Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле

Глава 8

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛЕ

8.1. Сбор и транспорт нефти и газа на промысле

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной откачкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диаметром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осуществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обводненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насосами, либо за счет давления в линии. На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположены на одной площадке.

Принцип работы элементов системы на всех месторождениях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются.

Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в результате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦППН.

Технологические процессы подготовки нефти для всех систем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти.

Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием.

Исходя из физических процессов, протекающих при подготовке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих установок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя нагреватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подготовки нефти для условий данного месторождения.

Основным оборудованием системы сбора являются: выкидные линии и коллекторы, автоматизированные групповые замерные установки, путевые подогреватели, дожимные насосные станции.

Для промысловых коммуникаций используют трубопроводы из бесшовных горячекатаных труб.

Приведем классификацию трубопроводов на промысле: по виду перекачиваемого продукта - нефте-, газо-, нефтега-зо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы; по назначению - самотечные, напорные и смешанные; по рабочему давлению - низкого (до 0,6 МПа), среднего (до 1,6 МПа) и высокого (свыше 1,6 МПа) давления;

по способу прокладки - подземные, надземные и подводные; по функции - выкидные (от устьев скважин до групповой установки), сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные (транспортирующие товарную продукцию);

по способу изготовления - сварные и сборные; по форме расположения - линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).

На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 75 до 350 мм.

При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.

Выбор трубопровода должен быть обоснован техникоэкономическими расчетами.

Трубопроводная арматура разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.

Назначение запорной арматуры - разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами. К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны. Кран - запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Вентиль - запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла. В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение    регулирующей    арматуры    трубопроводов

(регуляторов давления) - поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры - предохранение трубопроводов или аппаратов от разрыва при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (рычажные, пружинные и др.).

Транспорт попутного газа на площадях нефтяных месторождений осуществляется по газопроводам.

Газопроводы, по которым газ поступает на прием компрессорной станции, называются подводящими, а по которым подводится к компрессорам - нагнетательными. Газопроводы, в которые поступает газ по нескольким трубопроводам, называются газосборными коллекторами. Конфигурация газосборного коллектора зависит от числа сепарационных установок, их размещения на месторождении и системы сбора и транспорта нефти и газа. Коллектор должен быть экономически целесообразным, обеспечивать бесперебойную подачу газа, а также быть маневренным и удобным в обслуживании.

Расход жидкости или газа по трубопроводу определяют при помощи дифференциальных манометров.

Блочные автоматизированные групповые замерные установки предназначены:    для автоматического измерения дебита

скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа; для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости; для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или остановки в целом при возникновении аварийных ситуаций. На нефтяных месторождениях широко применяются блочные АГЗУ типа “Спутник”.

За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции скважин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе. Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 100 т/сут, рабочее давление - до 1,6 МПа, расход газа - 25 м³/ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по жидкости при ее нагреве на 25 °С составляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м³/ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 500 м³/сут, расход газа - 300 м³/ч.

Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов.

К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м³/сут; второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.

Ко второму типу относятся ДНС-7000, дНс-14000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м³/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9х3. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа.

8.2. Замерные установки систем нефтегазосбора

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосе-паратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Баро-няна - Везирова состоит из замерного трапа, распределительной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа - приборами на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, “Спутник”, АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка “Спутник-А” (рис. 8.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см²).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового

Рис. 8.1. Схема установки “Спутник-А”:

I - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 -турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод;

II    - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - сило

вой цилиндр; 15 - БМА

переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем.

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа “Спутник” приведены в табл. 8.1.

Установка “Спутник-А” работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором

Т а б л и ц а 8.1 Параметры установок тина “Спутник”

подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 8.1).

Кроме установки “Спутник-А”, применяются установки “Спутник-Б” и “Спутник-В”. В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

8.3. Установки для подготовки нефти, воды и газа

На разных стадиях разработки нефтяных месторождений содержание воды в нефти колеблется от практически безводной до 98-99 %. При движении нефти и воды по стволу скважины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, в результате чего образуются эмульсии ввиду наличия в нефти особых веществ - природных эмульгаторов (асфальтенов, смол и т.д.). Кроме высокоминерализованной воды в нефти во взвешенном состоянии могут содержаться кристаллики солей. Вода, соли и механические примеси загрязняют нефть и вызывают непроизводительную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загрязненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудование, аппаратура, резервуары и, кроме того, уменьшается полезный объем трубопроводов и резервуаров. При содержании в нефти воды и солей снижается производительность технологических установок нефтепереработки, нарушается технологический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухудшается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержание солей в сернистых нефтях — сероводород с хлористым водородом особо коррозионны. Поэтому добываемую нефть необходимо освободить от воды, солей и механических примесей как можно раньше, с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

