Аналитика



Адсорбционные способы осушки природных газов

Глава 6

АДСОРБЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

6.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АДСОРБЕНТОВ

Адсорбенты-осушители, применяемые в промышленных установках, должны обладать следующими свойствами: достаточной поглотительной способностью; обеспечивать низкое остаточное содержание влаги в газе; полнотой и простотой регенерации; механической прочностью (не разрушаться под действием массы собственного слоя); прочностью от истираемости (не измельчаться от движения газа в слое адсорбента); стабильностью упомянутых показателей при многоцикловой работе.

Основным показателем, характеризующим адсорбент, является его активность в отношении поглощаемого компонента. При контактировании адсорбента с газом адсорбент постепенно насыщается. Полное насыщение адсорбента в статических условиях соответствует его равновесной активности и является предельным значением его поглотительной емкости.

Количество поглощенного вещества в рабочих условиях адсорбентом всегда ниже его динамической активности и именуется статической поглотительной емкостью.

Для осушки газа в промышленных установках чаще всего применяются силикагели и молекулярные сита.

Силикагели. Эти адсорбенты - продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты, промытые от примесей, высушенные и прокаленные при определенных температурах. В зависимости от использованного для производства сырья промышленные силикагели содержат некоторое количество окислов алюминия, железа, кальция и других металлов. Технический силикагель содержит около 99,5 % Si02.

Силикагелевые адсорбенты изготавливаются в виде зерен размерами 0,2-7,0 мм.

Отечественная промышленность выпускает два сорта силикагеля: мелкопористый и крупнопористый. В зависимости от размера зерен из каждого сорта изготовляют силикагели нескольких марок. Основные свойства некоторых силикагелей приведены в табл. 6.1.

Технические марки гранулированных силикагелей, приведенных в табл. 6.1: КСМ - крупнозернистый силикагель мелкопористый; ШСМ - шихта, силикагель мелкопористый; КСК - крупнозернистый силикагель крупнопористый; ШСК -шихта, силикагель крупнопористый.

Силикагели не рекомендуется использовать для осушки газов, в состав которых не входят непредельные углеводороды. Они так же, как и масла, гликоли и амины, легко сорбируются силикагелем и при регенерации его, частично разлагаясь, образуют смолы, закупоривающие поры, что снижает влагоем-кость адсорбентов.

Бутаны и высшие углеводороды сорбируются силикагелем, а при регенерации не полностью десорбируются, что также приводит к снижению влагоемкости адсорбентов.

Углеводороды С6+ имеют примерно одинаковую объемную концентрацию насыщения.

Метанол сорбируется приблизительно в том же количестве, что и вода, и легко удаляется при десорбции.

Основные преимущества силикагелей: низкая температура, требуемая для регенерации (до 200 вС) и, как следствие, более низкие энергозатраты, чем при регенерации других промышленных минеральных сорбентов (окись алюминия, цеолиты), а также относительно низкая себестоимость при крупнотоннаж-

Таблица 6.1

Свойства гранулированных силикагелей [3, 5, 6, 9]

Показатели

Мелкопоригтый сили кагелъ

Круп ноп ор истый силикагель

КСМ

ШСМ

КСК

ШСК

Размер зерен, мм

2,7-7

1,0-3,5

2,7-7,0

1,0-3,5

Механическая прочность, %

94

85

86

62

Насыпная плотность, кг/л, не

0,67

0,67

0,4-0,5

0,4-0,5

менее*

Влагоемкость, % (масс.), не ме

нее, при 20 *С и относительной

влажности, %:

20

9

6

Не нормируется

40

16

16

'

60

Не нормируется

1

100

35

35

70

70

’ После осушки при температуре 150 *С.

тов, период стабилизации давления, дебитов, продолжительность восстановления давления после закрытия, депрессию на пласт, количество жидких и твердых примесей, количество поступающей пластовой воды и др.

С учетом существующей конструкции скважин, наземного оборудованиям предполагаемой задачи исследования составляется и утверждается план подготовки и проведения работы.

Устье скважины оборудуют площадкой и устройствами для замера дебита, давления, температуры, количества жидких и твердых примесей в процессе испы-j тания.

Рис. VII 1.5. Номограмма для определения высоты лубрикатора и количества грузов

Если возможно, то переводят скважину с эксплуатации по фонтанным трубам на работу по затрубью с максимальным дебитом из предусмотренных программой, обеспечивающим минимальное количество грузов.

Замеряют давление и дебит скважины при переключении ее на режим исследования.

Определяют максимально возможную скорость потока на забое при выходе из фонтанных труб выше интервала вскрытия продуктивного пласта по формуле (VIII.16).

Устанавливают в глубинный прибор турбинку с пределом измерения скорости, обеспечивающим нормальную работу прибора на всех режимах, предусмотренных планом исследования, если «Метан-1», то 0,1—3 или 0,25—10 м с; если «Метан-2», то 0,1—3 или 0,25—10, или 0,4—50 м/с.

Заводят кабель через оттяжные и направляющие ролики и сальник лубрика-ыра и подсоединяют к кабельной головке дебитомера.

Определяют необходимую высоту лубрикатора но номограмме, показанной на рис. VIII.5. Ключ для определения высоты лубрикатора в зависимости от мтьевого давления, марки кабеля, выталкивающей силы потока газа, действующей на прибор, веса метра длины груза и длины прибора показан на номограмме.

Выталкивающая сила потока определяется по номограмме, приведенной на рис. VIII.6, в зависимости ст дебита скважины, диаметра фонтанных труб, давления, температуры, коэффициента сжимаемосги газа и относительной плотности.

Монтируют лубрикатор (иногда несколько секций) требуемой высоты.

Кабельную головку дебитомера пропускают через конус лубрикатора, а затем соединяют сальник и корпус лубрикатора.

Подбирают необходимое количество грузов по номограмме (см. рис. VIII.5), соединяют их с кабелем, закрепляют над кабельной головкой и заводят грузы в лубрикатор.

С помощью установки, предусмотренной программой исследования, типа УПТ-32, «Бакинец-ЗМ», А-50, А-40, АБ-ТМ поднимают лубрикатор с грузами над фонтанной арматурой на уровень буферного фланца, поддерживая при этом грузы в корпусе лубрикатора.

Выводят кабельную головку дебитомера из корпуса лубрикатора и подсоединяют к дебитомеру.

Проверяют на поверхности работоспособность всех узлов системы: глубинного прибора, частотомера, регистратора и др. Затем заводят в корпус лубрикатора прибор, устанавливают лубрикатор на буферном фланце и закрепляют.

Выравнивают давление в лубрикаторе с давлением на головке скважины путем перепуска газа по медной трубке через вентиль в корпусе лубрикатора.

Полностью открывают задвижки, начиная с буферной, и опускают прибор на 30—40 м.

Включают прибор и снова проверяют работоспособность системы. Если все узлы системы работают нормально, спускают прибор со скоростью 25—35 м/мин до башмака фонтанных труб.

t„ =0,34 — ,    (4.57)

к

1    P Jt

где i?K =    к    =    -JL5—    —    коэффициент    пьезопроводности;

2    ЦЛ1

L, — расстояния до соседних скважин.

4.2.5. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ РЕАЛЬНЫХ СВОЙСТВ ГАЗА

При высоких пластовых даплениях (более 12—14 МПа) и значительных депрессиях лпл < 0,9) следует учитывать изменение (1 и z. Для этого можно использовать уравнение притока вида

= аО    (4.58)

Acpz ср

при О < Окр.

Когда О < Олр

(4.59)


293nJch Яс

2


= Ы; ь =

-я, =1 SI,; ь -    %"P"T'

2    4    4jt    h    У(293)    йс

ML и Рз приведенная вязкость при пластовой температуре и соответственно при пластовом и забойном давлениях; Д! — вязкость газа при давлении 0,1 МПа и пластовой темературе Гпл; р - вязкость газа при давлении р и температуре Гпл.

Формулы (4.58) и (4.59) можно использовать для определения Окр и коэффициентов а и Ь, представив их в виде при

0< Q*p

2 _ 2

рл Рз = а    (4.60)

Нср^ср^

где

Q = Q- Окр In

о


4.2.6. ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ

Начальное дополнительное сопротивление может быть вызвано целым рядом причин и в первую очередь наличием жидкости в пласте и на забое.

В результате правильно проведенных исследований скважины должна быть получена связь между р„л - и дебитом О, выражающаяся формулами вида (4.6) и (4.16). При наличии начального дополнительного сопротивления получаемая зависимость отличается от этих зависимостей (4.6) и (4.16), представленных в виде двух прямых. Это вызывается также неточным определением пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на забое и ошибок в определении коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Исследования в таких случаях необходимо повторить. Если это невозможно, или вторично получаются те же результаты, то можно использовать приближенные методы обработки результатов исследования.

Рассмотрим пример, когда в скважине имеется неизменное количество жидкости, уходящее в пласт при ее остановке.

Забойное давление, вычисленное по давлению на головке, оказалось меньше истинного на S^, т.е. р' = р3 - 63.

Индикаторная кривая в этом случае имеет вид при О < 0Kv на рис. 4.9 и описывается уравнением вида

pL ~ Рз = а0 + с,

(4.62)


где

Для осушки газа на промышленных установках наиболее эффективно применение мелкопористого силикагеля марки КСМ. Он обладает наибольшей адсорбционной емкостью по сравнению с другими марками силикагеля, дает более глубокую степень осушки, имеет более высокую механическую прочность как от истирания, так и от раздавливания. Однако следует учитывать, что мелкопористый силикагель быстро измельчается при наличии в газе капельной влаги. Поэтому обычно предусматривают защиту слоя мелкопористого силикагеля слоем инертного к капельной влаге адсорбента.

Адсорбированные углеводороды, начиная с бутанов, легко сорбируются силикагелем, но их частично вытесняет вода. Легкие углеводороды (до бутанов) полностью выделяются при регенерации силикагеля и не влияют на адсорбционную способность силикагеля в последующих циклах. Десорбция влаги из силикагеля заканчивается к 150-160 DC, но присутствие тяжелых углеводородов требует более высокой температуры нагрева слоя сорбента. Тяжелые углеводороды Съ и выше более прочно удерживаются силикагелем и при регенерации удаляются не полностью. При этом необходимо иметь в виду, что нагрев силикагеля выше 220 °С ведет к деструктивным изменениям поверхности силикагеля, что снижает его адсорбционную емкость, а при нагреве выше 250 °С активность силикагеля резко падает.

Неполная десорбция тяжелых углеводородов, постепенное измельчение гранул силикагеля и другие неблагоприятные факторы приводят к постоянному снижению адсорбционной активности сорбента. В начальный период загрузки силикагеля он будет иметь высокую активность - 15-20 % (масс.). В этот период адсорберы можно эксплуатировать в более длительном цикле, если ставится задача извлечения только воды из газа. При этом поглощаемая вода постепенно вытесняет из слоя другие сорбированные компоненты, например метанол и углеводороды, облегчая условия последующей регенерации силикагеля.

