуальной соли, т.е. имеет место снижение растворимости хлорида кальция, а растворимость хлорида натрия в смеси на 30-35 % больше, чем его растворимость в чистом виде. При. других температурах наблюдается такая же зависимость.

Опыты по растворимости смеси хлоридов кальция и натрия в растворах ТЭГа. Аналогичные опыты проводили и с растворами ТЭГа. 95 %- и 97 %-ный растворы ТЭГа насыщали в достаточном количестве смесью солей хлорида натрия и хлорида кальция. Растворимость смеси солей проверяли при температурах 25, 46 и 70 °С. Результаты опытов представлены в табл. 5.16.

Таблица 5.16

Растворимость смеси хлоридов кальция и натрия в растворах ТЭГа, % (масс.)

Растворимость

Тем-

пера-

Смесь солей

Одна соль

rvpa,

95 %'НЫЙ

97 %-ный

95 %-иый рас-

97 %-ный

раствор

раствор

твор

раствор

NaCl j

СаС 1,

I

NaCl

СаС13

I

NaCJ

СаС1г

2

NaCl

CaCl,

2

25

4,8

0,27

5,07

4,3

0,22

4,52

4,2

1,0

5,2

4,0

0,60

4,6

46

4,1

0,26

4,36

3,7

0,19

3,89

3,8

1,15

4,95

3,5

0,68

4,18

70

3,2

0,15

3.35

2,9

0,12

3,02

3,4

1,4

4,80

3,0

1,06

4,06

Пример. Газ из скважины на промысле был подвергнут двухступенчатой сепарации Условия сепарации и выход конденсата приведены ниже.

Ступень I Ступень II

Сырой конденсат, отобранный из II ступени сепарации в контейнер объемом 85 см\ подвергали дегазации. При :->том выделили 5,3 л газа следующего состава, мол. %: С* — 65.92; С2 ~ 17,19; С* — 8,28; i-С« — 1,36; л-С4 — 2,75; С* + в — 3,02; С02 — 1,48.

При дебутанизации разгазированного конденсата получили 0,7 л газа следующего состава мол. %: С5 — 0,90; С3 — 28,04; i-CA — 18,12; п-С4 — 39,43; СБ 4- в - 13,51.

Выход дебутанизнрованного конденсата составил 67 см3, плотность его 0,740 г/см*, молекулярная масса 104 г/моль.

Состав газа после II ступени сепарации следующий, мол. %: Сг — 93,60; G, —- 3,30; С, — 1,07; t-C4 ~ 0,16; п-С4 — 0,22; Св + в — 0,35; N2 — 0,80; С02 — 0,50.

По формулам (VI1.10)—(V11» 12) вычисляем:

А2 =5,3* 19/85 = 1,18 г-моль, Б2 =0,7* 19/85 =0,16 г-моль, В2 = 19,67 0,740-24,04/85-104 =2,56 г-моль

Полученные данные сведены в табл. VI 1.6.

Для определения состава газа, прошедшего I ступень сепарации, суммируется по компонентам число грамм-молей газа, прошедшего II ступень сепарации, газа дегазации, дебутанизации, пентаиов и вышекипящих углеводородов и полученное число грамм-молей каждого компонента делится на общее их число (1003,90).

Сырой конденсат, отобранный на I ступени сепарации в контейнер объемом 85 см*, также подвергали дегазации и дебутанизации. При дегазации выделено 6.1 л газа следующего состава, мол. %: Ct — 82,90; С, — 11,76; С$ — 2,79; i-C4 — 0,49; п-СА — 0,61; Св Н- в — 0,85; С02 — 0,60.

При дебутанизации выделили I л газа следующего состава, мол. %: С2 — 1.45; С3 — 28,62; i-C4 — 22,44; д-С4 — 42,60; С5 + в - 4.89.

Выход дебутанизнрованного конденсата составил 68 см3; плотность его 0.785 г/см3, молекулярная масса 135 г/моль.

Состав газа, прошедшего I ступень сепарации, приведен в табл. VI 1.6.

По формулам <V 11.10)— (V 11.12) проводим следующие вычисления:

Ах =6,1-22,7/85 = 1,63 г-моль Б\ = 1,0-22,7/85 =0,26 г-моль Вг =22,7-68,0 0,785-24,04/85-135 =2,54 г-моль

Полученные данные сведены в табл. VI 1.7.

Для определения состава пластового газа суммируется по компонентам число грамм-молей газа, прошедшего I ступень сепарации, газа дегазации, дебутанизации, пентанов и вышекипящих углеводородов и полученное число грамм-молей каждого компонента делится на общее их число (1004. 43). Состав пластового газа приведен в табл. VII.7.

VI 1.12.2. Определение потенциального содержания С6 + в в пластовом газе

Потенциальное содержание С5 -{- в (/7) рассчитывается на основании данных, приведенных в n. VII.12.1, и равняется сумме содержаний С5 + в в сыром конденсате (К) и отсепарированиом газе (L) из расчета на 1 м3 пластового газа.

П=К+Ь, г/м3.    (VII. 13)

Содержание С5 + в в сыром конденсате равно сумме содержаний этих углеводородов в газе дегазации /Сц в газе дебутанизации /С2 и дебутанизированном конденсате Кз-

К = К, + Кг + К9, г/м3,    (VI1.14)

где

Кх = agIiAfi/100-24,04V, г/м3,    (VII.15)

Кг= 6qL2M2l 100-24,04V, г/м3;    (VII.16)

//.« — содержание С5 + в соответственно в газе дегазации и дебутанизации,

' 'I. %; Мг, М2 — молекулярная масса С5 + в в газе дегазации и дебутанизации • .(ответственно, г/моль.

Исследования составов множества проб газов дегазации и дебутанизации побранных из различпых месторождений, показали, что с приемлемой для рас-итпн точностью молекулярную массу С5+ в этих газов можно принять равной «О r/моль. Тогда формулы (VI 1.15), (VI 1.16) будут иметь вид:

Кг =0,03-^-,    (VII.18)

2=0,03^-,    (VI 1.19)

I    ||юрмулу (VII. 14) можно записать в виде

К = -у- (0,03aU + 0,03f>L2 -f 5р|°).    (VI1.20)

Содержание С5 -f- в в отсепарированном газе определяется по формуле

i;i<*    и    —    содержание    С5+в в отсепарированном газе, мол.    %;    Мя    — молекулярная    масса    C5-f-    в,    которую можно рассчитать исходя из    состава,    определен

ного газохроматографическим методом, или установить по графику, приведенному на рис. VI 1.22.

*с,°с


С учетом (VII. 18)—(VII.21) вместо (VII. 13) получим следующее уравнение для определении П з случае одноступенчатой сепарации:


II    =    (0.03а/.!    +    0,03в?2    -Ь    +    10^.

(VI 1.22)

Для рассматриваемого в п. VII 1.3.1 примера содержание Св -{-в

II =    (0,03-9,7-1,94 + 0,03-1,5-11,45 +

ОО

-f- 47,0-0,6986) -j- 10-0,4    =    77    г/м*.

80 % 100


И случае двухступенчатой сепарации газа формула (VI 1.22) будет иметь вид:

Рис. VI 1.22. Зависимость молекулярной массы С5 4* в в отсепарированном газе от температуры сепарации


П =    (0,03а^ + 0,036, Lu2 -f blPl\) 4-

+ Ж. (0,03a2Lu2 + 0,0362L2.2 + 62р|*2) -f lOL,.^ • (VI 1.23)

Для второго случая пример, рассматриваемый в п. VII.12.1, даст следующую величину Я:

22 7

П —    (0,03-6,1 0,85    0,03-1,0 -4,89 + 47-0,785) -f- •

о5

О 100    200    300    400    500    600    700    800    900    1000    1100    Q.Q

Рис. 4.4. Зависимость Ар2 от О по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

/ - при о < Оч>; 2- 0> Окр; 3 - при = 102

Ь соответствует тангенсу угла наклона второго прямолинейного участка (см. рис. 4.4, кривая 3). Величину а находим на оси ординат при Q = QK{t по начальному горизонтальному

участку удельной индикаторной кривой и Q при О < Окр.

Величина QKp соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым прямолинейным участком,

На практике для определения Окр вначале находим его ориентировочное значение Оурор из графика Ар2 и О, которое используем для получения Оор, и уточняем из графика Др2 от Оор значение Окр1 но которому методом итераций

находим уточненное значение Q29.

Как показывают проведенные оценки для большинства встречаемых на практике случаев, R0 « h и RQ не превыша-

ют 5RC, т.е, нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, ? в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси, В то же время представляет интерес вид формул, когда R0 = что например, наблюдается при исследованиях фильтрации на параболической модели пласта. Тогда формула (4.9) будет справедлива для всего интервала от до Як и от рк до В ней ап = а

= Ь.    (4.17)

Ь, - b In —; bD = b


Тогда после соответствующих преобразований для случая R0 = /?к окончательно получим формулу

А    2    _    „

=?- = а- ьа 1п —— + ЬО,    (4.18)

О    v    Rr

которая отличается от двучленной формулы на постоянную — ?

величину ЬОкр1п—5-, и методика обработки ее аналогична об-

работке двучленной формулы.

Таким образом, применяя для обработки двучленную формулу вместо трехчленной, допускается ошибка в определении коэффициента а на величину bQKp, т.е. часто значительно завышается значение проницаемости по сравнению с фактическим ее значением. Имеется ошибка и в определении Ь и не определяется величина Окр, которая имеет важное значение.

Приток газа к скважинам, несовершенным по степени

вскрытия

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия, при режимах их работы, когда О < Окр( будет справедлива известная формула

Ар2 = ас,    (4.19)

где

а = ^ in^*L + сз;    (4.20)

nkb Rc

Cj — коэффициент несовершенства по степени вскрытия,

Анализ данных табл. 5.16 показал, что растворимость хлорида кальция в смеси значительно меньше, , чем чистого СаС12. Так, при температуре 25 °С растворимость хлорида кальция в 95 %-ном растворе ТЭГа в смеси с хлоридом натрия составляет 0,27 %; в то же время в этих же условиях растворимость чистого хлорида кальция в растворе ТЭГа составляет 1 % (масс.), т.е. в 3,7 раза больше. Одновременно растворимость хлорида натрия в смеси хлоридов при той же температуре несколько увеличивается и составляет 4,8 % (масс.), что на 12 % больше, чем растворимость чистого NaCl (4,2 %). Аналогично изменяется растворимость и для 97 %-ного ТЭГа.

При температуре 70 "С для 95 %-ного ТЭГа растворимость чистого хлорида кальция составляет 1,4 %, что в 9,3 раза больше растворимости хлорида кальция в смеси. В этих же условиях растворимость хлорида натрия в смеси хлоридов составляет 3,2 %, что на 6 % меньше растворимости чистого NaCl. Для 97 /о-ного раствора ТЭГа характер изменения растворимости в зависимости от температуры тот же. Таким образом, растворимость хлорида кальция в смеси хлоридов намного меньше растворимости чистого СаС12: для 95 %-ного раствора ТЭГа при температуре 25 "С - на 73 %, при 46 "С - на 77 %, при 70 "С -на 89 %. Для 97 %-ного ТЭГа растворимость хлорида кальция идентична.