Для обезвоживания и обессоливания нефтей используют установки подготовки нефти (УПН). Кроме того, на этих установках проводятся мероприятия по снижению способности нефти к испарению (с целью уменьшения потерь легких углеводородов), т.е. осуществляется стабилизация нефти.

Наиболее целесообразно устанавливать УПН в пунктах максимальной концентрации нефти на промысле, например в товарных парках. С учетом принятой схемы сбора и транспорта нефти и газа следует предусмотреть возможность подготовки нефти на другом месторождении, если на данном месторождении произойдет авария.

Добываемая с нефтью пластовая вода с растворенными в ней солями подлежит удалению на промыслах. При этом основными процессами являются обезвоживание и обессолива-ние. Основная масса солей удаляется вместе с водой в процессе обезвоживания. Однако для предотвращения коррозии оборудования, образования солевых отложений и других нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубокое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подается пресная вода, в результате чего образуется искусственная эмульсия, которая затем подвергается разрушению.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слиянии капель диспергированной в нефти воды в присутствии деэмульгатора и осаждении укрупнившихся капель.

Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий.

Применяются следующие типы деэмульгаторов: дипрокса-мин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-лированный препарат ОП и др.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти;

не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности переме-

шивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами.

Основные способы обезвоживания и обессоливания: 1) холодный отстой, 2) термохимические, 3) электрические.

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуар ах из нефти выпадает свободная вода.

Характерная особенность процесса - отсутствие расхода тепла на указанный процесс.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на нее деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. П ринципиальная схема термохимического обезвоживания и обессоливания представлена на рис. 8.2.

Обводненная нефть (сырая) поступает в сырьевой резервуар 1, откуда нососом 3 перекачивается в теплообменники 4. Здесь она подогревается до 40-60 °С и далее поступает в паровой подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100 °С. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эмульсию. Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник

9, где вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника 9 обезвоженная и нагретая нефть через теплообменники 4 и холодильники 8 поступает в товарные резервуары 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменниках 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильниках 8.

Термохимические установки эксплуатируются под атмо-

Сырая

нефть

Нефть после деэмульсации 10 <-

4

сферным и избыточным давлением, а также с промывкой горячей водой. В некоторых случаях вода из отстойников направляется в смеситель, или после теплообменников эмульсия направляется в колонну-контактор, куда подаются горячая вода и деэмульгатор.

Также применяются комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти. К ним относятся:    подогреватель-деэмульгатор СП-2000 (Башни-

пинефть), КБ НГП (г. Саратов), УДО-2М и НОГ (Гипро-востокнефть). Они размещаются на участках крупных месторождений, а также на центральных установках подготовки нефти. Работа таких аппаратов полностью автоматизирована.

Электрическое обезвоживание и обессоливание основано на появлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капельки воды, а также на взаимном притяжении этих капелек и разрушении пленок нефти между этими капельками в результате действия электрического поля.

Между двумя электродами, при токе высокого напряжения, пропускают нефтяную эмульсию, и при этом укрупняемые капли воды оседают на дно сосуда.

На практике применяют также установки, объединяющие термохимическое обезвоживание с электрическим. Принципиальная схема такой установки приводится на рис. 8.3.

Сырьевая нефть вместе с деэмульгатором поступает на прием насоса 1 и через теплообменник 2 и подогреватель 3 направляется в отстойники 4 (термохимической части установки), откуда под остаточным давлением поступает в электроде-

Сырая

нефть

Соленая —-->

вода

гидратор 5. Перед попаданием в электродегидратор 5 в нефть вводятся деэмульгатор и пресная вода.

В электродегидраторе 5 происходят разрушение эмульсий и выпадение освобожденной воды в процессе отстоя. Затем обессоленная нефть направляется в промежуточную емкость 6, а отсюда насосом 7 через теплообменники - в товарные резервуары.

Вода из отстойников 4 и электродегидраторов 5 сбрасывается в виде сточных вод.