В процессе эксплуатации активность сорбента снижается, и к концу эксплуатационного срока ее можно принять равной

7 % масс, (по практическим данным).

Необходимо отметить, что на динамическую активность силикагеля сильно влияет скорость потока газа: при повышении скорости газа динамическая активность сорбента падает. В эксплуатационных условиях, когда возможно превышение номинальной производительности по газу, это свойство силикагеля отрицательно сказывается на глубине осушки. Кроме того,

Марка угля

Объем пор, см3./г

F

микро-

пор

переход

ных

макро-

пор

суммар

ный

АГ-2

0,30

0,05

0,25

0,60

33

СКТ

0,51

0,20

0,27

0,98

108

СКТ-1А

0,48

0,09

0,24

0,83

-

СКТ-2Б

0,45

0,09

0,21

0,75

60

СКТ-4Б

0,46

0,11

0,16

0,73

-

СКТ-5А

0,48

0,23

0,25

0,96

137

С КТ-6 А

0,60

0,28

0,23

1,11

178

КАД-йодный

0,34

0,15

0,51

1,00

110

КАД-молотый

0,12

0,11

-

-

64

БАУ

0,23

0,08

1,19

1,50

57

F - удельная площадь поверхности переходных пор, м3/г.

при осушке силикагелем происходит постоянное увеличение содержания влаги в осушенном газе в течение цикла адсорбции, вследствие чего не удается получить стабильную глубину осушки потока газа.

Активированные угли. Для тонкой очистки гелиевого концентрата от азота, водорода и инертных газов адсорбционный процесс ведут при низких температурах и высоких давлениях. В качестве адсорбента также находят применение активированные угли.

Они представляют собой мелкопористые вещества в виде зерен, состоящие в основном из аморфного углерода с примесями золы и ряда смолистых веществ. Активированные угли получают удалением из угля смолистых веществ.

Различают угли, активированные до 50 % обгара, и с обгаром, превышающим 75 %. Первые имеют преимущественно узкие микропоры диаметром 2-1 (Г6 мм, а вторые - микропоры диаметром от 2-10-6 до 6-1 (Г6 мм. Между двумя предельными структурными типами находятся угли смешанного типа с обгаром 50-75 % (табл. 6.2).

Истинная плотность углей находится в пределах 1,75-2; кажущаяся - 0,4-1,0; насыпная - 0,2-0,6 т/м3. Температура воспламенения активированных углей около 300 “С. В воздушной среде уголь легко воспламеняется при температуре ниже 200 ‘С.

Активированная окись алюминия - у-модификация окиси алюминия - в РФ выпускается двух марок: А-1 (насыпная плотность 400-500 г/л, механическая прочность 95 %) и Л-2 (насыпная плотность 550-750 г/л, механическая прочность 98 %). Этот адсорбент изготовляют в виде цилиндров длиной

На расстоянии 10—15 м от воронки фонтанных труб прекращают спуск и устанавливают масштаб записи.

Для регистрации работы прибора в интервале перфорации устанавливают скорость спуска 0,4—0,5 м/с. Регистрация проводится при спуске прибора. Контроль за измерением скорости осуществляется при работе прибора в исследуемом интервале на данном режиме.

Полученные результаты считаются качественными, если расхождение дебитов, привязанных к фиксированной глубине, не превышает 5%.

Запись диаграмм желательно осуществлять по двум каналам с масштабом глубин 1 : 500 и 1 : 200.

Если по программе работ требуется только выделение работающих интервалов и оценка их дебитов, то замеры достаточно проводить только на одном режиме. Если долевое участие отдельных пропластков в общем дебите на различных режимах изменяется не очень существенно, то с целью сокращения продолжительности испытания низкоиродуктивные скважины можно исследовать только на одном режиме. Принимая долевое участие пропластков в общем дебите скважины на всех режимах работы одинаковым с измеренным, можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления каждого пропластка.

Если в план работы входит определение коэффициентов фильтрационного сопротивления каждого пропластка с изменяющимися долями дебита в общем дебите на различных режимах, то дебитограммы должны быть сняты не менее чем на 5—6 режимах, а также в остановленной скважине.

На вновь вводимых в разработку месторождениях, где нет аномальных давлений, измерение дебита в остановленной скважине не обязательно.

Наличие перетока газа между пластами можно установить и по дсбитограм-мам, полученным на различных режимах без остановки скважины.

На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата более 500 ег.г’/м3 проведению дебитометрии должны предшествовать тарировочные работы для газа с необходимым содержанием конденсата.

VII 1.2.2. Интерпретация дебитограмм, полученных при исследовании дебитомером

На всех дебитограммах, полученных при различных режимах работы скважин, долже[ы быть приведены следующие данные: организация, проводившая измерение, дата исследования, номер скважин, диаметр и глубина спуска фонтанных труб и обсадной колонны, интервалы перфорации, вид перфоратора и плотность отверстий, забой скважины, давление и температура на устье, дебит газа, воды, конденсата, количество механических примесей, время начала и конца измерения, масштабы глубин и дебитов, скорость измерения, степень стабилизации режимов.

Для качественной интерпретации результатов дебитометрии должны быть использованы имеющиеся результаты, полученные другими методами (электрические, радиоактивные, акустические, температурные и др.), тарировочные данные дебитомера и результаты наземных замеров давления, температуры, дебита, ч т. д.

Интерпретация дебитограмм позволяет установить и оценить следующее-

Утечкаи газа через лубрикатор.

Напрзлгние потока газа.

Дебиты отдельных пропластков.

Работающие интервалы.

Межпластовые перетоки газа.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления отдельных пропластков..

Тарировка дебитомера

Для определения поинтервального дебита по результатам измерения профиля скоростей используется связь между частотой вращения f и скоростью потока газа V. Универсальных тарировочных кривых, учитывающих физические-свойства окружающей среды, скорость спуска прибора, температуру, конструктивные особенности турбинки и преобразователя и пригодных для любой скважины, нет. Поэтому тарировка прибора для расшифровки дебнтограмм осуществляется на исследуемой скважине на основании равенства дебитов у башмака фонтанных труб и на поверхности при отсутствии утечки газа через салышковсе устройство или известной ее величине QyT.

Скорость потока у башмака фонтанных труб

0 = 0,52^?,    (VIII.16)

где Q = Qhз -| QyT — дебит газа, измеренный на измерителе критического или докритического истечения, и утечка через сальниковое устройство, тыс. м3/сут; р, Т — давление (в кгс/см2) и температура (в К) в рассматриваемом сечении соответственно; г — коэффициент сверхсжимаемссти газа при р и Г; D — диаметр сечения, в котором измеряется скорость.

Связь между частотой вращения и скоростью потока для дсбитомеров типа Метан» можно выразить формулой

» = а/.    (VIII. 17)

Опытным путем установлено, что влияние температуры от 0 до 70 ЭС, давления от 0 до 250 кгс/см2 и состава газа на связь между скоростью потока и частотой вращения турбинкн находится в пределах инструментальной погрешности дебито-мера и не превышает ±5%. Поэтому для дебитомера типа «Метан» связь скорости потока с частотой вращения можно выразить при изменении скоростей: от 0,1 до 3 м/с

vx =0,25/;    (VIII.18)

от 0,25 до 10 м'с

и2 = 0,075/.    (VIII. 19)

Дебиты в сечении, соответственно, для первого и второго диапазона изменения скоростей

fpD2

Q1 = 0,48^-’

Q^O.144^1-    (VI11.20)

Из (VIII .20) видно, что между дебитом и частотой вращения турбинки существует линейная связь.

Если газ движется сверху    вниз (обратный поток),    коэффициент    пропорциональности изменяется.    Прибор    при обратном потоке тарируется    при    подъеме де

битомера с последовательно увеличивающимися скоростями с шагом 0,15 —

0,2 м/с. По счетчику каротажного кабеля определяется скорость подъема vn, а по прибору дискретного счетчика на наземной панели —частота вращения /. Графическая зависимость скорости потока ип от частоты вращения f позволяет определить коэффициент пропорциональности обратного потока а-

Определение утечки газа в сальнике лубрикатора

Утечка газа QyT через сальниковое устройство зависит от его герметичности, т. е. от зазора между каротажным кабелем и уплотн яющим элементом, а также от устьевого давления, свойств газа и др.

При незначительных изменениях устьевого давления на различных режимах работы скважины утечка практически постоянна для всех режимов. Если на различных режимах устьевое давление изменяется существенно, то QyT будет также меняться значительно.

При исследовании выеокодебитных скважин с дебитами 0,2—2,0 млн. м3/сут утечка, как правило, составляет единицы процентов и ею можно пренебречь. Если исследуется низкодебитная скважина, особенно с максимальным дебитом до

Рис. 4.9. Зависимость Ар2 от О, полученная при исследовании скв. 1781 Уренгойского месторождения, прн а = 0,104, в = 0

0    200    400    600    800    1000    Q

Рис. 4.10. Зависимости Др2/0 от О {кривая /) и |Др2~ с)/О от О (прямая 1\ по результатам исследования скв. 1781 Уренгойского месторождения при

а = 0,1, в = 0, с = 21

Кривая отсекает на оси ординат отрезок с (см. рис. 4.9). Начальное дополнительное сопротивление с0 = 11ЛЬ3 - 5^. Измерив на графике его значение, можно определить поправку на пусковую депрессию

5Я = Р,,,-^pL-Co-    (4.63)

По найденному значению t>3 из формулы (4.63) определяем 83 и далее по формуле (4.62'} находим с для каждого режима. Представив результаты исследований в координатах (PL ” Р'ъ ~ с) / О от Q, получим горизонтальную прямую, по которой определяем а (рис. 4.10, кривая 2). Если разница в значениях с для первой и последней точек невелика (10%), можно принять с = с0 постоянным для всех точек.

При наличии жидкости также и в призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление будет складываться из двух величин. Тогда пусковую депрессию 83 можно оценить по количеству жидкости в скважине и с учетом сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил:

= P*hg + ф,    (4.64)

где рж — плотность жидкости (воды или конденсата); h — высота столба    жидкости в стволе остановленной    скважины,

если бы    жидкость    не    проникала в пласт    при    остановке; д —

ускорение свободного падения; ф — дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода в призабойной зоне пласта.

В первом приближении ф (в МПа) можно оценить следующим образом:

Ф = 0,005/Л,    (4.65)

где к — проницаемость, мкм2.

Коэффициент с0 при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству равен коэффициенту ф, при этом ф = 53. Величину с в формуле (4.62) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС).

Максимальную высоту столба жидкости h, способную оставаться в трубах в зависимости от дебита газа, приближенно определяют по формуле

- + 1

1,12.10 bpD2

где L — глубина скважин; Q — дебит газа; Г — средняя температура в стволе; z — коэффициент сверхсжимаемости для р и Г; р — среднее абсолютное давление в стволе скважины; D — диаметр труб.