Растворимость хлорида натрия в смеси хлоридов не намного отличается от растворимости чистого NaCl. Так, для 95 %-ного ТЭГа при температуре 25 вС она больше на 12 %, при 46 “С - больше на 7 %, при 70 *С ~ меньше на 6 %. Аналогичное положение и для растворимости хлорида натрия в смеси в 97 %-ном растворе ТЭГа.

5.5. ОЧИСТКА РАСТВОРОВ ГЛИКОЛЕЙ ОТ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ ДИСТИЛЛЯЦИОННЫМ СПОСОБОМ

Принципиальная технологическая схема рекомендуемого варианта процесса очистки раствора ДЭГа приведена на рис. 5.14.

Учитывая отсутствие промышленного опыта по очистке раствора гликоля от солей, в схему установки включен ряд элементов, которые обеспечивают ее работу в гибком режиме.

Загрязненный раствор гликоля из емкости Е-1 насосом Н-1 через рекуперативный холодильник Х-1 подается в аппарат ВА-1. В аппарате поддерживается вакуум до 10 мм рт. ст. и температура 165-170 "С. Подвод тепла в сепаратор осуществляется путем циркуляции частично выпаренного раствора по схеме “аппарат В А-1 - насос Н-2 - выносной теплообменник (испаритель) И-1 - аппарат ВА-1”.

ВА-1


L»?-/

Рис. 5.14. Принципиальная технологическая схема установки дистилляционноЙ очистки раствора гликоля:

Е-1 - емкость загрязненного раствора гликоля; Е-2 - солесборннк; ЕЗ -сборник очищенного раствора; И-1 - испаритель; Н-1а, Н-2, Н-3 ~ насосы; ВН-1 - вакуум-насос


НесконденсироВаВ-шиеся пары

rJH-1    11


Отложение солей на поверхности труб испарителя И-1 предотвращается поддержанием в них скорости движения потока не ниже 2 м/с. Соли из нижней секции выпарного аппарата перепускаются в промежуточную емкость Е-5, а оттуда по мере накопления отводятся в сборник-отстойник Е-2. После отстоя и охлаждения солесодержащего раствора в емкости Е-2 происходит разделение кристаллической и жидкой фаз.

Пары воды и гликоля, выходящие с верха ВА-1, охлаждаются в холодильниках Х-1 и АВО-1, конденсируются, и образовавшаяся жидкость стекает в сборник Е-3, Максимальный объем воды-хладагента может составить до 10 м3/ч.

Смесь, накапливаемая в емкости Е-3, является целевым продуктом установки и практически не содержит солей и механических примесей. Очищенный от солей и механических примесей раствор ДЭГа по барометрической трубе из емкости Е-3 стекает в емкость Е-4 и оттуда насосом Н-3 отводится в блок регенерации гликоля установок осушки газа.

Вакуум в системе создается с помощью насоса ВН-1. Для создания жидкостного кольца в вакуум-насосе используется часть

Состав сырого конденсата определяется по методике, изложенной в п. VII.12.1

Объемный коэффициент усадки сырого конденсата Кус равен отношению выхода дегазированного при атмосферных условиях конденсата к сырому из расчета на 1 м8 отсепарированного газа

Кус = Ядег/q, см88.    (VII-24)

Выход дегазированного конденсата из расчета на 1 м3 отсепарированного

газа

fw=«-jr>    (VI 1.25)

где в' — содержание С6 + в в дегазированном конденсате в объеме контейнера, см3.

С учетом (VII.25) вместо (VII.24) имеем:

Кус = в'IV.    (VI 1.26)

Плотность сырого конденсата можно рассчитывать на основании его состава по методу Стэндинга и Катца.

VII. 14. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВ ДЕГАЗАЦИИ, ДЕБУТАНИЗАЦИИ И СЕПАРАЦИИ

Состав газа и его плотность определяются согласно «Методическому пособию по отбору и анализу проб природных газов». Определение содержания H2S и С02 в пробе отсепарированного газа проводится на месте выхода газа в пробе дегазации и дебутанизации в лаборатории.

Выход газа дегазации Кдег из расчета на 1 м3 сырого конденсата:

УДег=у 103, м38.    (VI 1.27)

Выход газа дебутанизации Удео из расчета на 1 м3 сырого конденсата:

Кдеб = -?- Ю3, мя3.    (VI 1.28)

Удельное содержание Q + в в газе сепарации рассчитывается по формуле (VI 1.21)

VII. 15. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СТАБИЛЬНОГО (ДЕБУТАНИЗНРОВАННОГО) КОНДЕНСАТА

Стандартными методами 1 определяются плотность (ГОСТ 3900—47), фракционный состав (ГОСТ 2177—66), вязкость при различных температурах (ГОСТ 33—66), температура помутнения (ГОСТ 5066—56), температура застывания (ГОСТ 1583—73), содержание серы (ГОСТ 1771—48).

Нестандартными методами 2 определяют молекулярную массу, показатель преломления, содержание парафина с указанием температуры его плавления.

VII. 16. ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА ДОБЫВАЕМОГО СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА В ПРОЦЕССЕ ИСТОЩЕНИЯ ЗАЛЕЖИ

Зная количество выпадающего в пласте стабильного конденсата в зависимости от снижения давления (при пластовой температуре) и фракционный состав конденсата (по ГОСТ 2177—66), выделенного из пластового газа (при начальном

Выход конденсата, об%

1-1-1-1-1-1-4

О 50 ЮО 150 200 250кгс/см 2

Рис. VI 1.23. Изменение фракционного состава конденсата при снижении пластового давления.

/ — количество выпадающего в пласте стабильного конденсата от снижения пластового давления; 2 — кривая разгонки стабильного конденсата, отобранного при начальном пластовом давлении; 3 — прогнозная кривая разгонки стабильного конденсата при р — 150 кгс/см30

пластовом давлении), определяют фракционный состав конденсата на различных этапах снижения давления.

Пример. Зависимость количества выделяющегося в пласте стабильного конденсата от снижения пластового давления (определено экспериментально на установке УГК) показана на рис. VII.23. кривая 1. На кривой 2 разгонки конденсата при начальном пластовом давлении в качестве примера показаны температурные пределы выкипания конденсата по мере снижения пластового давления до 180, 150, 100 и 30 кгс/см*. Эти пределы установлены следующим образом.

Как видно из рис. VII.23 (кривая 1), при давлении, например, 150 кгс/см* количество выпадающего в пластс конденсата составляет 16,3 об. % его потенциального содержания. Следовательно, выход фракций конденсата, извлекаемого из недр в составе газа при указанном давлении, составит 100 — 16,3 = 83,7 об. %. По пересечению ординаты, проходящей через эту точку (точка а), с кривой разгонки (кривая 2) находим, что этот процент соответствует фракции, выкипающей при температуре 203 °С. Таким же образом определим температурные пределы выкипания конденсата при других пластовых давлениях, указанных на рис. VI 1.23.

Зная пределы выкипания конденсата при различных пластовых давлениях, строят кривую его разгонки. В качестве примера на рнс. VII.23 (кривая 3) показана прогнозная кривая разгонки стабильного конденсата при 150 кгс/см*. Прогнозные кривые разгонки характеризуют фракционный состав конденсата, отобранного при тех же условиях сепарации, что и выделенный из газа при начальном пластовом давлении (кривая 2).

¦*    A—|— -La

Л~ГТГ77Т777777777777777777Т

_

Рис. 4.5. Схема притока к скважине, несовершенной по степени вскрытия

Cl,M + LJLln±; h=\/h\ Rc=Rc/h] 5 = 1,6(1 -Л2);


Я

л


h


Лв ~ вскрытая толщина пласта.

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия при дебитах Q > Окр, учитывая, что R0 « hu и, как правило, i?0 не больше 10Rc, нарушение закона Дарси имеет место в непосредственной близости от забоя скважин (рис. 4.5).

Рассмотрим приближенное решение притока газа к гидродинамически несовершенной скважине, в которой при О > > Окр можем без существенной ошибки принять, что нарушение линейного закона ограничивается толщиной пласта hB. Тогда, заменяя в (4.8) FKp = 2nRchB и интегрируя в пределах от Рз до р0 и от Rc до Rq, получаем уравнение вида

(4.21)

Ро - р1 = авО + Ьв02 - blaOKpQ,


где



Соответственно для интервала от R0 до Pi ~ Ро = «к о,

где


Tikh Rq

р! - pI - ayQ ~ ь0кр0 + ьво2

где ау — ав + ан, или

(4.24)


т.е. значение ау для скважин, несовершенных по степени вскрытия, зависит от R0.

Заменяя в (4.23) и (4.24) величину Rq согласно (4.19), после соответствующих преобразований имеем

кр

где

Par Р,

Поделив левую и правую части в последнем уравнении на О, получим

V    *Р

где О — то же, что и в уравнении (4.17). Значение ау мало отличается от значения ас, определенного согласно уравнению

(4.19). Методика обработки результатов исследований скважин, несовершенных по степени вскрытия, аналогична методике для совершенных скважин. Значение ас определяем из уравнения (4.19), а значение Ьв — из уравнения (4.25).

Приток газа к скважинам, несовершенным по характеру

вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру вскрытия, при дебитах О < Окр обычно применяют линейный закон вида

обессоленного раствора гликоля, отбираемая с выкида насоса Н-3.

Газожидкостная смесь после вакуум-насоса ВН-1 поступает в сепаратор С-1, где отделяется от несконденсировавшихся паров. Далее раствор ДЭГа стекает в приемную емкость Е-4.

Отметим ряд преимуществ использования раствора ДЭГа в качестве затворной жидкости в насосе ВН-2. Известно, что давление насыщенных паров ДЭГа на два порядка меньше, чем тот же показатель для воды, традиционно используемой в качестве затворной жидкости в вакуумных насосах установок регенерации гликоля. По этой причине создаются практически идеальные условия для подсоса паров с верха емкости Е-2 и, следовательно, для создания глубокого вакуума. Кроме того, ввиду циркуляции раствора гликоля в качестве затворной жидкости в системе по замкнутому циклу резко сокращается объем промстоков с установки. Это обеспечивает экологическое преимущество процесса.

Для обеспечения полного испарения жидкой фазы поток на выходе из насоса должен находиться в состоянии кипения. Исходя из этого определяют количество жидкой фазы. Расчет ведется в такой последовательности. Сначала при заданном вакууме определяют температуру кипения смеси. Здесь имеются определенные трудности. Это связано с тем, что практически трудно поддерживать постоянный состав жидкой фазы на приеме насоса. На входе сырья в ВА часть легких компонентов испаряется. Следовательно, изменяется состав жидкой фазы, поступающей в колонну. Вторичное изменение состава жидкости происходит после первой циркуляции жидкого потока через испаритель. Подавляющая часть воды (и метанола при его наличии в сырье) испаряется. Также испаряется основная часть гликоля. Паровая фаза выходит из колонны. Жидкая фаза смешивается с новой порцией сырья. Следовательно, состав получаемой смеси отличается от состава предыдущей порции раствора, поступающего на прием насоса. Такое циклическое изменение состава жидкости продолжается практически беспрерывно. Ввиду изменения состава жидкости на приеме насоса количество жидкости, подаваемой в поток, также изменяется. Это создает определенные трудности для регулирования процесса.