Для более глубокого обезвоживания и обессоливания можно устанавливать несколько электродегидраторов, которые по форме могут быть горизонтальными, вертикальными, сферическими и др.

Таким образом, основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электро-дегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульгаторы.

При эксплуатации нефтяных месторождений применяется также трубная деэмульсация, которая заключается в том, что в трубопроводные сети, транспортирующие нефть на месторождении, вводят деэмульгатор. Отделение воды от нефти осуществляется в специальных резервуарах-отстойниках. Этот процесс обычно проводят в случаях совместного движения эмульсии и деэмульгатора в течение не менее 4 ч.

При транспорте нефти в результате ее испарения возможны потери легких фракций, для предупреждения которых необходима стабилизация нефти, т.е. отделение из нефти наиболее легких углеводородов (этан, пропан, бутан).

Процесс стабилизации заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-120 °С в специальной стабилизационной колонне и отделяют легкие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются. Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а нефть -на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Обычно стабилизационные установки размещают в районе товарных резервуарных парков или на нефтесборном пункте данного месторождения после установок обезвоживания и обессоливания.

Принципиальная схема стабилизационной установки приводится на рис. 8.4.

Насос 1 забирает нефть из сырьевых резервуаров и через теплообменник 2 подает ее на установку обезвоживания и обессоливания 3. Из установки обезвоживания и обессоливания нефть через подогреватель 5, где нагревается до температуры 80-120 °С, поступает в стабилизационную колонну 6. Здесь из

Рис. 8.4. Схема стабилизационной установки

Т а б л и ц а 8.2

верхней части колонны отбираются газообразные углеводороды, а из нижней - отбензиненная нефть, которая через теплообменник 2 насосом 7 направляется в товарные резервуары 4. Газообразные углеводороды    поступают    в конденсатор-

холодильник 8, где охлаждаются и частично конденсируются, а затем в двухфазном состоянии (жидкость + газ) - в сепаратор 9, где отделяются тяжелые фракции, которые собираются в специальной емкости 10. Насос 11 из емкости 10 забирает тяжелые фракции и подает их в стабильную нефть после теплообменников. Газ из сепаратора 9 направляется через маслоотделитель 12 и конденсатор-холодильник 13 в сепаратор, где отделяются нестабильный бензин и газ, которые затем направляются на ГПЗ.

Группы качества нефти,    сдаваемой нефтедобывающим

предприятиям, приведены в табл. 8.2.

8.4. Оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды

Продукция скважин подлежит разделению на составляющие: нефть, воду и газ. Основным оборудованием для этого являются сепараторы.

В настоящее время выпускаются горизонтальные сепараторы различного объема. Кроме того, используются двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типов НГС и УРХ, а также трехфазные сепарационные установки типа У ПС, отделяющие и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами первой ступени на месторождениях, где продукция скважин подается на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на крупных месторождениях с дополнительными насосными станциями. Установки типа НГС используются и на последующих ступенях, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом. Сепараторы типа УБС применяются в основном как сепараторы первой ступени.

Условное обозначение сепараторов типа НГС следующее: НГС - нефтегазовый горизонтальный сепаратор; первое число -рабочее давление в кгс / см² второе - диаметр сепаратора в мм. По проекту пропускная способность по нефти сепараторов НГС-6-1400 и НГС-40-3000 - 2000 и 3000 т/сут, а по газу - 150 и 4400 тыс. м³/сут, соответственно. Фактическая пропускная способность в 3 раза меньше проектной.

Сепараторы типа УБС являются установками с предварительным отбором газа. Предварительное разделение газожидкостной смеси происходит на конечном участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится отделившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с каплеуловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.

Условное обозначение сепараторов типа УБС следующее: УБС - установка блочная сепарационная; первое число - пропускная способность по жидкости в м³/ сут; второе - допустимое рабочее давление (в тыс./см²). Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечивается при газовом факторе до 120 м³/т.

Установка типа У ПС (установка с предварительным сбросом воды) предназначена для отделения газа от обводненной нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды.

При установке УПС на первой ступени сепарации монтируется узел предварительного сброса газа депульсации. Установка УПС-10000/6М (УПС-1000/16М) обычно устанавливается после сепаратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько потоков для дальнейшей обработки.

Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фактор до 90-120 м³/т и обводненность до 90 %. После установки обводненность продукции составляет 20-30 %.

Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания. Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 8.3.

Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БН-2М и печь ПТБ-10 применяются для нагрева нефтяных эмульсий с возможностью отложения солей и наличием механических примесей.

Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду после нагрева эмульсий в блочных или стационарных печах. Выпускаются горизонтальные отстойники 0Г-200, 0Г-200С, 0ВД-200 и ОБН-3000/6.

Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ -отстойник горизонтальный; цифры - объем в м³; С - с сепа-рационным отсеком (отделение газа).

Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следующее: ОВД - отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН - отстойник блочный нефтяной; 3000 - пропускная способность в м³/сут; 6 - рабочее давление в кгс / см².

В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний распределительный ввод эмульсии. Принцип работы отстойников основан на гравитационном распределении и эф-

Т а б л и ц а 8.3

фекте проливки эмульсии. Их пропускная способность по сырью составляет 4000-8000 м³/сут.

Принцип работы отстойников типа ОБН основан на гравитационном отстое при относительно горизонтальном движении в разделении эмульсии на нефть и воду. Их пропускная способность по сырью составляет от 3000 до 6000 м³/сут.

Электродегидратор ЭГ-200-10 предназначен для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти.

Условное обозначение следующее: первые цифры - объем в м³; вторые цифры - рабочее давление в кгс / см².

Электродегидратор представляет отстойник 0ВД-200 с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход разделительных аппаратов подается эмульсия с обводненностью до 30 % и температурой до 100 °С. Обводненность выходящей нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электроде-гидратора по сырью составляет 12 000 м³/сут.

Для сбора, хранения и учета нефти применяют резервуары, форма которых может быть разнообразной: цилиндрической (горизонтальные и вертикальные), прямоугольной и сферической. Строят их подземными, полуподземными и наземными.

Подземные и полуподземные резервуары сооружают только железобетонными. Наиболее известны вертикальные стальные резервуары (табл. 8.4).

Каждый резервуар снабжается лестницей для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. На резервуаре у места присоединения лестницы оборудуется

Т а б л и ц а 8.4 Параметры вертикальных стальных резервуаров

замерная площадка, на которой устанавливают замерные приспособления и дыхательную арматуру резервуара.

Замерный люк предназначен для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Внутри люка расположена направляющая алюминиевая или медная колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. На нижнем поясе резервуара предусмотрен люк-лаз для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте.

Имеется световой люк, который предназначен для проветривания резервуара перед его зачисткой. К этому люку прикрепляется запасной трос управления “хлопушкой” на случай обрыва рабочего троса. “Хлопушка” - тип обратного клапана для налива.

При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка “хлопушки” открывается принудительно при помощи лебедок.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Этот клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой расположены два клапана: один клапан открывается при повышении давления в газовом пространстве резервуара и обеспечивает выход газа в атмосферу при наливе, а второй - при разряжении (выдаче) обеспечивает доступ воздуха в резервуар. Иногда используют гидравлические предохранительные клапаны. Между резервуаром и дыхательным или гидравлическим клапаном устанавливают огневые предохранители. Они предотвращают проникновение пламени в газовое пространство резервуара. Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. Кроме этих устройств, каждый резервуар оснащается специальной противопожарной аппаратурой.

Группа резервуаров, сосредоточенных в одном месте, для сдачи товарной нефти называется резервуарным товарным парком. Резервуарный товарный парк должен иметь мощные средства пожаротушения, хорошие подъезды, земляную обва-ловку, хорошее водоснабжение и электроосвещение, закрытую систему канализации, насосную лабораторию, парокотельную и т.п.

Количество товарной продукции в резервуарах можно определить, например объемным способом, сущность которого заключается в следующем. Перед заполнением продукцией резервуар калибруют (по высоте через каждый сантиметр наносят метки). Это нужно для определения объема жидкости в резервуаре.

При замере объема продукции находят уровень нефти и воды (мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом), а затем с учетом температуры по калибровочной таблице определяют объем в кубических литрах. Для определения плотности продукции при помощи пробоотборника необходимо взять пробу. Среднюю плотность этой пробы находят по нефтеден-симетру.

Контроль за качеством товарной нефти и учет ее количества при сдаче транспортным организациям в настоящее время проводится с помощью автоматических установок. В основном используются автоматизированные установки “Рубин-2М” и станции учета нефти. Они имеют оборудование для постоянного замера объемного расхода товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и содержания солей. Установки могут быть настроены на показатели той или иной группы качества нефти по ГОСТ 9965-76. При нарушении этих показателей нефть автоматически направляется на повторную подготовку. Относительная погрешность изменения количества товарной нефти составляет 0,5 %.