При работе скважины, когда О > QKp (рис. 4.11),

4-25 мм и диаметром 4-6 мм или шариков того же диаметра.

Синтетические цеолиты (молекулярные сита). Это адсорбенты, размеры пор которых соизмеримы с размерами молекул. Наиболее широкое распространение получили синтетические молекулярные сита, полученные на основе щелочноземельных алюмосиликатов. За счет катионного обмена обеспечиваются однородные размеры пор в адсорбенте. Эти свойства обеспечивают так называемое "молекулярное просеивание” отдельных молекул. Сильнее всего из смеси адсорбируются компоненты, обладающие наибольшим дипольным моментом.

Синтетические цеолиты - самый дорогой адсорбент. Они обеспечивают очень низкую точку росы при высокой адсорбционной способности, прочны при контакте с капельной влагой. Эксплуатационные расходы при их использовании наиболее низкие.

Очень важным показателем, влияющим на адсорбционную способность большинства адсорбентов, является относительное насыщение осушаемого газа. Чем выше влажность газа, тем выше поглотительная способность адсорбентов. Но цеолит составляет исключение и практически имеет постоянную адсорбционную способность при любой относительной влажности газа. Благодаря этому цеолиты проявляют высокую активность при низких парциальных давлениях паров воды; следовательно, эти адсорбенты могут применяться для осушки газов с низким содержанием воды. Кроме того, молекулярные сита сохраняют высокую активность в широком интервале температур.

Скорость адсорбции на цеолитах велика, что обусловливает малую длину рабочей зоны слоя сорбента, поэтому цеолиты способны работать при более высоких скоростях газа (до 0,3 м/с) без заметного изменения динамической активности и качества обработки газа.

Если наряду с осушкой газа ставится задача извлечения из него тяжелых углеводородов (С5+), можно рекомендовать цеолит NaX. Этот адсорбент обладает высокой активностью по воде и углеводородам, причем в течение цикла адсорбции обеспечивает стабильную глубину осушки. Цеолит NaX устойчиво работает при изменениях исходной влажности и скорости потока газа, что немаловажно в промышленных условиях, когда возможны колебания производительности установки по газу.

NaX инертен к действию капельной влаги в исходном газе и при регенерации его в процессе нагрева, испарения влаги и ее конденсации при контакте с холодными (еще не нагретыми) слоями сорбента.

Цеолит NaX более устойчив к воздействию низких температур, чем силикагель. Опыт эксплуатации адсорбентов в северных условиях (Мессояха, Медвежье), а также научные исследования показывают, что при многократных воздействиях низких температур силикагель растрескивается: обводненный силикагель разрушается на 15-20 %, а регенерированный - на

5-7 %; цеолит же в этих условиях визуально не изменяется и не снижает своих свойств (емкости, прочности и т.д.).

Адсорбент NaX требует более высокой температуры регенерации, При этом происходит более глубокая десорбция тяжелых углеводородов. Однако следует отметить, что нагрев слоя выше 320-350 ’С может вызвать закоксовывание пор цеолита и привести к снижению его активности. Суммарную активность цеолита NaX по воде и другим компонентам к концу эксплуатационного периода можно принять равной 9 % (масс.).

Высокая механическая прочность адсорбента NaX позволяет эксплуатировать колонны при минимальном перепаде давления, близком к его расчетному значению.

Основные показатели адсорбента NaX.

Кажущаяся плотность, кг/м1 1080-1160 Насыпная платность, кг/м3    680-740

Срок службы цеолита NaX можно принять равным 2,5-3 годам.

Молекулярные сита NaX изготавливаются Ишимбаевским и Салаватским нефтехимическими заводами.

При использовании в качестве адсорбента цеолита NaX температура регенерации (нагрев адсорбента) составляет 320 ‘С. Благодаря этому в будущем при необходимости перехода на другие адсорбенты не потребуется реконструкция систем регенерации, так как будут необходимы более низкие температуры нагрева.

Если ставится задача только осушки газа, то целесообразно применять цеолит NaA. Основные показатели этого адсорбента близки к значениям, приведенным выше для цеолита NaX. Основное отличие цеолита NaA от NaX состоит в том, что он поглощает компоненты промышленных газов, критический размер молекул которых не превышает 0,4 нм, т.е. не сорбирует пропан и органические соединения с числом атомов углерода более 3.

Адсорбенты инофирм. Наиболее распространенными вида-

100 тыс. м*/сут, то для правильной интерпретации результатов измерения и обработки полученных данных утечка газа через лубрикатор должна быть учтена.

Утечка определяется по дебитомеру. В закрытой скважине, когда устьевое давление достигает своего максимума, имеет место максимальная утечка газа Qvt max- Максимальная утечка определяется по измеренной частоте вращения турбинки по формулам (VIII.18), (VIII. 19). Допуская линейную связь между утечкой и устьевым давлением, строят графическую зависимость для двух значении ру и QyT: при ру = 0 утечка также равна нулю (фут = 0) и при рутах (в остановленной скважине) утечка газа также равна максимуму (QyT шах)-1 Прямая, проведенная через точку ру тах и QyT шах и начало координат у ='0), QyT = = 0), позволяет оценить утечку при любом устьевом давлении.

Определение направления потока газа

На многопластовых месторождениях, вскрытых единым фильтром, в зависимости от их неоднородности, расположения и степени истощения в остановленной скважине и на некоторых режимах ее работы, когда давление вышележащего пласта больше забойного давления на данном режиме, поток газа может быть направлен сверху вниз. Конструкция дебитомеров не позволяет определить направление потока газа. Поэтому при измерении и интерпретации результатов дебитометрии должно быть определено направление потока.

Как правило, скорость потока газа измеряется при спуске прибора. Поэтому измеряемая скорость потока завышена на величину, равную скорости спуска прибора

Риз = »Г + *'сп.    (VIII.21)

где Сиз — измеряемая скорость потока, м/с; иг — скорость потока газа, м/с; Осп — скорость спуска прибора, м/с.

Если поток движется сверху вниз, то измеряемая прибором скорость будет определяться из выражения

Риз =vr t'cn.    (VI11.22)

Условие, аналогичное (VIII.21), следует получить при направлении потока сверху вниз    путем    замера    скорости потока при    подъеме    дебитомера.

Для    определения    направления потока при    исследовании    дебитомером необ

ходимо периодически останавливать прибор. Тогда при его спуске:

1)    увеличение показаний регистратора при остановке прибора будет свидетельствовать о потоке, движущемся вниз;

2)    уменьшение показаний регистратора при остановке прибора — о направлении потока снизу вверх;

3)    нулевой уровень показаний регистратора при остановке прибора показывает на отсутствие потока газа в данном интервале.

При подъеме прибора и периодической его остановке:

1)    увеличение показаний регистратора будет свидетельствовать о направлении потока снизу вверх;

2)    уменьшение показаний регистратора — на направление потока сверху вниз.

Контрольные измерения для определения направления потока следует проводить в интервалах между газоотдающими пропластками.

Определение дебитов работающих интервалов

Обработка диаграмм начинается с дсбитограммы, снятой на максимальном дебите. Работающий интервал на диаграмме характеризуется возрастанием частоты вращения турбинки. После прохождения работающего интервала скорость вращения турбинки стабилизируется (рис. VIII.7).

оощ focFoo


hPi


где Т(, pi, Zi — соответственно средняя температура, давление н коэффициент сверхсжимаемости газа для интервала, в котором определяется Qi нн'. Т0с, р0б. 2об— соответственно температура, давление и коэффициент сверхсжи-м а е мост и в сечении, где происходит общий дебит <?общ; Fk, F„, Fo6площади сечения соответственно у кровли и подошвы t'-ro интервала и сечения, через которое проходит

общий дебит; /к, /п, /0q — частоты вращения турбинки соответственно у кровли и подошвы t-ro интервала и в сечении, где проходит общий дебит.

Как правило, показания /<*} и параметры Г0б, z06. Ров, F0q берутся у башмака фонтанных труб, если скважина эксплуатируется через затрубное пространство.

Для месторождений с газонасыщенной мощностью до 100 м Т{, zit рср i и Т’об» 2сб. Роб можно принять одинаковыми. Если при этом скважина обсажена трубами и эксплуатируется через затрубное пространство, то FK, Fn и F06 также одинаковы. Поэтому дебит из i-ro интервала в таких скважинах следует определить по формуле


где фобщ — общий дебит скважины, определяемый либо по формуле (VIII.20) при известном коэффициенте пропорциональности для используемой турбинки, либо по данным замера дебита на поверхности по дифманометру или ДИКТу с учетом утечки газа через сальниковое устройство, тыс. м*/сут; F(, F^ — соответственно площади сечения, через которые проходят дебиты Q/ и Q0& ft, /об — частота вращения турбинки в соответствующих

сечениях, Гц.    tf.H    Ь    8    12    16    f,    Гц

В обсаженных скважинах, как правило, Г0б = Ft и поэтому дебит в t-м сечении определяется по <[юр муле

Qi — Фобщ ^ ^ *

Дсбнт из отдельных газоотдающих интервалов определяется по

формуле


п    Т об?q(S Pep I vy

Чо0‘" Т,г, Рой Х


UrKfnF п

/об^об


Qi — Qoo


Рис. VIII.7. Характерный вид дебитограммы, снятой в неоднородном пласте.


Qi


«и


, (VIII.24)


X


/—IV — газоотдающие интервалы


Qi нн — Q061

fn /об


(VI11.25)


Пример. Определить дебит скважины в i-м сечении при ее работе с дебитом 420 тыс. м*/сут и частотами вращения f- — 10 и /0g = 13.8 Гц.

= 304 тыс. м5/сут.

10

ТзХ


Qi ни — 420


Рис. 4.11. Индикаторная кривая (зависимость Ар2 от О) при наличии жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1611 Уренгойского месторождения:

1 - при О < 0кр; 2 - О > 0кр

й т    300    $60    ?00    900    QQ

Рис. 4.12. Результаты обработки исследования ска. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:

1, ! - Ap2/Q от О; 2, II — (Ар‘~ с)/0 от О при О 5 0кр; 3, III — {Ар2— с)/0 от О при Q > 0кр1 4, IV[Ар2— с)/О от О при Ок? = 298

Обрабатывая в координатах (p^ - p'2 - с)/О от О , определяем значение Ь как тангенс угла наклона прямой к оси О в интервале дебитов О > Окр т.е. формулу (4.67) приводим к виду (рис. 4.12)

= a- bQKn + ЬО.    (4.68)

О

Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродинамических исследований.

При исследовании скважин на забое, в призабойной зоне которых отмечается присутствие жидкости и твердых частиц, может происходить очищение призабойной зоны в процессе испытаний. При этом критический дебит Q растет, а коэффициенты а и b уменьшаются, индикаторная кривая будет выпуклой к оси ординат. Для определения Окр и коэффициентов а и Ь необходимо дополнительно провести испытание в обратном порядке, т.е. от больших дебитов к меньшим.