В связи с этим предлагается количество жидкости, подаваемой на смешение с сырьем, определить как самый тяжелый состав, т,е. принять, что сырье состоит как бы из одного гликоля. Поскольку состав циркулирующего потока не будет “самым тяжелым”, рекомендованная температура будет иметь большой резерв. В этих условиях для интенсификации процесса потребуется значительно меньше подпиточной жидкости (ПЖ).

Как было показано выше, во входных сепараторах линейных КС из газа выделяется раствор, содержащий гликоль, воду, метанол, соли и механические примеси. Этот продукт также может служить сырьем для установки дистилляционной очистки. Состав продукта, выделяемого из газа, применительно к одной из КС северного МГ приведен в табл. 5.17.

В табл. 5.18 приведены показатели установки для очистки раствора ДЭГа от минеральных солей при работе по базовой (без подачи воды на прием насоса Н-2) и интенсивной (с подачей воды на прием насоса Н-2) технологиям.

Таб л иц а 5.17

Состав жидкости, улавливаемой из газа во входных сепараторах КС

Номер

пробы

Плотность,

кг/л

Массовая доля, %

Содержание механических примесей, г/л

Углеводороды

н2о

СН3ОН

дэг

1

1,108

0,50

27,0

0,14

72,36

1,25

2

1,061

63,00

10,72

0,36

25,92

21,05

3

1,108

0,36

19,22

12,19

68,23

1,21

4

1,058

64,2

9,89

0,31

25,60

22,30

5

1,110

0,41

20,12

0,18

79,29

1,09

6

1,050

63,58

10,17

0,42

25,83

22,05

7

1,105

0,25

18,67

0,72

80,36

0,36

8

1,050

66,26

8,33

0,49

24,92

18,3

9

1,108

0,40

17,5

1,20

80,9

1,02

Ю

1,052

63,3

11,09

0,68

24,93

20,09

Т абли ца 5.18

Показатели работы дистилляционной установки очистки раствора ДЭГа при работе по базовой (база) и интенсивной (интен.) технологиям

Показатели

р = 100 мм рт. ст.

р - 300 мм рт. ст.

база

интен.

база

интен.

Количество сырьевого раствора, кг Содержание в исходном растворе, кг: воды ДЭГа солей

Температура смеси на выходе из испарителя, *С

Количество воды, подаваемой на прием насоса, кг

874,879

42,624

809,755

22,5

164

874,879

42,624

809,755

22,5

164

80

874,879

42,624

809,755

22,5

164

874,879

42,624

809,755

22,5

164

507

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Промыслово-геофизические методы исследования скважин в газовой среде — один из основных источников получения информации о пласте и техническом состоянии скважин на любой стадии разработки газовых месторождений в ПХГ.

Промыслово-геофизические методы исследования — определяющие при изучении и уточнении геологического строения залежи и ПХГ, оценке запасов газа, продуктивности разреза и контроля за истощением месторождения и состоянием скважин. С помощью промыслово-геофизических методов проводятся следующие исследования.

Определяются положения газонефтяного и газоводяного контактов и их изменение во времени в газовых скважинах.

Уточняются глубины залегания продуктивных пластов, газонасыщенные мощности, пористость коллекторов, а также оценивается газоиасыщеьность продуктивных пластов и ее изменение в процессе разработки.

Оцениваются добывные возможности продуктивного разреза, выделяются границы работающих интервалов и приближенно определяются дебиты этих интервалов.

Контролируется эффективность работ по интенсификации добычи после дополнительной перфорации, гидроразрыва, солянокислотной обработки, взрывных работ и др.

В настоящее время наряду с газогидродинамическими методами исследования в действующих газовых скважинах применяют следующие промыслово-геофизические методы: радиоактивный каротаж (нейтронный гамма-каротаж НГК, нейтрон-нейтронный каротаж ННК, гамма-каротаж ГК; импульсный нейтрон-нейтронный каротаж ИННК). дебитометрню, термометрию и др. Перечисленные методы исследования можно использовать в обсаженных и необсаженных скважинах. За исключением дебитометрик, перечисленные методы применимы и в тех случаях, когда вскрытый продуктивный интервал перекрыт фонтанными трубами.

Несмотря на достаточно широкое применение промыслово-геофизических методов в действующих газовых скважинах, эти методы находятся в стадии становления и в настоящее время еще разрабатываются и совершенствуются.

VIII. 1. РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ

Наличие обсадной колонны, фонтанных труб и др. в эксплуатационных газовых скважинах не позволяет использовать широко применяемые в бурящихся скважинах электрические геофизические методы исследования. Поэтому в эксплуатационных скважинах газовых месторождений и Г1ХГ, находящихся под давлением, применяют радиоактивный каротаж. При радиоактивном каротаже изучаются как пространственно-временное распределение естественных радиоактивных веществ в разрезе скважин, так и результаты взаимодействия ядер-ного излучения с веществом горных пород.

В практике добычи и подземного хранения газа чаще используют следующие модификации радиоактивного каротажа.

Стационарные (нейтронный гамма-каротаж НГК, нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННК-Т, нейтронный каротаж по надтепловым нейтронами НКТ-НТ).

Импульсные (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж ИННК. импульсный нейтронный гамма-каротаж ИНГК, гамма-гамма-каротаж ГГК).

При нейтронном каротаже изучают процессы замедления нейтронов в результате столкновения их с ядрами изучаемой среды, и так как наилучшими за-

медляющими свойствами обладают ядра водорода, то показания IIHК определяются в основном] водородосодержанисм горных пород. На показания ННК существенно влияет присутствие в горных породах и в пластовом агенте ядер некоторых элементов (хлора, редкоземельных элементов и др.), интенсивно поглощающих тепловые нейтроны.

При НГК регистрируется вторичное гамма-излучение, возникающее в ре-•ультате захвата тепловых нейтронов ядрами среды, окружающей источник. Показания, как и при ННК» определяются содержанием в породе ядер водорода и поглощающих элементов с той разницей, что глубинность НГК выше, а используемая аппаратура проще и надежнее. Естественное излучение, регистрируемое вместе с вторичным гамма-излучением, создает помехи при измерениях и интерпретации полученных результатов.

При ИНН К источник нейтронов — малогабаритный ускоритель, входящий п комплект аппаратуры и позволяющий облучать породу кратковременными мощными нейтронными импульсами, частота которых зависит от марки аппаратуры ЯНН К. В промежутках между импульсами порода нейтронами не облучается, что позволяет изучить процесс уменьшения плотности тепловых нейтронов во времени и оценить нейтронный параметр как среднее время жизни тепловых нейтронов в среде.

При ГК регистрируют естественное гамма-излучение вдоль ствола скважины. Основная часть естественного излучения связана с элементами, входящими в минеральный состав скелета породы и цемента, элементами, сорбированными на поверхности частиц, и органическими включениями в пластовых водах.

Если в результате эксплуатации происходит смена пластовых агентов, то растворенные в новом пластовом агенте соли радиоактивных элементов, попав в иную геохимическую среду, выпадают в осадок и являются причиной появления аномалий ГК значительно превосходящих естественное гамма-поле. Эффект усиливается со временем, так как выпавшие в виде осадка соли не выносятся. Иногда повышенная радиоактивность отмечается в местах образования минеральных сальников за счет солей, содержащих калий. Эти аномалии обычно исчезают после тщательной промывки скважипы водой. Методом ГК изучают и распределение излучения радиоактивных изотопов, закачиваемых в скважину или используемых в качестве реперов, устанавливаемых в пласт с помощью специальных перфораторов и служащих для точной привязки результатов последующих исследований.

При ГГК изучают результаты взаимодействия среды с гамма-излученнем от специального источника, помещаемого в скважинный прибор. Основное свойство, определяющее показания метода, — плотность. ГГК имеет наименьшую глубинность ез всех методов РК, что дает возможность изучить плотностпые эффекты, вызываемые нарушениями в обсадных трубах и в цементе, а также оценить плотность вещества, находящегося между источником и индикатором.

Радиоактивный каротаж в газовых скважинах проводится для уточнения литологичсской характеристики пород, выделения коллекторов, установления и прослеживания контактов газ—нефть, газ—вода, контроля за техническим состоянием скважин и др.

VII 1.1.1. Проведение радиоактивного каротажа

При проведении исследований и интерпретации полученных диаграмм или цифровых значений измеряемого параметра необходимо руководствоваться «Технической инструкцией по проведению геофизических работ в газовых скважинах». Эти исследования проводятся в основном при помощи снаряда РКМ-4 с наружным диаметром] 42 мм, выпускаемым отечественной промышленностью .

Для проведения радиоактивного каротажа необходимо подготовить газовые скважины. Башмак фонтанных труб должен быть не менее чем на 2 м выше исследуемого интервала. Диаметр проходного сечения труб должен быть на 15 мм больше диаметра глубинного снаряда и грузов. Перед исследованием скважину нужно прошаблоннровать. Необходимо выбрать шаблон с диаметром на 2 мм

где С2 — коэффициент несовершенства по характеру вскрытия, С2 - —; h — число перфорационных отверстий на 1 м

толщины пласта; Ra радиус перфорационной каверны, который при пулевой перфорации принимается равным 0,02 — 0,03 м.

Обычно несовершенство скважин по характеру вскрытия моделируем, заменяя каждое перфорационное отверстие равновесной полусферической каверной радиуса Лкав.

Для линейного закона фильтрации при дебитах О < Окр уравнение (4.5) при притоке к одной полусферической каверне имеет вид:

др _ я Орат _ Орат ц _ \i Opaj_.

lk'

дг k Fp 2к 2piV Jt    2л рЛ/r2*

_ Р3р _ ЦратО


(4.27)

Эг 2nkNr2

где N — число перфорационных отверстий.

Интегрируя (4.27) в пределах от Лкяв до Дкс, где можно пренебречь влиянием сферического притока и от ря до ркс, получаем

p«-p? =—f—---L)a

В интервале от R^ до имеет место плоскорадиальная фильтрация:

Рк-Рз

nkN RKC

Складывая последние два уравнения, получаем уравнение притока вида

-L    Lilni

Рк - pi = ^ JtiC


N    Rvr    J    Л

которое характеризует фильтрацию в интервале О < Окр ддя скважин, несовершенных по характеру вскрытия.

Величину jRkc можно принять равной RKC = Rc + h/N.

При дебитах О > Охр в интервале от R^ до Rti при сферическом притоке будет иметь место приток согласно (4.8), в котором с учетом F - 2kR"

I2

клв

_ pdp _ ЦРат^ _ P аг Рау    + РдтРат ^КР Q

^ 2rcJtNr2 4nlN2 R^r2 4JC/N2 i?2^ г4

Интегрируя в пределах от рэ до р0 и от Дкая до получаем

ЦРат___

Ро-Рз =


гсШ 2tc2W2 К2

aiw jj Ў ^кав J

il0+

?3

'кап


ВДВ *0

РатРат

Q2

2ii2IN2

3

3

Ч каа

В интервале от J?0 до #к и от р0 до рк фильтрация происходит но линейному закону:

п2 — п2^ат In

Рк Ро Г77111 п

TtkN R0

Сложив два последних уравнения, разделив на О и обозна

получим


пк

,2


--Чо+^


1


— -N


?2

лкав у


^кав Ко


чив а = и Ь = РатРат ,


Р5 Рэ _ ? In— + Q h Ro


2лЧЛ^


Критическое значение ReKp при сферической фильтрации и О > Окр будет иметь вид:

Re =    Рат^    _ О ?*_

КР TnR^N W 2пф Ш

Откуда

«о = «„.j-f- = «„.л'о7.