Есл№ порода или жидкость скапливается на забое в процессе испытания и ее количество увеличивается с ростом дебитов, коэффициенты а и Ь также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и

Ь. Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

При определенных гидродинамических условиях газовые скважины с жидкостью на забое могут эксплуатироваться, когда одна часть жидкости выносится с забоя, а другая часть одновременно уходит в пласт при работе скважин, что в свою очередь может влиять на дальнейшее конусообразова-ние.

Если в пористой среде имеется жидкость, то при фильтрации газа коэффициенты а и b зависят от ее количества и будуг переменными, а естественная акустическая интенсивность аэродинамического шума резко возрастает (на порядок)1 при проведении исследований по сравнению с потоком сухого газа. При совместном течении газа и жидкости фильт-

‘Указанное обстоятельство также может способствовать более быстрому подтягиванию языков и конусов воды по отдельным пропласткам.

П римсчание. Равновесная влагоемкость (% масс.) при влагосодержании воздуха: снликагеля мелкопорисгого фирмы “Девисон" - 6,5; крупнопористого - 1,7; снликагеля фирмы "Кали-Хеми" - 6,5; то же при влагосодержании воздуха 80 % соответственно 39; 17; 37; то жр при влагосодержании 100 %: силикагеля мелкоиористого фирмы "Девисон" - 43, крупнопористого - 93,5; молекулярных сит - 21,7.

0,1 %0 10 100 Парциальное давление 8оды, мм рт. ст.

ми адсорбентов в США являются сита со структурами А и X. Они обладают высокой степенью адсорбции, высокой емкостью, не раскалываются при температурах до 540 *С и не растрескиваются при контакте с водой.

В табл. б.З даны основные типы молекулярных сит в зависимости от размеров пор. Наиболее широко применяют сорбент 4А. Его активность в отношении воды в два раза выше, чем у силикагеля и активированного алюминия. Кривые, характеризующие осушающую и регенерационную способность молекулярных сит 4А, приведены на рис. 6.1.

Для осушки газа и очистки его от кислых компонентов применяют также молекулярные сита 13Х. Результаты экспериментальных исследований по определению суммарной адсорбционной способности молекулярных сит по воде и кислым компонентам приведены в табл. 6.4 (при давлении адсорбции 6,0~6,4 МПа и десорбции 5,8-6,0 МПа). Степень очистки газа от кислых компонентов составила 99,5 %. Наименьшую точку росы газа получали при использовании цеолита NaA [7].

Таб л и ца 6.4

Суммарная адсорбционная способность цеолитов [7]

Марка

моле

куляр

ных

сит

Температура, 'С

Рабочая адсорбционная емкость по Н,0+ +Нр+ *Щ,% (масс.)

Степень извлечения H,S, %

(объем.)

Точка росы осушенного газа,

¦с

8ла-

госо-

дер

жа

кис,

г/м1

Степень десорбции, %, при давлении, МПа

ад

сорб

ция

десорб

ция

60

0,1

NaA

10-20

330-350

3,0

99,8-99,9

0,00854

-62

90,0

95,0

NaAc

12-20

330-350

2,5

99,8-99,9

0,011

-60

92,0

96,0

СаА

10-18

330-350

8,5

99,9

0,05

-48

90,0

96,0

СаАс

12-22

330-350

6,5

99,9

0,05

-48

90,0

95,0

MgAc

10-20

330-350

8,5

99,8

0,04

-50

92,0

96,0

Тауз

15-20

330-350

0,8

99,5

0,23

-34

96,0

98,0

В практике разработки газовых месторождений н ПХГ выделение работающих интервалов дебитомером имеет такое же существенное значение, как и определение дебитов этих интервалов. Устьевые замеры общего дебита и равномерное

Н, м

Промыслобо-

геошазические

исследования

А 2,25 М 0,25 N

Газотермодинамические исследования

Термометрия Ь9 51 53 55 57 53 сС

Дебитометрия 0 200 гпыс.мУсут

Шумометрия 100 102 105 100 ЗБ

1850

ОЧУОм-м Г ЮнЪ

do

> bffc.H

hit iiili

[

\

Ч

t *

-

1900

Ж'

,

N

L \

2

jfe=-

1950

а 1

\\

2000

Й '

\ \

Рнс. VIII.8. Определение границ работающих интервалов скважины.

Рис. VIII.9. Дебитограммы, снятые в скв. 99 месторождения Газли.

I — 1V— пропластки; 1—4 — соответственно при дебитах 0, 75, 200,    650    тыс.    м3/сут

распределение его по всей газоносной мощности приводит к неправильному определению параметров пласта и ошибочному прогнозу добычи газа, истощения залежи и внедрения краевых и подошвенных вод.

Работающие интервалы выделяют дебитомстрией. термометрией и шумоме-трией. Последняя не получила широкого внедрения, хотя разрешающая способность шумомера весьма высока.

Работающие интервалы, не перекрытые фонтанными трубами, выделяются дебитометрией с большей точностью, чем термометрией. Однако абсолютная величина точности выделения газоотдающих интервалов дебитомером. кроме его конструктивных особенностей, зависит еще и от степени неоднородности разреза и пойнтер вал ьно го и общего дебитов. При больших депрессиях (дебитах) границы газоотдающих иптервалов выделяют увереннее. В более истощенных месторождениях в зависимости от пластового давления отдельных пластов и режима работы скважины, т. е. забойного давления на этих режимах, работающие интервалы надо выделять тщательнее. По результатам исследований, проведенных дебитомером типа «Метан» па скважинах различных месторождений СССР, установлено, что точность выделения нижних границ работающих интервалов составляет ±0,5—1 м, а верхних границ — ±1—2 м.

Границы газоотдающих интервалов показаны на рис. VIII.8. В приведенном на рис. VIII.9 случае при неточности выделения в 3 мм погрешность составляет I м. Если интервал представлен часто чередующимися пропластками мощностью до 1 м, то выделение каждого из них затруднительно и такие пласты выделяются как единое целое. При этом продуктивность интервала и вероятность его работы оцениваются по коэффициентам газонасыщенности и пористости.

Оценка межпластовых перетоков

Пласты многоплановых месторождений с различными фильтрационно-емкостными свойствами, вскрытые единым фильтром, при отсутствии площадной гидродинамической связи между ними истощаются неравномерно. Пласты с хорошими коллекторскими свойствами истощаются быстрее, что приводит к более интенсивному снижению пластового давления и межпластовым перетокам.

В начале разработки многопластовых залежей пластовые давления отдельных пропластков при одинаковом составе газа во всех пластах отличаются только глубиной их залегания, что при отсчете от верхнего продуктивного пласта выражается формулой

Р*пл>Р1е5‘\    (VIII    .26)

где Pi — пластовое давление самого верхнего пласта, кгс/см2; S ,= = 0,03415рЛ^/гср (Тср х-; р — относительная плотность газа; — расчетная глубина i-ro пласта, м; 2cpi — коэффициент сверхсжимаемости i-ro пласта при Тср и Рср'. Т’ср—температура, К.

' В процессе разработки неоднородного по разрезу многопластового месторождения, вскрытого единым фильтром, возможны три вариапта.

?

I. Pipie 1, т. е. в остановленной и работающей скважине, пока Pi> р3>

S

> pj-e *, происходит переток из нижнего пласта в верхний, что возможно при полном отсутствии или очень слабой гидродинамической связи между пластами, когда коллекторские свойства нижнего пласта более низкие, чем верхнего; если нижний пласт имеет аномально высокое давление; когда нижний пласт позже приобщен к верхнему и т. д. Дебитограмма, снятая в скважине месторождения Газли, показывает переток в и итервал//из нижнего интервала IV. Как правило, наличие перетока наиболее четко выражено на дебитограммах, снятых в остановленной скважине при QyCr = О (см- Рис- VIII.9, кривая 1). Кривая 2, снятая при фуст = = 75 тыс. м3/сут, также показывает наличие перетоков, но по сравнению с кривой 1 количество перетекающего газа ~ на 25% меньше, что связано с пластовым давлением интервала //и разностью забойных давлений в остановленной и работающей с дебитом QyCT = 75 тыс. м*/сут скважине. На третьем режиме при QyCT = = 200 тыс. vrVcyT вследствие равенства давлений в интервале //и забойного, т. е. Рпл п = перетока нет, и дебит на устье соответствует дебиту нижнего IV интервала.

рация газа и жидкости может подчиняться различным законам.

При сопоставлении результатов исследований, проводимых в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое, при изменении параметров иризабойной зоны по мере эксплуатации скважины.

Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.

В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле (4.6) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Др^,, соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита QKpl. При этом суммарный критический дебит будет соответствовать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов 0кр1 и дебитов меньше критических, в других пластах которым соответствует этот минимальный критический перепад давления Дplp]. При О > Окр1 суммарная индикаторная кривая будет отражать условия, когда в одном из пластов фильтрация подчиняется трехчленному закону, а в других — закону Дарси. В последующем с ростом депрессий последовательно наступает Окр в каждом из других пластов. Только после достижения QKV в каждом из пластов во всех пластах будет отмечаться фильтрация согласно (4.16). Суммарная индикаторная кривая соответствует прямой до QKpl в одном из пластов и Др^р], за исключением этого начального прямолинейного участка, которая подчиняется (4,6), Суммарная индикаторная кривая при дальнейшем увеличении дебита может не подчиняться формуле (4.16).

Для определения параметров каждого из пластов необходимо применять глубинные акустические приборы и дебито-метрию скважин, в результате которой наряду с суммарным определяется дебит газа из каждого пласта и фиксируется начало нарушения закона Дарск в каждом из пластов.

4.2.7. ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ И ДЕБИТОВ ГАЗА

При эксплуатации и исследовании скважин в процессе продувок газа, а также при эксплуатации скважин, не оборудованных газовыми счетчиками, встречаются затруднения с определением забойных давлений и дебитов газа по сравнению с обычным определением по измерителю расхода.

Рассмотрим методику приближенных расчетов забойных давлений и дебитов газа для случаев, наиболее часто встречав* мых на практике, и в том числе при работе нескольких скважин в один шлейф, исследовании скважин в газопровод с одновременной подачей газа по затрубному пространству и НКТ и др. Для получения желаемой точности предварительно по каждой скважине необходимо определить истинные значения коэффициентов сопротивления X, включая значения местных сопротивлений установленного в скважине подземного оборудования (клапанов и др.). С этой целью скважину исследуют на разных режимах с применением глубинных приборов для построения зависимостей А. от Re для каждой скважины с учетом жидкости на забое и в струе газа. В коэффициенты сопротивления при наличии местных сопротивлений вводятся поправки, которые предварительно находятся экспериментальным путем в промысловых условиях моделирующих работу скважин.

1. Когда имеются давления на головке и затрубном пространстве, оценка дебита газа при эксплуатации по НКТ может быть произведена по формуле

(4.69)

где s„ — относится к затрубному пространству; sr — к фонтанным трубам. В этом случае забойное давление вычисляется по барометрической формуле.

Если скважина эксплуатируется по затрубному пространству, то в формуле (4.69) величина 0 берется соответственно

"2-    7    2S

для затрубного пространства и р'е s и рзте меняются ме-

стами.

2. При работе скважины совместно по НКТ и затрубному пространству, а также при известном суммарном дебите газа

Определение свойств адсорбента. Важнейшей характеристикой процесса адсорбции является поглотительная способность цеолита по парам воды. Поэтому при эксплуатации адсорберов необходим периодический контроль качества загруженного адсорбента. Этот контроль состоит в определении фракционного состава (ситовый анализ) и влагоемкости адсорбента. Влагоемкость рекомендуется определять по ГОСТ 3956-76 (п. 4.8) при различных относительных влажностях газа в динамических или статических условиях (эксикаторным способом).

6.2. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

При проектировании установок адсорбционной обработки газа основной задачей является определение размеров адсорбера, высоты слоя адсорбента, времени циклов процесса и т.д. Ниже приводится последовательность расчета этих и других параметров процесса адсорбционной осушки газа.

Определение расхода газа. При заданных значениях внутреннего диаметра адсорбера и скорости газа в его свободном сечении расход газа определяют по формуле

ql = 0,785d>p, м3

(6.1)


где dtH - внутренний диаметр колонны, м; wp - скорость газа в рабочих условиях, м/с; q* - расход газа в рабочих условиях, м3/с.

Расход газа в пересчете на нормальные условия (давление атмосферное, t = 20 *С) рассчитывают по уравнению

(6.2)

где р? - рабочее давление в адсорбере, МПа; рн - атмосферное давление, ря = 0,0981 МПа; 2И - коэффициент сжимаемости газа при нормальных условиях; г? - коэффициент сжимаемости газа в рабочих условиях; Тр - температура процесса, К.

Часовая пропускная способность адсорбера в нормальных условиях (тыс. мэ/ч)

При заданном значении часового расхода газа через адсорбер значение q* можно определить по формуле

Р = С>Н    (6.4)

4    3600 Ррг»

Определение диаметра адсорбера. При известном значении ql внутренний диаметр адсорбера рассчитывают по формуле

м.    (6.5)

0,785 tt’p

Определение скорости газа в свободном сечении адсорбера. При известных dBh и ql скорость газа в свободном сечении адсорбера

гЦ-=    (6.6)

0,785d;n    3600ррг    0,785dB2H

Средняя допустимая скорость газа при температуре 25-30 *С в зависимости от давления для силикагеля с размером гранул 4-8 мм приведена ниже.

ds

где Gn - количество компонентов, поглощенных из газа за время цикла сорбции, т; dg - динамическая активность адсорбента, доли ед.

Gn = 2p,V0, т,    (6.8)

где д{ - количество поглощенных компонентов,    г/ма;    V0    - объем газа, прошедший    через    адсорбер    за    время    цикла    сорбции,

млн. м3 (в нормальных условиях).

Объем адсорбента

К = 3ц м3,    (6.9)

Рн

где рн - насыпная плотность адсорбента, т/м3.

На четвертом режиме в силу рпл ц > р3 перетока нет и работают все пласты. Схематично профиль притока газа при Qycr = 0 и QycT = 650 тыс. м*/сут показан на этом же рис. VIII.9.

5 -

II. Pi < р/е *, т. е. в остановленной и работающей скважине на режимах до PiРз < происходит переток из верхнего пласта в нижний, что возможно

Рис. VIII. 10. Профиль притока, снятый п скв. 174 Шебслинекого месторождения при наличии перетока газа из вышележащего горизонта в нижележащий

при условиях, полностью противоположных изложенным в п. I. Переток газа из вышележащего горизонта в нижележащий показан на рис. VIII.10. Дебитограмма, снятая в скважине Шебелинского месторождения, показывает, что интервал б имеет лучшие коллекторские свойства. При больших дебитах этот интервал дает небольшой приток газа. На режиме Qycx = 290 тыс. ма/сут наблюдается поглощение, что может иметь место при р3pnjl6. Дебитограмма, снятая в остановленной скважине, показывает переток из пласга 5 в пласт 6.

?

III. pi =pjt l, т. e. истощение пластов происходит пропорционально их запасам и пластовые давления отдельных пластов в течение всего периода разработки равны, что свидетельствует о хорошей гидродинамической связи между пластами. Характерный вид дебитограммы при этом показан на рис. VIII.7.

Приведенные дебитограммы при различных сочетаниях пластовых давлений для мпогопластовых месторождений указывают на необходимость проведения дебитометрии в газовых скважинах для контроля за разработкой газовых месторождений.

Определение параметров пласта по разрезу

Обработка результатов исследования скважин, вскрывших неоднородные-пласты единым фильтром, при стационарных режимах фильтрации по устьевым-замерам приводит к осреднению по разрезу полученных коэффициентов фильтрационного сопротивления, исключая этим возможность правильного прогнозирования поведения отдельных пропластков многопластовых залежей.

Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления газогидродинамическими методами по устьевым замерам при различных пластовых давлениях и параметрах отдельных пластов не представляется возможным. Поэтому в настоящее время дебитометрия — практически единственный метод, позволяющий с точностью до 10% определить коэффициенты фильтрационного сопротивления каждого пласта.

Результаты исследования при стационарных режимах (а в некоторых случаях и нестационарных) фильтрации для определения параметров отдельных пропластков обрабатываются в следующей последовательности.

Снимается дебитограмма не менее чем на 5—6 режимах с одновременным замером общего дебита на устье.

Измеряется или рассчитывается по устьевым замерам забойное давление на всех режимах. При сравнительно небольшом этаже газоносности и отсутствии пластов с аномальными пластовыми давлениями р3 всех пропластков можно принять одинаковым. В общем, для каждого пропластка р3 должно быть рассчитано на середину его мощности.

Из дебитограмм выделяются работающие интервалы и определяется мощность каждого интервала /г,-.

Из дебитограммы для каждого режима определяются дебиты этих интервалов Qi ин согласно формуле (VIII.24).

Обрабатываются результаты исследования с дебитомером при стационарных режимах фильтрации.

Для каждого пропластка используют формулу

pL < - p\t, = °fiu + Ь,%.    (VIII .27)

где i — индекс газоотдающего интервала; ait bi — коэффициенты фильтрационного сопротивления i-ro пласта; / — индекс режима, изменяется от 1 до 5—6 и одинаков для всех пропластков; рпл i — пластовое давление i-го пласта; р3ц — забойное давление i-то пласта на у'-м режиме.

Если пластовые давления отдельных пластов сильно отличаются, то возможно, что при общем числе режимов / = 5—6 для пластов с низким пластовым давлением число режимов окажется меньшим. Поэтому при составлении программы исследования дебитомером необходимо выбрать такие режимы и в таком количестве, чтобы при обработке результатов исследования для каждого пласта обеспечивалось бы не менее 5—6 режимов.

По полученным данным строятся зависимости Ар2 и Лp2/Q[ от Qt- по отдельным пропласткам, а также по общему устьевому замеру и определяются коэффициенты фильтрационного сопротивления a,-, bit Л0б, В0

Если при обработке часть индикаторных кривых не проходит через начало координат, то такие индикаторные кривые должны быть обработаны с внесением поправки.

Если пластовые давления отдельных пропластков неизвестны, то, исходя из известных забойных давлений и дебитов пропластков, индикаторные кривые следует обработать по методике с неизвестным пластовым давлением согласно

Q дли определения забойного давления вначале находим дебит х'аза по затрубному пространству из формулы

2

,. ь,

е,/


+ Р,те ~Рге

О - Ю1 -


О = -!-^---:-,    (4.70|

,

где О — суммарный дебит газа; О, и 031 ~ дебит соответственно по фонтанным трубам и по затрубному пространству; 0Г и 0ir — соответственно дебит по НКТ и затрубному пространству.

Дебит газа по НКТ Or = Q — 0ЗТ. По найденному дебиту или От забойное давление

Рз ^ \'р?еч + ОгО; = yple2^ + B3,Q;T.

Когда p.JT = рг, т.е. работает в один шлейф, формула (4.70) упрощается и имеет вид

Оп “--г0(4.71)

i?L±L.

^ ?>? ^Эг

Этот метод можно применять для определения забойного давления при исследовании скважин в газопровод, когда с целью получения более широкого диапазона измерения дебитов допускается одновременная эксплуатация по фонтанным трубам и затрубному пространству. При этом заметим, что забойное давление определяется по одному из дебитов Ог или Os, согласно формуле (4.75). Индикаторная кривая, характеризующая уравнение притока, определяется по суммарному дебиту.

3. При эксплуатации скважины по НКТ, если имеются результаты проведенных ранее исследований, забойное давление определяется по затрубному давлению по барометрической формуле. Дебит газа в пределах изменения О < Ок для данного рэт

О = (Рпл-~-Рл-.    (4.72)

При разобщении затрубного пространства пакером дебит газа по известному давлению на головке рт

Исходя из (4.72) и (4.73) строятся кривые Q от рэт и рг для интервала дебитов Q < Окр. При известном значении Окр методом итераций находят дебит газа по формулам

8,0' = 0«-Ь0,г0- Окр1п . (4.74)

к    ^КП    /


\



кр J


При эксплуатации скважины как но НКТ, так и по за-трубному пространству строятся соответствующие графики Рг и Рзт от О.

При одновременной эксплуатации скважины по НКТ и за-трубному пространству дебит газа О, может быть найден по графику Q от рг и 031. — соответственно из графика О от p.iT. Значение суммарного дебита определяется как сумма О =

О + 0„.

В последующем забойное давление определяется по барометрической формуле или по формуле вида

или

Рз = о


(4.75)

Следует отметить, что точность определения дебитов и забойного давления по приведенным выше формулам будет зависеть от того, насколько рпл, определенное по результатам предыдущих исследований, соответствует данным условиям, при которых осуществляется эксплуатация. Ошибка в определении дебита будет увеличиваться по мере снижения р11Л за период исследования и снятия показаний давлений р, и рзт.

Для более точной оценки О и рэ в последние формулы необходимо подставить пластовое давление, соответствующее времени определения Q, которое может быть приближенно

Я = Уа- , м.    (6.10)

а 785

Определение объемов газов регенерации и охлаждения.

Количество газа регенерации определяют из расчета полной десорбции поглощенных компонентов. Для этого системе необходимо сообщить определенное количество теплоты, которое затрачивается на нагрев адсорбера, самого адсорбента (с изоляцией) и на нагрев и испарение поглощенных компонентов. Количество теплоты на нагрев системы QH определяется по уравнению

О„ = О. + 02,    (6.11)

где Q, - расход теплоты на нагрев базовой части (адсорбера, адсорбента и материала изоляции) системы; Q2 ~ то же на нагрев десорбированных компонентов.