Тогда окончательно получим следующее уравнение:

ьог


ьо


1-


1-


о“


г2

чхав /


N


О h


ж


Vo*


, (4.28)


которое характеризует приток к несовершенной скважине по характеру вскрытия при наличии двух режимов в интервале от Rc до Д0 по линейному закону. Уравнение требует только машинной обработки и тем самым является неудобным для практического использования.

Рассмотрим приближенное решение притока газа к каждому перфорационному каналу. Моделируем его в виде притока к половине поверхности тора, равновеликого гхерфора-

Показатели

р - 100

мм рт. ст.

р - 300 мм рт. ст.

база

интен.

база

интен.

Концентрация воды в растворе на выходе из испарителя (в пересчете на водогликолевую смесь), %: молярная

23,68

47,20

23,68

80,0

массовая

5,0

13,17

5,0

40,43

Доля паровой фазы в

0,53

1,0

0,27

1,0

растворе на выходе из испарителя (в пересчете на водогликолевую смесь)

Количество дистил

359,91

846,189

116,437

846,189

лята, кг

Остаток процесса вы

514,964

28,6

758,422

28,6

парки, кг В том числе:

дэг

491,2

6,0

728,058

6,0

соли

22,5

22,5

22,5

22,5

вода

1,269

0,1

7,884

0,1

Степень выхода ДЭГа

39,33

99,31

10,1

99,31

в дистиллят, %

Во всех случаях количество воды, подаваемой на прием насоса, выбирается таким образом, чтобы обеспечить на выходе из испарителя режим, соответствующий полному переходу раствора в паровую фазу.

Снижение вакуума в системе с 300 до 100 мм рт. ст. в два раза увеличивает долю паровой фазы на выходе сырья из испарителя (по базовой технологии). При этом степень выхода ДЭГа в дистиллят возрастает в 1,96 раза. Одновременно интенсивная технология имеет дополнительное преимущество по экологическим показателям: количество промстоков многократно меньше по сравнению с базовой технологией.

По схеме можно работать как с принудительной циркуляцией раствора при использовании насоса Н-2, так и с естественной циркуляцией. Работа с естественной циркуляцией происходит с байпасированием контура насоса Н-2. Вследствие резкого снижения скорости раствора в расширяющейся части емкости Е-5 крупные кристаллы осаждаются из раствора и вместе с упаренным раствором выводятся из аппарата; более мелкие кристаллы уносятся потоком раствора в греющую камеру, по мере движения укрупняются и затем также осаждаются в солеотделителе Е-5.

Необходимо предусмотреть возможность промывки всех аппаратов установки оборотной водой.

ш

5.6. ОБЕССОЛИВАНИЕ ГЛИКОЛЯ МЕТОДОМ ВЫСАЛИВАНИЯ

Рядом специалистов (А.И. Попов, P.M. Минигулов и др.) сделана попытка разработать способ очистки раствора ДЭГа с применением высаливающих веществ. При этом в качестве реагента предложено использовать ацетон.

Выбор ацетона объясняется тем, что он неограниченно смешивается с водой и весьма мало растворяет минеральные соли. При взаимодействии минерализованного ДЭГа с ацетоном уменьшается растворимость солей, и они выделяются во всем объеме жидкости в виде микрокристаллов. При этом глубина обессоливания ДЭГа пропорциональна доле ацетона в растворе. Диаграмма растворимости в системе NaCl - ДЭГ - вода -ацетон при температуре 25 °С приведена на рис. 5.15.

2:1    1:1    1:0,5

Соотношение ацетон Л.ЭГ

Рис. 5.15. Диаграмма растворимости в системе NaCl — ДЭГ — вода — ацетон.

Соотношение ДЭГа и воды в растворителе: л-10:0;б-9:1;в_8 : 2; г -7:3;д-6:4;е-5:5

больше диаметра спускаемого глубиппого снаряда, а с длиной — не меньше его длины.

Для проведения измерений наклонную стрелу устанавливают у скважины так, чтобы отвес верхнего ролика совпадал с центром верхнего фланца арматуры. На нижнем основании стрелы устанавливают блок-баланс с датчиком глубины. Каротажный кабель с подъемника, установленного на расстоянии 25—30 м от стрелы, заводят через направляющий верхний и нижний ролики. После соединения снаряда с грузами с кабелем снар'яд вставляют в лубрикатор, затем надевают ка кабель резиновую гайку и ввинчивают ее в корпус сальника.

В зависимости от конструкции лубрикатора, в частности сальникового устройства, спуск снаряда с грузами в лубрикатор можне провести несколько' иначе: так, как прн проведении де’битометри и и термометрии в газовой среде под большим давлением. Прибор спускают следующим образом.

Закрывают коренную задвижку и выкидную линию.

Открывают вентиль и стравливают газ из верхней части арматурыЛ

Снимают буферный келпак.

Подсоединяют к глубинному снаряду контейнер с нейтронным источником.

Поднимают лебедкой или специальными кранами лубрикатор со снарядом и закрепляют его за верхний фланец фонтанной арматуры. Подсоединяют к корпусу лубрикатора манометр.

Медленно открывают коренную задвижку, контролируя при этоу троцесс нарастания давления в лубрикаторе.

Спускают прибор в скважину. При сравнительно высоких давлениях для облегчения спуска прибора и сокращения длины лубрикатора в процессе спуска снаряда скьажину продувают через затрубное пространство при максимально допустимом дебите.

Не допускаются резкие спуско-подъемные операции (остановка, спуск, подъем прибора), не рекомендуется дальнейший спуск прибора, если по неизвестной причине снаряд трудно проходит по стволу.

При подъеме глубинного прибора до 10—20 м используют подъемник, затем, контролируя натяжку кабеля, снаряд втягивают в корпус лубрикатора вручную до упорг верхпего конца грузов в лубрикаторе.

Закрывают коренную задвижку, стравливают дгвление в лубрикаторе до атмосферного и снимают лубрикатор. Отвинчивают ггйку уплотнительного устройства и вытягивают снаряд и грузы из корпуса лубрикатора.

Если работа в скважине проводится с выходом глубинного снаряда из фонтанных труб, то башмак труб должен быть оборудован воронкой, облегчающей обратный вход глубинного снаряда в (фонтанные трубы.

VIII. 1.2. Интерпретация результатов РК скважин

Информация, полученная в результате проведения РК в процессе разработки при возможности проведения таких исследований в эксплуатационных скважинах, позволяет уточнять характер связи между отдельными параметрами продуктивного разреза. Достоверность полученных результатов зависит от правильного выбора для рассматриваемого разреза радиоактивного метода, от свойств пористой среды к технической характеристики используемых приборов и оборудования.

Определение гало насыщенности пласта

Для правильного определения текущей газэнасыщепности продуктивного разреза необходимо учитывать чувств стельность выбра иного метода к искажающим’’факторам, как, Van р и мер: эксцентричность обсадной колонны, изменение поонстости, влияние’'литологии, характер изменения газонасыщенности по разрешу, погрешность измерений и’др.

ОН Для контроля за разработкоЭДусловпо принято различать начальную, теку-чую, критическо-минимальную, прк которой из пласта еще не поступают газ и вох^ и остаточную газонасыщенность.

Имеется несколько способов оценки газон асыщенности по данным стационар-nix импульсные нейтронных методов, основанных на сравнительно малом водо-i и|досодержании газоносных пластов из-за низкой плотности газа. Достоверность I щенки газоиасыш.еннэсти зависит от степени расформирования зоны проникновения фильтрата в плас-ге. Газонасыщенность пэ результатам стационарных нейронных методов определяется несколькими способами.

I.    Способ опорных горизонтов, совпадающих по пористости с исследуемым пластом. Газонасыщенность оценивают по результатам измерении одним зондом IIГК по зависимости:

Яг = f (Кг),    (VIII.1)

Iде <7r = (/jc — Л)У(^г— /о)—двойной разностный параметр; 1К — значении пгк в пласте с неизвестным насыщением; /г, /0 — показатели НГК протие ластов такой же пористости, но с газонасы-щенностью Кг, равной 0,95 и 0, соответственно.

А/

60

€0

<*0

20

ч.

}

/

V/

1е w

////

//

/

А

<0

60

60 Кг.%

Рис. VI 11.1. Зависим«>сть относительных разностных параметров Д/ от коэффициента газон асы щенности коллекторов Kj,


Зависимость,! ’ выраженная формулой (VIIL1), не меняется в диапазоне измсне-| ия пористости 16—30% и слабо зависит от длины зонда. На ее вид не влияет мощность источника, если измерения проводятся в пределах линейности аппаратуры.

Для давлений до 100 кгс/см2 зависимость = f (Кг) хорошо аппроксимируется уравнением

qr = -0,77 lg К3 = -0.77 lg (1 — Кг).

(VIII.2)

Для давлений свыше 100 кгс/см2, необходимо учитывать эквивалентное содородо-сс'держание газа.

?0


?r = _o,771g(«. + m).

(VII 1.3)

где Ка — коэффициент водонасыщенно, стн пор.

По описанному способу Кг оценивается следующим образом.

На каротажной диаграмме провэдятся две линии, соответствующие уровням интенсивности /0 и /г.

Затем интервал [0—1г по опорной (базовой) кривой калибруется в величинах Кг-

Требования о равенстве пористо-ти у изучаемых и опорных пластов не всегда можно соблюсти точно. Точность оценки повышается путем более детальной разбавки изучаемого ргзреза.

II.    Способ газоносного и глинистого опорных пластов применяется, когда пористость опорного пласта не совладает с пористостью изучаемого интервала разреза. За опорный принимается любой пропласток с порнсюстью А', газонасы-и.енностью /(', характеризующийся вторичным гамма-излучением Параметр <7г для оценки газонагыщенности Кг определяется пс формуле

9r =    •    (VII    1.4.

г    1О

где q'r — двойной разностный нараиетр для случая Кг = К^

На рис. VIII. 1 показана зависимость А/ от Кг-

Пример. Оценить коэффициент г азо насыщенности Кг в плапте с исходными данными Р К: 1Х = 14 250 иип/всин, IQ = 6200 ивсл/мик. кс эффициент пористости kn = 0„22. Опор-

Рис. 4.6. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по характеру

вскрытия

ционному каналу (рис. 4.6), тогда согласно правилу Гульдена — Каппуса поверхность половины тора

Fu2n2RcRn\ F = 2k2Rct,

где Rn — радиус каверны, образующей половину поверхности тора, которым моделируется перфорационный канал; Rcрадиус скважины, соответствующий расстоянию между осью вращения и центром полутора; г — текущий радиус полутора.

Количество таких полуторов соответствует числу перфорационных отверстий N. Расстояние, на котором можно пренебречь изменением направления линий тока при притоке к каждому полутору, является максимальным радиусом полутора RT, вне которого считаем, что имеет место радиальная фильтрация

2 Ят = h/N.

Тогда для режимов работы скважины О < Окр приток к каждому полутору

рдр _ )jpaTQ 1

Ъг 2п2RckN г

p2_p2=J^I0.lni = D,ia

Для интервала от R1 до Д* и от рт до рк, где наблюдается плоскорадиальная фильтрация для интервала пласта толщиной, равной 2RT, получим

я.


р2_р2= _М?атО_1п.


(4.29)


= a2Q.