Q\ =    + 9*ся + 0ас,Х*1 ~    (6.12)

где <?к, да, да - масса колонны, изоляционного материала и адсорбента соответственно, кг; с„, с„, сн - удельная теплоемкость материала колонны, изоляционного материала и адсорбента соответственно, ккал/(кг’С); t, и t2 - начальная и конечная температура системы, *С.

Q2 = ?.g{ciAt,    (6.13)

где д{ - количество поглощенных компонентов, кг/цикл;

с, - удельные теплоемкости поглощенных компонентов, ккал/(кг-“С).

Количество теплоты, необходимое для охлаждения системы после цикла регенерации, также определяется по уравнению (6.12), т.е. численно равно значению Qj.

Процессы регенерации и охлаждения адсорбента являются динамическими. Эти процессы протекают не изотермически: при постоянной температуре входящего газа температуры по высоте адсорбента и выходящего потока изменяются и лишь в конце процессов их значения стабилизируются.

При расчетах теплоемкость адсорбента и материала адсорбера принимается 0,22 и 0,11 ккал/(кг-‘С) соответственно. При отсутствии данных о характере теплоизоляционного материала при тепловых расчетах расход теплоты, связанный с нагревом и охлаждением, может приниматься экспертно.

Расход теплоты на испарение поглощенных компонентов определяется по уравнению где д, - количество десорбируемых компонентов, кг/цикл; qc -теплота испарения тех же компонентов, ккал/кг.

Определение тепловой нагрузки лечи. Подогрев газа регенерации осуществляется в печи, тепловая нагрузка которой может определяться по одному из уравнений:

Qn =    - J2), ккал/ч;    (6.15)

Qn = G,rCr(t, - t2), ккал/ч,    (6.16)

где GrJ> - количество газа регенерации, кг/ч; Jt - энтальпия газа регенерации на входе в печь, ккал/(кг *°С); /2 - то же на выходе из печи, ккал/(кг-'С); ^ и t2 температура газа на входе в печь и выходе из нее, 'С; Сг - теплоемкость газа при средней температуре между и t2, ккал/ч; Qa - тепловая нагрузка печи, ккал/ч.

Количество топливного газа, подаваемого в печь,

VTr    кг/ч,    (6.17)

ПЪ.т

где т) - КПД печи, доли ед.; цлл - теплотворная способность топливного газа, ккал/кг.

Определение перепада давления в адсорбере. При прохождении через адсорбер газ преодолевает сопротивление слоя адсорбента, что приводит к потере его давления, значение которого (МПа) определяется по уравнению

Ар =    ,    (6.18)

где f - коэффициент трения; рг - плотность газа, кг/м3; Lcn -высота слоя адсорбента, м; wr ~ скорость газа, отнесенная к всему сечению аппарата, м/с; d3 - эквивалентный диаметр частиц адсорбента, мм; е - пористость адсорбента, %; д - ускорение свободного падения (9,8 м/с).

Коэффициент трения зависит от числа Рейнольдса. Для пористых сред последнее можно рассчитать по уравнению

=    (6.19)

W

где ji - абсолютная вязкость газа.

Значения коэффициента трения в зависимости от числа Рейнольдса приведены ниже.

Re..............................0,1    1,0    10    100    1000    >1000

f...................................4500    500    50    10    5,3    5,3-5,5

Обработка результатов исследования скважин добитометрией при стационарных режимах фильтрации

| Режим

и

г

о

и

X

со

Q.

II

С-1 «

1 3

С с II

CL

н

>*

й

. 2

Мб

о°2

А р1 ^общ

1 пласт

II пласт

III пласт

IV пласт

*-

о

«а''‘

2

- cJ

м

Cl

<

о7

н

и

п

S

tZ, о С? 2

м

сх.

<

н

и

о

S

—<

о

с? ?

о.

<3

O'

н

и

г

2

> и

о?

N

Cl

<

>

5*

1

99,50

100

223

0,449

29

3,45

39

2,57

60

1,67

95

1,05

2

98,49

300

596

0,500

81

3,70

110

2,73

160

1,88

245

1,23

3

97,47

500

906

0,555

127

3,94

174

2,37

245

2,04

360

1,39

4

96,44

700

1174

0,598

169

4.15

230

3,04

325

2,15

450

1,55

5

95,39

900

1420

0,634

204

4,41

281

3,20

390

2,31

545

1,65

6

94,34

1100

1687

0,653

242

4,55

335

3,29

460

2,39

650

1,69

7

93,27

1300

1900

0,684

277

4,70

380

3,42

520

2,50

723

1,80

Примечание. рШ1 = 100 кгс/см2.

п. IV.2.3 или п. IV.2.4. Далее по известным коэффициентам фильтрационного со-.протнвления, дебитам и забойным давлениям приближенно определяются пласто-шые давления каждого пропластка.

I — по общему устьевому замору; 2—5 — для отдельных пропластков (дебит замерен дебитомером)


Рис. VI1I.1I. Зависимость Др2 от Q.


Из^найденных определяется проводимость каждого пласта, а также по известной из дебитограммы мощности Л; — проницаемости пластов. При этом следует очень внимательно относиться к работающей мощности, так как иногда неудачная перфорация, загрязнение призабойной зоны, наличие пробки и др. могут служить причиной отсутствия притока из хорошо проницаемого газонасыщенного интервала.

*5

*.4

¦

лЗ

п—

1

—X

X---

1

_

100    200    300    т 500    600    700    а^тыс.мЗ/цт

Результаты дебитометрии, проведенной перед остановкой скважины для вое?-становления давления, должны быть использованы и прн обработке кривых восстановления давления.

Ар:

5,4


ЗА

2,С 1.0


I-1-1_I_L- I_I    !    1

200    400    600    S00 WOO 1200    МО    Цобтып.м3/супг

Рис. VIII. 12.    Зависимость    Ap2/Q от Q.

1 — го общему устьевому замеру; 2—5 — для отдельных пропластков (дебит замерен дебитомером)

Пример обработки индикаторной кривой по данным дебитометрии и замерок давления и температуры приведен в табл. VIII.1 и показан на рис. VIII.II,

VIII.12. Порядок расчета забойных давлений и дебитов по устьевым замерам изложен в главах III, VI.

VIII.3. ТЕРМОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Проведение термометрических исследований и получаемые при этом данные-

о распределении температуры по стволу работающей и остановленной скважины позволяют выделить газоотдающие интервалы, оценить дебиты отдельных пропластков, определить условия выделения тяжелых компонентов углеводородов, установить места возможной утечки газа при наличии дефекта в колонне, образования гидратов, выяснить наличие перетоков на различных режимах работы скважины и др.

Термометрия в газовой скважине наравне с дебитометрией получила достаточно широкое применение. Термометрия — практически единственный метод, позволяющий получить весьма надежные результаты по изучению работающих интервалов, перекрытых фонтанными трубами. Надежность и качество получаемых при термометрии результатов зависят от структуры и параметров продуктивного разреза, свойств и состава газа, депрессии на пласт, технической характеристики термометра и конструкции скважины.

Применяемые при промыслово-геофизических исследованиях дистанционные электрические термометры преобразуют изменение измеряемой температуры в изменение частоты переменного напряжения, подаваемого глубинным прибором на поверхность. Частотный признак сигнала, определяющий измеряемую величину, не зависит от изменения коэффициента передачи линии связи и помех в линии.-Датчиком служит термочувствительный элемент, представляющий собой два сопротивления Rt, показанные на электрической схеме (рис. VIII. 13). Эти сопротивления зависят от температуры среды, в которой находится прибор. Основной

вычислено исходя из уравнения для удельных объемов дренажа данной скважины:

p'L = pL(i - о,, / о,,),

где р''л, — пластовое давление t-скважины к моменту определения дебита; р'^,- и — соответственно пластовое давление и запасы газа на дату проведения исследования скважин; Qq, — количество газа, добытое из скважин за период времени, в течение которого пластовое давление снизилось с р'л, по р;;А, ¦

4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Авторами были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, такие как обработка кривых восстановления давления после их остановки, кривых стабилизации после их пуска и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удаленные от нее участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т.д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давле-

ния и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при О > Окр.

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

р23 = а + plgf;    (4.76)

Q 3660^7^102 khT^

шц

где при О0 < Окр

1    2    Г>1

<* ^ РзО + «О = РзО + pig ~Т~ :

*с,.р

при О0 > 0Кр

^ “ РзО ^0 Ь(Окр Оо)'

р.л и рз0 — соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t — время восстановления давления, с; О0 дебит скважины до остановки, м3/с; рат — абсолютное атмосферное давление, МПа; х ~ коэффициент пьезопроводности, м2/с; m — пористость, доли единицы.

Приведенный радиус скважины

яс.пр = Дсе'с,

где с — коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект,

Обрабатывая в координатах р23 от lgf кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен р, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

271

Эквивалентный диаметр зерен адсорбента в зависимости от размера зерен имеет следующие значения:

Размер зерен адсорбента, мм ____4,7-8,3    2,17-4,7    1,34-2,17

Эквивалентный диаметр, мм .....3,9    2,77    1,13

Удельную нагрузку слоя по воде qB вычисляют по уравнению

<7. = - Vh , , (6.20) 0,785(4,

где V - количество газа, поступающего на осушку, м3/ч; Ь -содержание влаги в газе, кг/м3.

Зная qby можно рассчитать время работы слоя адсорбента т:

х — 0,01адра^-.    (6.21)

9

Полный расчет адсорбционных установок включает также расчет материальных и тепловых потоков всех циклов процесса. При этом необходимо принимать во внимание экзотермич-ность процесса адсорбции. Величину теплоты сорбции для экспертных расчетов можно принимать, кДж/кг: для двуокиси углерода - 697; метана - 1437; пропана и бутанов - 697; пентана и высших углеводородов - 628. При расчете адсорбционных установок необходимо учитывать также работу сепараци-онных узлов, так как наличие влаги, кислых компонентов и тяжелых углеводородов оказывает заметное влияние на показатели циклов адсорбции-десорбции.

6.3. ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

В зависимости от удельного количества извлекаемых компонентов, глубины осушки газа, характеристики применяемого оборудования и свойств адсорбентов на практике могут реализовываться двух- и трехадсорберные схемы установок осушки газа.

Для двухадсорберных схем при проектировании и эксплуатации обязательно соблюдение зависимости

тад > трег + тмл..    (6.22)

Для трехадсорберных схем, в которых один адсорбер находится постоянно в адсорбции, а два других - в регенерации и охлаждении, необходимо, чтобы

Для трехадсорберных схем, в которых два адсорбера постоянно находятся в стадии адсорбции, а один - в регенерации и охлаждении, должна соблюдаться зависимость

> 2(1^ + тохл).    (6.24)

На объектах РФ в основном применяются двухколонные адсорбционные схемы с завершенным циклом.

Самые крупные промышленные установки адсорбционной осушки газа построены и эксплуатируются на месторождении Медвежье. Всего построено пять УКПГ. Каждая технологическая нитка этих установок включает в себя два адсорбера.

Номинальная производительность каждой УКПГ составляет

8 млрд. мэ в год, или 24 млн. м3/сут. Каждая УКПГ состоит из 4 технологических ниток пропускной способностью 2 млрд. м3 в год каждая, или 6 млн. м3/сут при давлении 7,7 МПа. Принципиальная схема технологической нитки приведена на рис. 6.2.

Оборудование технологических цехов идентично и состоит из трех блоков манифольдов входа сырого газа, горизонтального сепаратора, двух колонн адсорбции (адсорберов) с мани-фольдом адсорберов, подогревателя газа регенерации (печи БОРН), компрессора газа регенерации, вертикального сепаратора газа и выходного коллектора цеха.

Рис. 6.2. Принципиальная технологическая схема установки адсорбционной осушки газа месторождения Медвежье:

1 - сепараторы; 2 - адсорберы; 3 - компрессор; 4 - печь огневого подогрева; 5 - АВО газа регенерации; 6 - сепаратор газа регенерации

Электрнче-

термометра

*>ис. VIII.13.

-ская схема ТЭГ-36.


1 — генератор; 2 — частотомер; 3 — измерительный [бор; 4


приоор;


потенциометр


Подготовка к термометрическим исследованиям и их проведение во многом аналогичны работе с дебитомером. Поэтому ниже приведены только те особенности, которые присущи подготовке и проведению термометрии в газовых скважинах.

В скважину, находящуюся под давлением газа, термометр с грузами спускают на кабеле через лубрикатор. Количество грузов и длина лубрикатора определяются аналогично п. VI11.2.1 настоящей главы.

На поверхности проверяется работоспособность всех узлов •— глубинного прибора, линии связи, частотомера, регистратора.

Прибор спускают на 30—40 м, включают, подбирают усиление на наземной панели и масштаб записи 6,25 °С в 1 см, или 0,5е С в 1 см.

При проведении исследования через фонтанные трубы прибор спускают со скоростью 2,5— 4,2 м/мин, а в интервалах, не перекрытых фонтанными трубами, — со скоростью до 8 м/мин.

Для оценки влияния скорости спуска на точность измерения следует осуществить контрольные замеры на отдельных точках, останавливая прибор на 2 мин.

Температуру замеряют при спуске прибора. Полученные результаты считаются качественными, •если расхождение в результатах основных и повторных замеров не превышает 0,2—0,3 °С.

Запись желательно осуществлять по двум каналам с масштабами глубин 1 : 500 и 1 : 200, а в некоторых случаях 1 : 100.

Для скважины, в которой проводится промыслово-геофизическое исследование термометрией, должна быть известна кривая геотермического градиента.    Если    такая    работа    ранее не выполнена, то ее следует провести

в    остановленной    скважине,    где основное условие — достаточность времени

остановки, обеспечивающей естественное распределение температуры по стволу •скважины.


•узел глубинного прибора — генератор Rc с изменяющейся частотой, управляемый двумя названными термочувствительными сопротивлениями Rt. Генератор состоит из трех каскадного усилителя с большим коэффициентом усиления. Термочувствительные элементы определяют частоты автоколебаний генератора, период t которых линейно зависит от сопротивления. Глубинный прибор питается от источника

постоянного тока с напряжением 250 В через балластное сопротивление R6.

На поверхности измеряется длительность периода колебания генератора частотомером 2. Выходной сигнал, пропорциональный длительности периода t, регистрируется каротажной станцией.

В газовых скважинах применяется термометр ТЭГ-36, изготавливаемый Геофизической ремонтно-комплектовочной конторой треста «Гроз-нефтегеофизика». Техническая характеристика термометра ТЭГ-36 приведена в табл. IV. 10.


VI11.3.1. Подготовка к термометрическим исследованиям


VI11.3.2. Интерпретация результатов термометрии в остановленных и работающих газовых скважинах

Термограммы, полученные при термометрических исследованиях в газовой среде в остановленной и работающей скважинах, позволяют определить следующее.

Распределение температуры по стволу скважины и процесс ее стабилизации в любом сечении ствола на различных режимах работы при спуске и остановке.

Г азоотдающие и нтер валы.

Дебнты отдельных интервалов.

Рис. VIII. 14. Термограммы, снятые в остановленной (/) н в работающей (2) газовых скважинах

Термограммы интерпретируются по аномальному изменению температуры движущегося потока газа в интервале работающего пласта, местах утечек, перетоков и др. На рис. VIII. 14 показана характерная термограмма в остановленной (кривая I) и работающей (кривая 2) скважинах с открытым забоем, не перекрытым фонтанными трубами. Термограммы, снятые в остановленной и работающей на различных режимах (дебитах и депрессиях) скважинах, позволяют правильно учесть влияние температуры и ее стабилизации на забойное и пластовое давления, рассчитываемые по устьевым замерам, установить термодинамические условия выделения тяжелых компонентов углеводородов по стволу скважины, зоны возможного образования гидратов, следить за включением новых работающих интервалов при изменении режима работы и др.

Выделение газоотдающих интервалов

Точность выделения газоотдающих интервалов зависит от неоднородности и частоты чередования газоносных прошгасткоп, депрессии на пласт, влажности газа, его состава, конструкции скважины, характеристики глубинного прибора, масштаба записи и др.

О    5    10

Рис. 4.13. Кривая нарастания забой- Рис. 4.14. КВД, построенная по фор-ного давления, обработанная в муле (4-29) для конечного пласта


координатах р\ от lgf

равный а (рис. 4.13). По полученным значениям а и р, находят следующие параметры пласта; параметр проводимости

kh _ 42,4Q0p^z . коэффициент пьезопроводности

(4.77)


а - р.


2,3


(4-78)


X = 0,445J?'


Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

(4.79)

(4.80)

(4.81)


где


а, - lgl, 1 IP;

Э, =2,51-^.

r:


здесь RK радиус контура питания, приближенно равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

Для определения а, и Pi кривую нарастания обрабатывают в координатах 1у{р^л - р2}) от Коэффициент а, соответствует отрезку, отсекаемому по оси ординат, ар— тангенсу угла наклона к горизонтальной оси времени t (рис, 4.14).

По коэффициенту а, можно определить В и далее но формуле (4.77) параметр kh/[i. По формуле (4.81), зная коэффициент р|, находим параметр %/ R^= Р/2,51.

Зная RK и коэффициенты Р и Р,, параметр емкости пласта

= LUA °оРи!ш?ш    (4.32)

Р

По результатам исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации авторами предложено определять произведение пористости на толщину пласта mh, который является весьма важным параметром при проектировании разработки для учета неоднородности и подсчете запасов газа как объемным методом, так и по падению давления.

По существу, для трещиновато-пористых коллекторов этот метод является практически единственным. Этот метод широко применяется на практике.

При известной эффективной толщине h аналогично определяют и распределение эффективной газонасыщенной пористости,

Кроме того, по кривым нарастания давления оцениваем площадную неоднородность пласта.

Так, например, в скважине при обработке в координатах

pi от lgt кривые нарастания давления дают два прямолинейных участка с угловыми коэффициентами Р‘ и р'\ р“ > Р‘ (рис. 4.15). Наличие двух прямолинейных участков указывает на то, что на определенном расстоянии от этой скважины расположена зона ухудшенной проводимости пласта (или литологические и тектонические экраны и т.п.). В этом случае параметры определяют, как и для обычной кривой нарастания давления, по первому начальному прямолинейному участку Р'. Чтобы найти пластовые давления, используют второй участок Р", который обрабатывают так же, как и в случае одного участка. По времени, соответствующему точке пересечения двух прямолинейных участков f,, и найденному значе-

Сырой газ из эксплуатационных скважин поступает по трем технологическим ниткам через входные манифолъды в газосборный коллектор и направляется в горизонтальный сепаратор, где происходит отделение твердых частиц и жидкости. Затем газ сверху вниз проходит через один из адсорберов, заполненный слоем адсорбента, и отводится в коллектор сухого газа. Второй адсорбер в это время находится в стадии регенерации адсорбента (нагрев, охлаждение) или ожидания. Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа, проходит компрессор, подогреватель и при температуре 180-200 *С подается снизу вверх в адсорбер, в котором при повышенной температуре происходит десорбция поглощенных воды и тяжелых металлов. После адсорбера отработанный газ регенерации охлаждается в АВО и поступает в вертикальный сепаратор для отделения от сконденсировавшихся продуктов. Затем этот газ возвращается на повторную осушку и смешивается с сырьевым газом перед входным сепаратором.

Система КИП обеспечивает работу установки в автоматическом режиме с поддержанием технологических параметров. Контроль точки росы газа осуществляется кулонометрическим влагомером с вторичным самопишущим прибором, установленным на пульте управления.

В настоящее время перед установками осушки производится компримирование газа. Осушенный газ со всех УКПГ поступает на головную компрессорную станцию (состоящую из 4 цехов), где дожимается до давления 65-76 кгс/см2, а затем подается в магистральный газопровод.

В течение цикла адсорбции давление плавно и незначительно колеблется. Это не оказывает существенного влияния на свойства силикагеля. Снижение давления при переходе в стадию регенерации резко отрицательно сказывается на сохранности силикагеля, так как в момент снижения давления силикагель до предела насыщен влагой, и это приводит к частичному его разрушению. Количество циклов в процессе эксплуатации может достигать 400-1000. В процессе регенерации и охлаждения давление на входе и выходе адсорбера практически не отличается.

В табл. 6.5 приведены проектные показатели адсорбционной установки осушки газа. По проекту предусматривалась комбинированная загрузка адсорбента: защитный слой - крупнопористый силикагель типа В, основной осушающий слой - мелкопористый силикагель типа А.

Перед защитным слоем устанавливают слой муллита, который представляет собой твердые частицы, близкие по форме к

Т аб ли ца 6.5

Проектные показатели адсорбционной установки Медвежьего месторождения

Показатели

Стадия процесса

адсорбция

десорбция

охлаждение

Расход газа, тыс. м3

250

8,1

8,1

Направление потока

С

.верху вн и

3

Давление, МПа

7,7

7,85

7,85

Температура, °С

14-16

180-210

До 50

Длительность цикла, ч

12-35

8*-20

4*- 6

Скорость газа в адсорбере, м/с

0,15

-

~

' В конце срока эксплуатации силнка!

слм (через 2 года).

сфере диаметром 7-40 мм. Назначение слоя - обеспечить равномерное распределение газа по сечению аппарата. Следующий слой крупнопористого силикагеля предназначен для защиты основного слоя адсорбента от капельной жидкости, выносимой с газом из сепаратора С-1. Схема загрузки сорбентом адсорбера представлена на рис. 6.3.

Расчетный срок службы загрузки адсорбента при работе в проектных параметрах - два года. Срок работы адсорбента зависит от количества и состава газа, поступающего в адсорберы, продолжительности циклов (переключений), скорости потока, температуры регенерации и свойств самого адсорбента.