Rj. + Лс

Складывая два последних уравнения, имеем

*сф<


где


al + a2;

—In — + —*—in Rk nRc


‘сф


а _ Е*Рат

сф "    .    ..

KkN

или с учетом 2R.r = h/N

_ W^T


(4.30)

(4.31)


2RT RT + Rc


R*


^сф


nRc 2NR„ h Rc + h / 2N


nkh


Для режимов работы скважины при О > Окр в интервале от Ru до R0 фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону вида (4.7), который для рассма триваемого случая с учетом (4.27) будет

_|_ Рнт Рат^


Pfo _ дг


4Я2/ЛЛ2


MPai О _ РатРат^крФ[2n7RckN 4K4R'N2Ra


Интегрируя в пределах от Дп до i?o и от р3 до р0, получаем

Ро ~ Рз = ОоО - ЬуОкрО + Ь0О2,

(4.32)


где

b1=b In*.;

а,, =


тс2йсШ    Rtl    у    Rq

U _ РатРат

(4.33)


исф ~

2KilR2N2Rn

Для интервала пласта от R$ до Дт, где фильтрация подчиняется закону Дарси, будет

Рис. 5.16. Влияние ацетона ш осушающую способность ДЭГа

Следует отметить, что после высаливания в растворе ДЭГа остается несколько процентов ацетона. В связи с этим интересными представляются результаты экспериментальных исследований влияния ацетона на поглотительную способность ДЭГа. Согласно рис. 5.16 даже 1-2 % ацетона заметно влияют на гигроскопичность ДЭГа.

Полученная P.M. Минигуловым зависимость аппроксимирована логарифмической кривой:

fTp = 4,341n(Q - 18,465,    (5.14)

где ?тр - температура точки росы газа по воде, °С; С - концентрация ацетона, %.

Проведены исследования влияния высаливающего действия ацетона на некоторые композиции солей, представляющие технологический интерес.

В табл. 5.19 представлены результаты исследования растворимости различных солей при температуре 20 "С, а влияние ацетона на плотность и вязкость ДЭГа - в табл. 5.20.

Высаливающий эффект для многокомпонентных солевых систем нелинейно пропорционален доле высаливателя в растворе. Общая масса высаливаемого хлорида натрия превышает ко-

Таб л иц а 5.19

Солесодержание в системе МеХ—Н20— ДЭГ—(СН,)2СО

Соль

Остаточное содержание солей в ДЭГе при соответствующих соотношениях, % (масс.)

1 : 0

1 : 1

1 : 2

1 : 3

1 : 4

NaCl

3,71

1,98

1,46

1,09

1,03

CaCl,

3,72

2,16

1,85

1,65

1,50

NaCl

1,70

1,24

0,87

0,68

0,38

CaCL

0,36

0,32

0,28

0,24

0,18

NaHCO,

0,46

0,31

0,19

0,13

0,08

NaCl

2,70

1.85

1,38

1,02

0,68

NaHCO,

0,31

0,20

0,15

0,11

0,08

CaSO*

0,14

0,12

0,10

0,08

0,07

Исследуемый

раствор ДЭГ + + ацетон

Температура,

20

15

10

5

0

-5

Плотность, г/см3

Гликоль + 0 %

1,115

1,118

1,121

1,123

1,127

1.131

ДЭГ + 1,0 %

1,113

1,114

1,116

1,112

1,123

1,127

ДЭГ + 5,0 %

1,097

1,100

1,103

1,106

1,109

1,112

ДЭГ + 7,5 %

1,085

1,090

1,093

1,097

1,100

1,105

ДЭГ + 10 %

1,078

1,082

1,086

1,090

1,094

1,097

Вязкость, мм2

Гликоль + 0 %

32,35

41,81

55,97

75,42

107,14

154,2

ДЭГ + 1,0 %

30,64

40,08

53,43

72,19

98,68

142,9

ДЭГ + 5,0 %

24,29

31,24

39,85

50,68

69,02

95,76

ДЭГ + 7,5 %

19,63

25,08

30,53

41,34

55,02

75,39

ДЭГ + 10,0 %

16,57

22,08

29,04

35,11

50,45

62,80

личество кристаллизующихся из растворов других солей, например бикарбоната натрия.

Процесс очистки минерализованного ДЭГа включает следующие операции: перекачивание и смешение жидкостей; разделение твердых и жидких фаз отстаиванием и фильтрованием, а также отделение легколетучего компонента от высококипя-щих жидкостей ректификацией; конденсацию паров легколету-чей жидкости; нагрев и охлаждение жидкостей.

Для очистки раствора ДЭГа путем высаливания предложена следующая технологическая схема [17]. Раствор ДЭГа, подлежащий очистке, отбирается из установки регенерации и подается в емкость Е-1 (рис. 5.17), откуда насосом Н-1 направляется на смешивание с ацетоном в трубопровод. Ацетон на высаливание подается насосом Н-2 из емкости Е-2, При обработке раствора ДЭГа ацетоном происходит кристаллизация солей, которые осаждаются в блок-фильтре (БФ). Смесь обессоленного раствора, содержащего ДЭГ, ацетон и воду, направляется в исправительный блок ИБ, где под воздействием тепла (напри-чер, водяного пара) происходит отпарка ацетона. Процесс протекает при давлении 0,103 МПа и температуре 94-100 *С. Пары ацетона охлаждаются и конденсируются в холодильнике Х-1. Охлажденный до 40 °С сконденсировавшийся ацетон самотеком направляется в емкость Е-2, оттуда поступает на повторное использование. Раствор гликоля из испарителя И-1 насосом Н-3 подается на установку регенерации. В последней в зависимости от содержания воды этот раствор может обрабаты-

iiufi пласт имеет следующие дайные: /<' = 0,72, к' = 0,25, /' = 12 600 имп/мин, q'T=s

0,370 (точка Л)

(14 250-6 200)    _

Тогда    Яг    (12 600 — 6 200)    ’    ’

для которого кг = 0,78 (точка В).

III. Способ водородного индекса основан на комплексном учете водородо* содержания пород, и на предположении о существовании универсальной зависимости вида:

U=f(V в),    (VIII.5)

где Va — объем воды в единице объема породы (водородный индекс).

Ч

Рис. VII 1,2. Номограмма для определения газонасыщенности терригеипых коллекторов

Величина VB приближенно определяется по формуле

R20

VB = knKB + Mr + осУгл,    (VIII.6)

где а У™ — содержание воды в глинистом материале породы; Кг-л — в некоторых случаях можно определить как разницу открытой и скелетной пористости; а — определяют из анализа связи Ix — f (^п + <*УГл) п0 заведомо водоносным пластам. Для этого изучается дисперсия связи S2 при различных а. За истинное а принимается то, при котором S2 минимально. kn и /Св — определяются по электрическому каротажу. Результаты расчетов VB выражаются в виде номограммы, приведенной на рис. VIII.2. Значения НГК приведены к единым условиям при помощи двойного разностного параметра, зависимость /х= f (Vв) построена для пластов с различным содержанием карбонатного материала. Номограмма удобна и для корреляционной обработки временных замеров НГК.

IV. Метод двух зондов НГК. Этот метод используется для выделения газо-насыщеииых пластов с известным газосодержанием. Точность метода невысока н поэтому нм следует пользоваться, когда Кг > 50%. Газонасыщенность Кг оценивается по разности аномалий НГК, зарегистрированных зондами большого (70 см) и малого (35 см) размера. Аппаратура тарируется в однородной среде, например в воде, т. е. результаты обязательно должны быть зарегистрированы и условных единицах. Кривые НГК, зарегистрированные двумя зондами, при копировке совмещаются по пластам, поры которых не содержат газ, например по мощным интервалам глин. Газоносные пласты с Кг > 50% выделяются по приращениям показаний НГК-70 над НГК-35.

Приращение пропорционально газонасыщенности и оценивается по формуле

А/ = Л 1п (1—Кг),    (VIII.7)

где А — коэффициент, определяемый опытным путем.

Данный метод применяется обычно для качественной оценки газопасы-щенности, которая достаточна при определении ГВК или обводни вши хся

пластов.

На рис. VII 1.3 показаны результаты измерений двумя зондами в высоко-сернистых отложениях в интервале 2030—2125 м и в породах с высоким относительным сопротивлением. Интервал 2130—2190 м нельзя однозначно охарактеризовать по БКЗ, но он четче разделяется по положительным приращениям на диаграммах двух зондов НГК, на глубине 2173 м находится ГВК-

Газонасыщенность Кг по результатам ИНК можно определить несколькими методами, часть которых аналогична стационарным методам (опорных горизонтов на одной задержке, двух задержках и др.). Однако наиболее целесообразно использовать методы, в которых реализуется основное достоинство ИНК — возможность оценивать среднее время жизни тепловых нейтронов в среде.

Способ опорных пластов одинаковой пористости. Сущность способа заключается в том, что для пород, содержащих газ и воду, среднее время жизни тепловых нейтронов определяется как:

1    !    —*п | *’пКв | k„K г    (VIII.8)

ТПЛ    Тсх

где Тгц, — среднее время жизни тепловых нейтронов в изучаемом пласте; тск, Тв. тг — то же, для скелета породы, воды и газа соответственно.

Если в разрезе имеются опорные пласты одинаковой пористости с пулевой и известной газонасыщепностыо, то

1 1

Кгх    Тд;    Тд.    п        ^-В.    П

(VIII.9)


Кг. оп    I___\__^П.    ОП    -^-В. П 7

ТП. оп тв. п

где тд, Тц. п, тп. оп — соответственно значения среднего времени жизни тепловых нейтронов в изучаемом пласте, в полностью водонасыщенном пласте с той же пористостью и в максимально газонасыщенном пласте с известным Кг', ^х, ^в. п> ^п.оп — величины, обратные т*. тв. п, тп. оп.

Если в разрезе отсутствуют опорные пласты, необходимо использовать иные способы интерпретации. Например, в случае если пористость породы коррели-руется с глинистостью, что встречается на практике довольно часто, то можно считать, что при ИННК определяется суммарный объем воды и глинистого материала, в котором время жизни тепловых нейтронов примерно одинаково с водой.

В этом случае газонасыщенность пласта определяется из соотношения

=    *г.    on,    (VIII.10)

лп. оп — лв. п «те

где Лп.on, knx — открытая пористость опорного и изучаемого пластов.

к R^kN


Складывая уравнения, справедливые для интервалов от Rt до R0 и от R0 до Rr, имеем


р^-р^^О-ЬАрО + ЬоО2,


(4.35)


где


ат = а0 + а,.


(4.36)


Для интервала от RT до RK фильтрация подчиняется уравнению (4.29). Складывая (4.29) и (4.35), получаем


Рк-Р? =аГфО- Ь,ОкрО + Ь0О2,


(4.37)


где асф = ат + а2) коэффициент асф соответствует формуле (4.30) и Ь, и Ь0 (4.33).

По аналогии с (4.13)


О О,и


Но — К


(4.38)


С учетом этого вместо (4.33) имеем Ь, = Ьгф


(4.39)


1-


(4.40)


Тогда уравнение (4.36) примет вид


0К


Лрг = и.^О - ЬфОО.р 1п-^- + b,,J 1 -


(4.41)



или


V О,„О ЬГф0.р0 * ЬсфО| О <Vn-2-


(4.42)


Поделив левую и правую части уравнения (4.39), получим


0-0кр 1п-^ Р Окр


^сф^?кр ^сф


О


где агф соответствует асф в (4.30). 252


Приведенные выше формулы справедливы для дебита газа О/N, т.е. при притоке газа к одному полугору, так как половина тора заменяет' одно перфорационное отверстие. Для притока ко всей толщине для однородного пласта асф = axN и Ьсф = bxN2.