Динамическая активность адсорбента по воде в начале и конце срока работы составляет 20 и 6,8 % соответственно.

При наличии избыточного давления сырьевого газа регенерацию можно вести с использованием неосушенного газа. В этом случае перед сепаратором С-1 часть газа отводится в печь, где нагревается, после чего подается в адсорберы. Отработанный газ после С-2 можно возвращать в поток сырьевого газа.

Газ месторождения Медвежье содержит до 0,4 г/м3 тяжелых углеводородов (С5+). Конденсат состоит из 75 % нафтеновых, 20 % метановых и 5 % ароматических углеводородов. Плотность конденсата 870 кг/м3. Фракционный состав конденсата: начало кипения - 204 °С; 10 % выкипает при температуре 223 “С; 50 % - 250; 96 % ~311; конец кипения - 328 вС.

Поскольку содержание влаги и конденсата в сырьевом газе сопоставимо, установка может служить примером одновременного извлечения из газа паров воды и углеводородов.

Углеводороды поглощаются адсорбентом и снижают его динамическую активность по воде вследствие отработки части поверхности сорбента.

Первоначально в слое сорбента сорбируются как вода, так и углеводороды. Затем углеводороды вытесняются водой и сорби-

Если продуктивный интервал перекрыт фонтанными трубами, то четкость выделения газоотдающих интервалов ухудшается.

Существенное значение имеет депрессия на пласт. При небольших дспрсссиях, что имеет место при высокопропицаемых коллекторах, для выделения газоотда-

Радиометрия ГК НГК 9    15    г/мкР/ч

Термометрия


8700 3900 имп/мин

Рис. VIII. 15. Выделение газоотдающих интервалов в обсаженной скважине, перекрытой фонтанными трубами

ющих интервалов целесообразна эксплуатация скважины на максимально допустимых дебитах.

Значительно влияет на перепад температур состав газа. Так, например, при значительном содержании азота, даже при сравнительно больших депрессиях на пласт, точность выделения газоотдающих интервалов снижается.

В залежах с неравномерной неоднородностью и малой мощностью пропластков по термограммам границы работающих интервалов определяются только ка-чесгвенно. Для количественной интерпретации в таких случаях следует пользоваться и результатами других промыслово-геофизических методов исследования.

Интервалы газоотдающих пропластков при их определении по термограммам могут быть завышены из-за инерционности термометра и охлаждения призабойных участков соседних пропластков в результате длительной работы скважины на данном режиме.

Па миоголластовой залежи качественное выделение работающих интервалов по термограмме в верхней части разреза ухудшается в результате калориметрического смешивания всего газа, поступающего из продуктивных интервалов нижележащих пластов.

Если пласты, вскрытые единым фильтром, истощены в разной степени, то возможны случаи, когда их выделение по термограмме практически невозможно.

Пример выделения работающих интервалов в необсаженной скважине, не перекрытой фонтанными трубами, показан на рис. VIII. 14, а в обсаженной скважине с фонтанными трубами — на рис. VIII.15. Как видно из .рис. VIII. 13, газоотдающие интервалы, несмотря на перекрытие их фонтанными трубами, выделяются достаточно четко на глубинах 2386—2425,6 м и 2589,6—2631 м.

Качество выделения газоотдающих интервалов по термограмме было проверено путем комплексного изучения этого вопроса для скважины с неперекрытым продуктивным интервалом с применением одновременно термометрии, дебитометрии и шумометрии. На рис. VII 1.8 показаны результаты исследования различными методами по выделению работающих интервалов. На этом же рисунке показана термограмма со спущенными до забоя фонтанными трубами (кривая 2). Как видно из рис. VIII.8, границы работающего интервала сравнительно хорошо выделяются всеми методами. В случае, если фонтанные трубы спущены до забоя, точность выделения границ по термометрии снижается.

Оценка дебитов пропластков

Возможность оценки дсбитов отдельных газоотдающих интервалов — одно из основных преимуществ термометрических исследований.

Дебит i-го интервала Q,- приближенно определяется по формуле

Qi =    ~    to6f    ‘    У    Qn.    (VIII.28)

061    1    Л=1

где tBi, th tQc,i —температура газа соответственно, подходящего из нижних интервалов к работающему i-му интервалу, выходящего из i-го пласта и после калориметр ического смешивания подходящего снизу и выходящего из пласта газов,

i

°С; V Qn —общий дебит подходящего газа и газа из i-го пласта, измеряемый на

Л=1

поверхности диафрагменными измерителями докритического или критического истечения, тыс. м*/сут.

Величина it линейно связана с депрессией на пласт и определяется по формуле

U = *пл i — Di Api,    (VII1-29)

гДе tnJii — температура t-ro пласта, определяемая по термограмме в остановленной скважине, СС; Dt — интегральный коэффициент Джоуля—Томсона, определяется согласно п. II.8, °С/(кгс/см2); Др/ = рпл (р3 — депрессия на t'-й пласт, кгс/см2.

При различных депрессиях на отдельные пропластки, что обычно имеет место в неоднородных по разрезу гидродинамически слабо связанных и несвязанных пластах, выделение границ работающих интервалов по входящей /В?- и выходящей t06 i температурам весьма затруднено.

Рис. 4.15. Форма кривой нарастания давления при наличии около скважины зоны ухудшенной проводимости

нию х определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости или экранов

1 = /о^561 х?,.

Этот способ определения площадной неоднородности нашел широкое применение вначале на Шебелинском месторождении, в последующем на многих месторождениях Западной Сибири и в подземных хранилищах газа.

Как показали проведенные комплексные исследования с применением шумо-, термо- и дебитометрии, после закрытия скважины, вскрывающей единым фильтром пласты с послойной неоднородностью, восстановление давления одновременно сопровождается перетоком газа из одних горизонтов в другие.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах О ^ Окр, для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

y{t) = ct, - Зф,

где

v(f) = К - P,VQ(f); <р = lg^; 5 = pig^; 0 = p/Qo.

®    пп

Значение общего добытого количества газа Од определяют по графику 0(0, а за О0 принимается 0(0 при экстраполяции этой зависимости от t = 0.

По найденным графическим путем коэффициентам а и р устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При 0(0 >

> Окр

X = V(0-b(0Kp-0).

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X — 1д0д/(0' По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем а и, как тангенс утла наклона прямой к оси 1дОд/О(0. находим р.

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда О > Окр, кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

- О X = a-pig-^- .

О ,г>

Комплексное использование предложенных авторами методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитомет-рией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

Рис. 6.3. Схема загрузки адсорбера:

1 - нижний дефлектор; 2 - муллит; 3, 6 - сетки; 4 - силикагель мелкопористый ; 5 - силикагель крупнопористый; 7 - верхний дефлектор


руются в последующих слоях адсорбента, т.е. происходит вытеснительная десорбция, которая вызывает в дальнейшем проскок части углеводородов с осушенным газом. Однако наиболее тяжелые углеводороды, особенно ароматические, водой не вытесняются.

В качестве проектных недостатков установки можно указать следующие:

а)    отсутствие в схеме установки рекуперативного теплообменника свежий газ регенерации - отработанный газ регенерации. В связи с этим отмечается повышенный расход топливного газа на работу печей;

б)    отсутствие эффективной фильтрации газа после адсорбции;

в)    температура регенерации недостаточна для десорбции тяжелых фракций конденсата. По этой причине снижается динамическая активность адсорбента, что отрицательно влияет на показатели установки;

г) не предусмотрена полная регенерация отработанного адсорбента. Часть тяжелых углеводородов из силикагеля не десорбируется при температуре регенерации 210-230 X, что снижает активность силикагеля.

В качестве адсорбента по проекту применялся мелкопористый силикагель фирмы BASF (ФРГ). Характеристика силикагеля BASF приведена в табл. 6.6. Поскольку гранулы мелкопористого силикагеля трескаются и измельчаются при соприкосновении с капельной влагой, то в адсорбер в качестве предохранительного слоя засыпается влагостойкий адсорбент -крупнопористый силикагель марки В и слой муллита на входе газа в аппарат.

В адсорбер диаметром 2,6 м и высотой 6,3 м засыпают

11 450 кг мелкопористого силикагеля марки А (высота слоя 3,05 м), 800 кг крупнопористого силикагеля марки В (высота слоя 0,35 м) и 350 кг муллита (высота слоя 0,15 м). Масса загрузки адсорбентов в один аппарат составляет15 т.

В процессе эксплуатации установлено, что свежий силикагель имеет динамическую активность по воде до 21 %, а в конце срока эксплуатации - до 5-11 % (масс.) на разных УКПГ. Длительность фазы адсорбции колеблется от 12 ч до 3-5 сут (при малых расходах газа и низких температурах). Время регенерации адсорбента - от 8 до 16 ч. Охлаждение адсорбера заканчивается за 3-4 ч. В начале цикла адсорбции 50-75 % времени осушка осуществляется до остаточного содержания влаги 3-15 ppm, что равно влагосодержанию газа 0,004-0,01 г/м3 при давлении 5,5 МПа.

Таб л и ца 6.6

Характеристика силикагеля фирмы BASF

Показатели

Марка А

Марка В

Объем пор, см3/г Удельная поверхность, м2/кг Удельная теплоемкость, кДж/(кг-К) Теплопроводность, Вт/(м-К) Плотность, кг/м1: насыпная кажущаяся действительная Зернистость, мм Потери, %:

от нагрева при 200 ‘С от обжига при 300 ‘С

0,4

710

1047

0,2

700-750 1200 2200 3-6(95 %)

1,0

5-6

0,8

(3-3,5)10

1047

0,2

440-470

800

2200

1,0

4,0

Дебит Qi можно определить по формулам (VIII.28) и (VIII.29), находя при этом Ар из двучленной формулы притока газа к скважине:

Qfi, (Afi, + BfiD -I Q, [(<», -    ,)    (рпл, + p„)j =

i

Qnlitbi to6 i) (Рпл i P3i)]> n=1

(VIII-30)


где А[, В[ — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования при стационарных режимах фильтрации.

Однако одна из основных целей определения дебитов отдельных пропластков — необходимость расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления Ai и Поэтому формулой (VIII.30) следует пользоваться только тогда, когда известны эти коэффициенты. Обычно по устьевым замерам давлений, температур и общих дебитов на различных режимах определяют Лоб и В0<. Используя Л0б и B0q, а также соотношения

2

]/ h}m

Ai _    1    i=i

^06

n

И


(VIII.31)

можно приближенно найти Л?- и Z?,-.

В (VIII.31) h? — работающая мощность i-ro пласта, м; Л,- — проницаемость, Д; mi — пористость, доли единицы.

Установление технологического режима работы скважин  »
Библиотека »

ИНДОРТЕХ: большой выбор краски для дорог в соответствии с ГОСТ

www.razmetka.biz