Тогда

Ар2/Q=ax ~bxQ„v +bj О-О „„In-

(4.43)


где

1 , h -— In


_ ират


h/2N


izRr


тzkN‘


+-In —

2 NR„    л &


N‘


bv -

Рат Pa


(4.44)


xAmlNARD

В координатах Ap2/Q и О - Окр In- в интервале О > О

^кр

уравнение (4,43) является уравнением прямой с тангенсом угла наклона, равным Ьх. Таким образом, методика проведения и обработки результатов исследования скважин, несовершенных по характеру вскрытия, подобна изложенному выше методу для плоскорадиального притока к совершенным скважинам (см. рис. 4.4).

Приток газа к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру и степени вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру и степени вскрытия, при Q < QKp будет справедлив закон Дарси

Ар2/О = ахс,

где

ах с ~ ^~jn~ In — + Q + С2.    (4.45)

KkN Rc

Рассмотрим схему притока к скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия из моделирования притока и каждому перфорационному каналу, в виде половины тора

Рис. 5.17. Принципиальная технологическая схема установки очистки раствора ДЭГа с использованием ацетона:

Е-1 - емкость загрязненного ДЭГа; БФ - блок-фильтр; И-1 - испаритель; Е-2 - сборник ацетона; АВО - холодильник-конденсатор; И-1, Н-2, И-3 ~ насосы

ваться повторно с целью повышения концентрации гликоля до

требуемого уровня.

Техническая характеристика установки

вода - до 1,5

Содержание ацетона в гликолевой фракции, %..... Не более 5

Из данных технической характеристики установки можно сделать вывод о высокой концентрации ацетона в гликолевой фракции. Ацетон в составе гликоля, попадая на основную установку, вызывает ряд экологических проблем.

Разработанный процесс высаливания ДЭГа прошел опытнопромышленные испытания на УКПГ-2 месторождения Медвежье на действующей установке регенерации гликоля при не-

Табл иц а 5.21

Результаты опытно-промышленных испытаний процесса обессоливания ДЭГа методом высаливания

Расход, кг/ч

Состав очищенного ДЭГа

раствора ДЭГа

ацетона

ДЭГ, %

вода, %

NaCl, г/л

250

800

84,19

15,81

7,46

250

800

84,19

15,51

8,02

550

1550

84,00

16,00

8,25

550

1550

83,64

16,36

9,75

360

1100

86,61

13,19

10,46

360

1100

84,49

15,51

8,02

значительной ее реконструкции. Результаты опытно-промышленных испытаний представлены в табл. 5.21. Состав исходного раствора: ДЭГ - 83,07 % (масс.); соли - 14,2 r/л; вода -16,93 % (масс.).

5.7. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВОК РЕГЕНЕРАЦИИ РАСТВОРА ГЛИКОЛЯ

В системе сбора и подготовки газа в ряде случаев используются два ингибитора: метанол и диэтиленгликоль. В связи с этим большое практическое значение имеет составление материального и теплового балансов БРГ, где сырьем служит раствор, состоящий из воды, метанола и ДЭГа. Ниже приводятся расчетные уравнения для составления материального и теплового балансов БРГ [4].

Принципиальная расчетная схема блока регенерации абсорбента (насыщенного раствора ДЭГа) дана на рис. 5.18.

Материальный баланс БРГ определяется следующими уравнениями:

(5.15)

(5.16)


^н^в’ Яг ~


Рис. 5.18. Принципиальная расчетная схема блока регенерации раствора гликоля:


Т-1 - рекуперативный теплообменник; К-1 - десорбер; Х-1 -холодильник-конденсатор; П-1 ~ испаритель; Я /, Н-2 - насосы; HP - насыщенный раствор; РР ~ регенерированный раствор


\0    150 Ом-м

М0,25А 0,1 В


о

2


о о

Рис- VII 1.3. Пример выделения газонасыщенных пластов методом двух зондов НГК.

Зонд: а — Н ГК-70; б НГК-35; истод:    /    - НГК: II — Б КЗ; I

газоносный коллектор; 2 — глина; 3 — пласты с высоким относительным сопротивлением; 4 — водоносный песчаник; 5 — плотный пласт

V. Способ определения газонасыщенностн по комплексу ИНК—каротаж пористости. Этот способ основан на сравнении времени жизни тепловых пейтро-IIIin и пористости, определенной другим методом (например, по НГК). Для не-i л пнистых газонасыщенных пород

**'-0-*»)*«+МЛ,    (VIII.11)

I до К'а эквивалентный коэффициент водопасыщенностн, определяемый по формуле

(Vi п. 12)

При интерпретации используют результаты определения kn и X по всем проницаемым пластам разреза, независимо от их насыщенности.

к:

Контроль за изменением газонасыщенностн в процессе разработки

Один из основных вопросов контроля за разработкой месторождений и ИХГ—установление факта обводнения продуктивных пластов, поэтому в течение всего периода эксплуатации необходимо проводить систематические наблюдения за изменением газонасыщенностн пластов и перемещением положения газоводяного контакта (ГВК).

Текущее положение ГВК необходимо определять уже после отбора 1% запасов газа в период ОПЭ и дальнейшей промышленной эксплуатации.

Для определения изменения соотношения водородосодержания в пласте, «'ледовательно, изменения состава пластового агента в коллекторе применяется радиоактивный каротаж. Заключение об изменении газонасыщенностн делают на основании сопоставления временных измерений радиоактивными методами, используя в основном стационарные методы (НГК и ННК-Т). Однако при значительной глинизации газонасыщенного пласта, минерализации пластовых вод свыше 50 r/л и давлениях свыше 200 кгс/см2 разрешающей способности перечисленных методов недостаточно. В этом случае необходимо проводить измерения с помощью импульсных методов каротажа.

Оценка изменения газонасыщенностн по временным замерам нейтронными методами сводится к сопоставлению и приведению последующих диаграмм к начальной, снятой непосредственно после цементажа скважин.

При проведении временных исследований необходимо выполнять следующее.

Замеры в одной и той же скважине следует осуществлять приборами и источниками излучений одного типа и при одинаковых режимах, эталонируя приборы перед каждым исследованием.

В интервал измерений должны быть включены пласты с неизменной характеристикой.

Второй замер после фонового должен проводиться -через 1—5 сут., время каждого последующего замера должно быть в 2—3 раза больше времени предыдущего замера.

Методика корреляционного сопоставления равновременных замеров НК сводится к следующему.

Для каждой пары замеров (первого и одного из последующих) строится корреляционный график, где за абсциссу принимаются данные одного замера, за ординату — второго замера. Между показателями этих двух замеров в пластах с неизменными характеристиками существует связь, описываемая уравнением

у;/Т + 6 + Vit    (VIII.13)

где а, b — параметры прямой регрессии; Vi — отклонение, вызванное помехами различного рода, в том числе и изменением насыщенности; /', 1"{ —показания нейтронных методов-на первом и втором замерах i = 1, 2, ..., п (п — число пластов).

Рис. 4.7. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия, при замене перфорационного канала на половину поверхности тора с радиусами

(рис. 4.7). Решение этой задачи подобно изложенным выше. Для таких скважин учитываем, что

2R,. = ha/N.    (4.46)

Кроме того, как правило, Аг << Лс, и считаем, что нарушение линейного закона имеет место в призабойной зоне, не превышает значения RT и без существенной ошибки ограничивается толщиной пласта Лв. Тогда при О < Q*p решение будет подобно (4.26)

р* - Рз = аО или Ар2/Q = а,

(4.47)


где

— In-—

2NR„


+ — In — Л R,


+ С


а -


1&N


+    /    2N


Для О > 0KP решение будет иметь вид, подобный изложенному выше. С учетом нарушения линейного закона между Rnи RT в пределах от R„ до Ra решение будет согласно (4.9). В интервале от Д0 до RT имеет место закон Дарси в виде (4.34), а

в интервале от Ят до RK радиальная фильтрация притока газа к несовершенной скважине по степени вскрытия

(4.48)


+ С, — avQ.


+ C,


л2А.ЛГ2*


*c + *r


nkh Rc + RTСкладывая (4.48) и (4.35), получаем

Рк - Рз = К + ак)0 - Ь,ОкрО + ь0о2,

где для всего пласта

. Л,    up„ ,    Л.


ln + Wn. ln .

R„ nhk


2 ЦЛтО ,

р.; -    In-


Ь, и Ь0 находим no (4.33).

Заменяя Rq согласно (4.38) в величинах b, и b0 и Rt в соответствии с (4.46) и переходя в целом ко всей толщине пласта, будем иметь

(4.49)


О-ОкрШ


*р /


— = а -Ь О

ф    Х.С    А    кр


или

Ар"

°х с ^*^кр ^XQ,

где

+ c,

a -


izR^N*

и величина соответствует bx в (4.44).

Методика обработки результатов исследований аналогична изложенной выше для совершенных скважин. При дебитах О < Окр обработку результатов исследований скважин производим согласно (4.44) в координатах Ар2/0 и О получим горизонтальную прямую, параллельную оси Q, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный акс.

При дебитах О > Окр изложенные соображения приводят к необходимости принципиального изменения не только методики обработки результатов исследования, особенно газовых скважин, но и методики их проведения, состоящей в расширении диапазона исследований в целях получения точек

(5.18)

(5.19)


(5.20)

В уравнениях (5.15) - (5.20): G„ ~ количество насыщенного раствора (HP), кг/ч; Gp - количество регенерированного раствора (РР), кг/ч; ав, аг, ам - массовая доля соответственно воды, гликоля и метанола в исходном растворе, дв, дт, дм - количество воды, гликоля и метанола в HP, кг/ч; дв - количество воды в РР, кг/ч; да" ~ количество выделяемой из HP воды, кг/ч; а' - массовая доля гликоля в РР,

Согласно схеме в блоке регенерации абсорбента (БРА) подвод тепла осуществляется в низ колонны - для подогрева смеси и в холодильник - для охлаждения и конденсации паров, отводимых с верха колонны.

При составлении теплового баланса блока регенерации гликоля по сложившейся практике принималось, что насыщенный раствор (HP) после рекуперативного теплообменника в десорбер поступает в однофазном состоянии, т.е. в жидком виде.

При использовании в качестве абсорбента разбавленных растворов и содержании в насыщенном растворе метанола такое допущение приводит к неточностям при определении теплового баланса рекуперативного теплообменника Т-1 (см. рис. 5.18). Следовательно, расчет теплового баланса блока регенерации гликоля должен быть выполнен с учетом возможности испарения компонентов насыщенного раствора при прохождении его через рекуперативный теплообменник Т-1. Расчет этого аппарата через прямой ноток несколько затруднителен в связи с необходимостью определения равновесных составов образовавшихся фаз. Это связано с тем, что неизвестны температура насыщенного раствора на выходе из Т-1 и доля паровой фазы в нем. В этих случаях пришлось бы произвести расчет методом последовательных приближений.

Результаты исследований авторов по этому вопросу опубликованы в работе [8J.

Суммарную тепловую нагрузку испарителя десорбера П-1 и рекуперативного теплообменника Т-1 можно определить по уравнению

Qt = Q, + Q„    (5.21)

где Qg - тепловая нагрузка десорбера, кДж/ч; От - тепловая нагрузка теплообменника Т-1.

Общая тепловая нагрузка блока регенерации

Qz = Со, + Q2 + Q3)Ka,    (5.22)

где Q, - расход теплоты на нагрев сырья от температуры t{ до температуры tH, кДж/ч; Q2 ~ расход теплоты на испарение воды и метанола, выделяемых из насыщенного раствора, кДж/ч; Оз - расход теплоты на нагрев и испарение флегмы, кДж/ч; Кя - коэффициент, учитывающий потери теплоты в окружающую среду (принимается по практическим данным).

Значения Q,, Оз и Q3 определяются по уравнениям

О, = GHCn(th - txh    (5.23)

?>2 = 9»9ьЯш + ЯМ    <5-24>

Оз = [(*> “ *Ф)<0ВЧ + CJ + (9*Яв + <7м<7мЖп-    (5.25)

В уравнениях (5.23) - (5.25): Си - теплоемкость HP, кДж/(кг-вС); qb и q„ ~ теплота испарения воды и метанола соответственно, кДж/кг; С, и См - теплоемкость воды и метанола соответственно, кДж/(кг-‘С); tx - температура HP на входе в Т-1, eC; tH - температура низа десорбера, “С; ?в - температура дистиллята на выходе из десорбера, °С;    -    температура

флегмы на входе в десорбер, “С.

После определения Oi вычисляют тепловую нагрузку рекуперативного теплообменника Т-1. Расчеты выполняют относительно регенерированного раствора.

От = OrU2t3)Ka,    (5.26)

где t2 ~ температура РР на входе в Т-1, “С (как правило, t7 =

- О; *з “ температура РР на выходе из Т-1, °С.

После определения Qz и От из уравнения (5.26) рассчитывают количество теплоты, необходимое для обеспечения работы десорбера:

Q, = О* - О,-    (5.27)

Подвод тепла в десорбер может осуществляться через огневые подогреватели котельного типа, трубчатые печи или паровые испарители. Способ подвода тепла в каждом конкретном

(VIII. 14)

Затем подсчитывают среднее квадратическое отклонение точек, определяемое из соотношения



(VIII.15)

Выше и ниже средней линии па расстоянии 2а или За (в зависимости от требуемой надежности выделения пластов) проводят еще две линии. Если точки ложатся в полосе между этими линиями, считают, что насыщение пластов между сопоставляемыми замерами ие изменилось.

Точки, располагающиеся выше и ниже полосы 2а (За), помогают выделить пласты, изменившие свое насыщение.

Причиной изменения водородосодержания в пласте-коллекторе может быть следующее.

Расформирование фильтрата бурового раствора (уменьшение водородосодер-жания, соответствующее увеличению показаний нейтронной гамма-активности).

Внедрение пластовой воды в газонасыщснный пласт (уменьшение показаний).

Уменьшение платности водородосо держания из-за заметной выработанности залежей (падение пластового давления), сопровождающееся увеличением аномалий НГК.

Таким образом, отклонение отдельных показателей вторичного гамма-излучения по пластам от линии регрессии, построенной по заведомо непроницаемым пропласткам (интервал доверительной вероятности ±2о), однозначно свидетельствует об изменении газонасыщенностн и, в частности, об обводнении продуктивного пласта.

Несколько иной подход к выделению обводнившихся пропластков для газонасыщенных пластов с высоким водородосо держанием, обусловленным высокими пластовыми давлениями. Водонасыщенные пласты в продуктивном разрезе можно выделить, анализируя форму зависимости спада плотности тепловых нейтронов, отмеченных ИННК.

Таким образом, установление ГВК сводится к определению границы резкого изменения водородосодержания в разрезе скважины.

Контроль за положением ГВК рекомендуется проводить на следующих месторождениях.

На крупных месторождениях через систему наблюдательных скважин, не-перфорировапных против исследуемых интервалов. Определение начальной, текущей и остаточной газонасы[ценности позволяет оценить состояние обводнения пластов, объем воды, внедрившейся в залежь, и др.

В некоторых случаях, в частности, на газовых месторождениях с большими запасами (порядка 20—50 млрд. м3) временные исследования нейтронными методами проводятся исключительно в эксплуатационных скважинах через фонтанные трубы.

Контроль за техническим состоянием скважин

Вопросы, возникающие при контроле за техническим состоянием эксплуатационных газовых скважин, связаны в основном с оценкой качества цементирования обсадных колонн (степень надежности изоляции пластов и герметичность затрубного пространства, заполненного цементным раствором).

Наиболее типичные дефекты, приводящие к аварийным ситуациям при эксплуатации скважин, следующие.

Одностороннее распределение цемента в затрубном пространстве.

Зазоры между цементным кольцом, колонной и стенками скважины.

Высокая проницаемость цемента.

Сообщающиеся трещины и каналы, а также разрывы сплошности цементного

камня.

Замораживание цемента в зоне многолетней мерзлоты и др.

В практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн оценивают с помощью комплекса промыслово-геофизических методов: термометрии, радиометрических методов и метода акустической цементометрии, позволяющих определять следующее.

Высочу подъема цемента за колонной.

Степень заполнения затрубного пространства цементом, а также характер распределения цементного камня по периметру поперечного сечения и высоте (аколонного пространства.

Изменения герметичности затрубного пространства, возможные в процессе жеплуатации месторождения в результате естественных и искусственных воздействий.

Метод термометрии применяется для определения высоты подъема цементного раствора (камня) за обсадной колонной, а также ориентировочного определения интервалов затрубной циркуляции.

Измерения проводят электротермометром (ТЭГ и др.), принцип регистрации основан на определении температурных аномалий в зацементированной колонне. Уровень подъема цемента определяется неоднократной последовательной регистрацией термограмм в течение ОЗЦ (2—3 сут) по резкому повышению температуры, вызванному схватыванием цемента.

К недостаткам метода термометрии, ограничивающим его применение, от* носятся следующие.

Снижение разрешающей способности с уменьшением кольцевого зазора за колонной и увеличением температуры в скважине.

Низкая эффективность применения метода в северных районах, так как мерзлые породы снижают разницу температур зацементированных и незацементиро-ианных пород.

Низкая эффективность при исследованиях скважин, обсадные колонны которых зацементированы шлакопесчаными, гельцементными и другими растворами.

Радиометрические методы. Определение степени заполнения цементом затрубного пространства успешно решается методом рассеянного гамма-излучения ГГК, основанного на использовании обратной зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности окружающей среды. Интервалы, где в затрубном пространстве находится цемент, характеризуются низкими показателями ГГК- При разнице плотностей цементного и бурового растворов (не менее 0,4 г/см3, а при облегченных растворах не менее 0,29 г/смя) с помощью этого метода можно получить представление о распределении и состоянии цементной оболочки за колонной и эксцентриситете ее в скважине.

Исследования скважин проводятся гамма-гамма-цементомером, причем и скважинах малого диаметра (89—114 мм) для оценки качества цементирования используют прибор ЦММ-3-4; в скважинах диаметром 146—168 мм применяют цементомер ЦМТУ-1 (цементомер термостойкий универсальный).

В обоих случаях в качестве источника гамма-излучения используют радиоактивный изотоп цезия или кобальта.

В скважинах большого диаметра (>219 мм) применение метода ГГК ограничено отсутствием соответствующей аппаратуры.

В настоящее время в практике исследования скважин начинают использовать прибор СГДТ-2 (скважинный гамма-дефектомер-толщиномер). Одновременная регистрация данных о качестве цементирования и толщине стенок труб обсадной колонны значительно повышает надежность привязки диаграмм и эффективность исследований при решении задач контроля за техническим состоянием эксплуатационных скважин. Для изучения плотности цемента в этом приборе используется счетчик, расположенный на оси прибора и окруженный свинцовым экраном. Экран вращается, что позволяет измерять распределение интенсивного гамма-излу-

при исследовании двух режимов фильтрации как но закону Дарси, так и трехчленному закону. Это дает возможность не только более точно определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, но и находить новый весьма важный параметр — величину критического дебита Окр, соответствующего критической скорости на забое скважины.

Нефтяные и водяные скважины работают и исследуются обычно в диапазоне qqKp, но при высоких дебитах q > дкр.

Предлагаемая методика была проверена и подтверждена на многих скважинах Уренгойского, Карачаганакского, Астраханского, Шебелинского и других месторождений. Например, величина 0кр для скважин Уренгойского и Юбилейного месторождений находится в пределах 300—1200тыс. м3/сут. По ряду скважин Карачаганакского месторождения 250 — 400 гыс. м3/сут и т. д. При этом целый ряд скважин работает согласно закону Дарси, например, скв. 1781 Уренгойского месторождения даже при дебитах до 1200 тыс. м3/сут и др. Особенно последнее отмечается в настоящее время для Шебелинского месторождения.

По-новому встает задача интенсификации притока, состоящая в повышении значения критического дебита скважин.

Критический дебит Олр соответствует максимальному энергосберегающему дебиту скважин, так как при Oi;p потери давления Ар2 прямо пропорциональны Q, а при Q > Окр потери давления растут более интенсивно за счет влияния члена с ОкрО и Q2. Ниже рассмотрены различные приемы обработки результатов исследований скважин, исходя из двух режимов фильтрации для характерных случаев, встречаемых в промысловой практике.

4.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН БЕЗ ОСТАНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Если периоды восстановления забойного давления до пластового длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных труб вследствие слишком высокого статического давления, исследования проводят без остановки скважины. Результаты исследования при дебитах О < Окр обрабаты-

1


1



от О. 2 - за

висим


0,-0,


е Qn Qn - О'в,


эффициентов а и Ь при Qn~ ??, неизвестном пластовом давлении:


зависимость


2 _    7


вают, не зная пластового давления, представив их графически в координатах (р^ -Рз„)/(0п - О,) от Оп - О; согласно формуле

где i — 1, 2, 3, 4..... m; л — порядковый номер режима; т

общее число режимов.

Результаты испытания при Q < Окр, обработанные в этих координатах, располагаются в виде горизонтальной прямой 1 (рис. 4.8), параллельной оси Qn О,. При работе скважины на режимах О > Окр результаты исследования соответственно обрабатывают в координатах (р*. - р*„) /(On - QJ и (0п0 - ОД)/(Оп - 0() (см. рис. 4.8. кривая 2).

(4.30)

Используя последний метод, можно, определив коэффициенты а, Ь, Окр и р3 и для данного дебита О, вычислить пластовое давление по формуле

или случае решается отдельно, с учетом конкретных условии производства.

Тепловой баланс холодильника Х-1. Этот аппарат служит для охлаждения и конденсации паров, выводимых с верха де-сорбционной колонны. Практически на всех установках Х-1 работает в режиме полной конденсации дистиллята. Однако в последнее время разработана схема с парциальным конденсатором. В этом случае тепловая нагрузка холодильника Х-1 определяется уравнением

О, = (Оо + ОМ..    (5.28)

где Q0 - расход теплоты на охлаждение потока, кДж/ч; QK -расход теплоты на конденсацию потока, кДж/ч.

о. = [(1 + Ф)0. - «ф)(?»лС, + д„с„)]к-,    (5.29)

Q, = [(1 + Ф)(д,2д,е, + g„q„eH)]K,    (5.30)

где еь и ем ~ степень конденсации соответственно воды и метанола; Ф - флегмовое число десорбера.

При работе по схеме с парциальным конденсатором значения ев и е„ оказывают существенное влияние на значение QK.

При работе по обычной схеме еъ — ем = 1. В этом случае необходимо определить объем газа, выделяемого из раствора в де-сорбере. Этот поток содержит метанол и воду, количество которых рассчитывают общепринятым способом.

При полной конденсации дистиллята QK определяется по уравнению

QK - [(1 + ФХдъйдв + g»qJ]K.    (5.31)

Определение мощности насоса для перекачки гликоля.

Мощность насоса для перекачки гликоля (кВт) можно рассчитать по следующей формуле:

N = GgH/3600Т1,    (5.32)

где G - расход жидкости, т/ч; д = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения; Н - полный напор, развиваемый насосом, перекачиваемой жидкости; г) - общий КПД насосной установки.

Л = ВДтЛд.    <5-33>

гДе Лн ~ КПД насоса; т|п - то же передаточного устройства; т|л “ то же двигателя.

Значение Г) приводится в технической документации на насосную установку.

Полный напор, развиваемый насосом, где рх - давление жидкости на приеме насоса, МПа; р2 ~ то же на входе в аппарат, МПа; р - плотность жидкости, кг/м3; #г - геометрическая высота подъема жидкости, м; h„ - напор, затрачиваемый на преодоление местных сопротивлений, м.

Значение hn зависит от коэффициента местного сопротивления, состояния внутренней поверхности труб, свойств перекачиваемой жидкости, скорости потока и т.д. Для насосов, предназначенных для подачи гликоля из буферной емкости в абсорберы, значение Лп можно принимать равным 10 м (при расположении блоков регенерации и осушки на одной площадке). Учитывая, что значение ha составляет всего несколько процентов от величины {(р2 —    /р?/}106,    такое    допущение    не    приво

дит к существенным погрешностям.

Пример. Из блока регенерации в абсорбер подается 18 т/ч раствора гликоля плотностью 1160 кг/м3. Давление на приеме насоса рх = 0,1 МПа; Яг = 8 м, hn = 10 м; т| = 0,6. Требуется определить расход электроэнергии на работу насоса при подаче гликоля в абсорбер под давлением р2 8 МПа.

Решение. 1. По уравнению (5.33) определяется полный напор насоса

Я = (8 - 0,1)106/1160-9,81 + 8 + 10 - 712 м.

2. По уравнению (5.32) рассчитывается мощность насоса N = 18-9,81*712/3600-0,6 - 58 кВт.

Чения по сечеиию скважин. Голщина колонны измеряется другим зондом, кото рый расположен в верхней части скважинного прибора. Обе диаграммы записываются одновременно.

Различные степени заливки цемента можно имитировать на стенде и учитывать при интерпретации ГГК. При невозможности отбивки высоты подъема цемента более простыми методами (ГГК и термометрия) следует использовать метод радиоактивных изотопов.

В этом случае местоположение предварительно активированного радиоактивными изотопами цемента (от 0,5 до 1 мг-экв Ra на 1 м3) в затрубном пространстве определяют с помощью ГК. По показаниям ГК и после активации выделяют ту часть затрубного пространства, которая заполнена цементным раствором. При этом рекомендуется пользоваться радиоактивными взвесями и порошками, так как растворы радиоактивных солей могут вымываться из цементного раствора и подниматься по стволу скважины с глинистым раствором выше уровня цементного кольца. Этот метод не получил широкого применения.

Метод акустической цементометрии — наиболее эффективный прн оценке качества цементирования обсадных колонн и позволяет определять степень сцепления с породой и колонной независимо от температуры и плотности цементного камня.

Скважинные исследования проводятся акустическими цементомерами АКЦ, серийно выпускаемыми промышленностью.

Методика стандартной цементометрии основана на использовании зависимости интенсивности затухания, скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.

Акустическим цементомером регистрируются следующие параметры.

Время пробега звуковых волн (^р) от излучателя колебаний до приемника, причем в случае отсутствия цемента за колонной время пробега волны включает время пробега от источника волн до колонны, от колонны до приемника, от источника до приемника; в зацементированной колонне — это время пробега по^рас-твору и по системе колонна—цементное кольцо—пласт.

Амплитуда продольной ультразвуковой волны (Лр).

Амплитуда продольной ультразвуковой волны, распространяющейся по колонне обсадных труб (Лк).

Интерпретация диаграмм акустического цементомера заключается в выявлении наиболее типичных сочетаний показаний Лр, Ак и tv в различных частях разреза скважины. При этом варианты интерпретации уточняются на физических моделях, где можно проэталонировать показания АКЦ при различных вариантах искусственной заливки с определенным сцеплением цемента с колонной и породой. Результат интерпретации АКЦ — качественная интерпретация разреза скважины, где указаны интервалы с хорошим сцеплением, с частичным сцеплением и с отсутствием цемента.

Применение в комплексе с АКЦ приставок к его наземной аппаратуре таких, как блок фазокорреляционный каротажный и др., повышает информативность цементометрии.

VI11.2. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ДЕБИТОМЕРОМ ТИПА «МЕТАН»

Дебитомер предназначен для изучения распределения дебита и выделения газоотдающих пропластков по стволу газовых и газоконденсатных скважин в пределах интервала перфорации, не перекрытых фонтанными трубами. По данным дебитометрии возможно установить число работающих пропластков, их мощность и долю дебита каждого из них в суммарной производительности скважины, наличие перетоков между пластами, влияние изменения режима работы на производительность отдельных пропластков и др. Использование результатов дебитометрии позволяет определить некоторые основные газодинамические параметры для подсчета запасов, проектирования и анализа разработки газовых месторождений и ПХГ.

Наиболее удобный и широко применяемый при исследовании газовых скважин дебитомер типа «Метан», краткая техническая характеристика которого приведена в табл. VI. 10. Дебитомер типа «Метан» разработан в ВНПО Союзгазавто-m;iгика и состоит из глубинного снаряда и наземного прибора, соединенных одножильным каротажным кабелем. В комплексе с промыслово-геофизической станцией дебитомер позволяет вести непрерывную запись скорости потока газа реги-гратором каротажной станции, а также выполнять дискретные измерения скорости специальным счетчиком. Глубинный снаряд (рис. VIII.4) диаметром 42 мм работает при давлениях до 400 кгс/см2 и температуре от 0 до 160 °С, при содержании механических примесей до 0,1 г/м3 и жидкости до 500 см33. Для спуска I лубинного снаряда в скважину используют каротажные подъемники, оспащенные бронированным кабелем возможно меньшего диаметра, и лубрикатор. В измерительном наконечнике установлена крыльчатка. На о?и крыльчатки закреплен отражательный конус с двумя цилиндрическими магнитами.

Н нижней части наконечника имеется напра-пляющий струевыпрямитель, набранный из радиально расположенных пластин. Магнитоуправляемый контактор закреплен в герметичном корпусе па ленточной растяжке.



Измерительный наконечник навинчиваемый па корпус прибора, предназначен для измерения в одном из указанных в табл. VI.10 диапазонов скорости потока в стволе скважины и может быть легко заменен в полевых условиях.

При вращении крыльчатки магниты, расположенные на отражательном конусе, управляют контактором через немагнитную стенку герметичного корпуса. Частота чамыкания контактора пропорциональна угловой скорости вращения турбинки.

Наземная панель дебитомера представляет собой устройство для измерения частоты замыкания    контактора, поступа

ющей по кабелю от глубинного прибора.

После усиления и формирования выходного сигнала скважинного прибора сигнал-подается либо на    специальное счетное

устройство для дискретных измерений скорости потока, либо через соответствующий блок преобразуется    в напряжение, про-    Рис> VI11-4- Деоитомер «Метан-1»,

порциональное частоте, и подается на вход

регистратора каротажной станции, где фиксируется в виде аналоговой кривой, именуемой дебитограммой.

Прибор отличается высокой, по сравнению с другими дебитомерами, точностью и малой инерционностью.

VI 11.2.1. Подготовка и проведение дебитометрии

Исследование скважин дебитомером проводится в соответствии с планом, включающим в себя как подготовительные работы, так и порядок самих исследо-ваний. Порядок подготовки и проведения сводится к следующему.

Изучают исходные параметры скважины: глубину забоя, интервал вскрытия, конструкцию скважины, диаметры обсадных и фонтанных труб, глубину их спуска и др.

Изучают результаты ранее проведенных геофизических, газоконденсатных и газогидродинамических исследований, параметры пласта, дсбиты, давления и температуры па различных режимах, наличие возможности образования гидра-

4.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОБОДНОГО И АБСОЛЮТНО СВОБОДНОГО ДЕБИТА

Свободный дебит скважины, т.е. наибольшее количество газа, которое можно получить из скважины при давлении на устье, равном 0,1 МПа, определяют методом итерации из формулы

Pi - 0,10le2s = (а - ftOw + ЬОе,)Ос, + 0Q’.,    (4.52)

где

2 2

9 = о,0132Х^*(е25 - 1); 0„ = 0„ - 0,р 1п^;

»    Окр

5 = 0,3415—^—;

7cpzcp

D — диаметр; L — глубина скважины; X — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная плотность газа.

Абсолютно свободный дебит скважины, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины, если принять давление на забое равным 0,1013 МПа, определяют при известных значениях р^, Ь и Окр — методом итераций по формуле

Pi - 0,1012 =(а- ЬОкр + ЬСуОас.    (4.53)

где

0« = 0_-Ожр1п^-.

4.2.4. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

Для скважин, вскрывших пласты с плохими коллекторскими свойствами, период стабилизации забойного давления и дебита длительный (иногда до месяца и более). Использование в таких случаях стандартной методики не позволяет получить искомые параметры. Поэтому в этом случае применяют изохронный метод или экспресс-метод исследования.

Методика проведения испытания по изохронному методу состоит в том, что при каждом режиме скважина эксплуатируется одно и то же время tv. Ориентировочно его можно определить по формуле

f = 3-^- —,    (4.54)

Рпл к

где Rc радиус скважины; рпл — пластовое давление; ц — вязкость; к — проницаемость.

После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Обрабатывают полученную индикаторную кривую стандартным методом. Далее определяют истинные значения коэффициентов b и а. Последний характерен для времени стабилизации t^. На одном из режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления рз уст и дебита Оуст; установившееся значение коэффициента а определяют по формуле при Q < QKp

<* = IpL- Ply*,)'Оуст

или при О > Окр

а = (pL ~ Plyст + Ь ОкрОуст - Ь QycTOycr) / Qycr.    И'55)

где

Оуст = 0ycT-QK? ln^.

В ряде случаев при наличии соседних работающих скважин можно определить радиус дренажа Кпр данной скважины по формуле

Ко=—1---.    (4.56)

ар 2 Ч0 + 0,505

где J?s — среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; О — дебит исследуемой скважины; в данной формуле О имеет значение рабочего дебита скажины; Qg — суммарный дебит соседних скважин.

В этом случае, зная RK, можно определить время стабилизации для данной скважины

Адсорбционные способы осушки природных газов  »
Библиотека »