8.5. Охрана окружающей среды на промыслах при транспорте нефти, воды и газа

Потери нефти при ее транспортировке и хранении, которые могут загрязнить окружающую среду, в основном связаны с испарением ее в резервуарных парках. Для сокращения этих потерь, а также для снижения выбросов легких углеводородов в атмосферу проводятся технические, технологические и организационно-технические мероприятия.

К техническим мероприятиям относятся:

строительство резервуаров большого объема (до 50 тыс. м³) с плавающими крышами и герметичными жесткими затворами. При этом потери легких углеводородов сокращаются на 80-85 %;

оснащение резервуаров дисками-отражателями, непримерзающими дыхательными клапанами, газоуравнительными обвязками;

окраска наружной поверхности резервуаров светлыми красками и др.

Технологические мероприятия предусматривают: работу нефтеперекачивающих станций (НПС) с подключенной емкостью, т.е. прием в откачку нефти производят в один и тот же резервуар или группу резервуаров; работу НПС по схеме “из насоса в насос”. Организационно-технические мероприятия включают: внедрение безрезервуарного учета нефти; сокращение времени пребывания нефти в резервуарных парках.

Загрязнение воздушного бассейна может происходить при некачественной сепарации газа от нефти на промыслах, откуда газ из концевых сепарационных установок попадает в товарные резервуары, увеличивая выброс нефти в атмосферу и ее потери.

По ГОСТ 1510-76 легкие нефти и автобензин необходимо хранить в резервуарах без понтона или плавающей крыши.

Рассмотрим элементы технических и технологических средств, использование которых уменьшает потери нефти и загрязнение воздушного бассейна. Нанесение на наружную поверхность резервуаров светоотражающих красок сокращает амплитуды суточных колебаний температуры газового пространства резервуаров и поверхности нефти. При длительном хранении нефти в наземных стальных резервуарах температура нефти в них примерно равна среднесуточной температуре окружающего воздуха. При коэффициенте оборачиваемости резервуаров более 200 раз в году эффект от снижения выбросов паров нефти в атмосферу за счет окраски резервуаров светоотражающими красками практически отсутствует.

В настоящее время широкое распространение получили диски-отражатели, которые применяются в металлических наземных и заглубленных резервуарах. Диски-отражатели устанавливаются вместе с дыхательным клапаном. Подвешенный под патрубком дыхательного клапана диск-отражатель меняет направление струи воздуха, входящего в резервуар, с вертикального на почти горизонтальное. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров продукта в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара при “выдохах”, и, следовательно, сокращаются потери нефти от испарения. Применение дисков-отражателей наиболее эффективно в нефтяных резервуарах с большим коэффициентом оборачиваемости. Промышленные испытания показали, что диски-отражатели сокращают потери от испарения при “больших дыханиях” в теплое время года в среднем на 30-40 %.

Большой эффект можно получить при использовании понтонов и плавающих крыш в резервуарах. Выпускаются понтоны двух типов: металлические по типовому проекту серии 704-1 ЦНИИПСК для резервуаров объемом от 200 до 20 000 м³ и синтетические типа ПСМ конструкции ВНИИСПТнефти для бензиновых резервуаров объемом от 100 до 5000 м³. Указанные понтоны с петлеобразным затвором снижают выбросы легких фракций нефти в атмосферу в среднем на 66 %.

Затворы типов ЗУПР и ЗУС конструкции ВНИИСПТнефть могут повысить эффективность типового понтона до 95 %, как и применение плавающих крыш.

Преимущество понтона из синтетических материалов в том, что отдельные его элементы по частям подаются через люк-лаз в резервуар, где производится окончательный монтаж без сварочных работ.

Целесообразно оснащение резервуаров отбойными козырьками для отвода выброшенной жидкости обратно в зазор между стенками и понтоном, а также использование газоуравнительной обвязки.

Для борьбы с донными парафинистыми отложениями в резервуарах применяются системы их размыва. Система монтируется в нефтяном резервуаре и состоит из группы размывающих головок (размещенных на днище), обвязывающих их трубопроводов, трубопроводной арматуры и приборов контроля и замера давления и расхода. Нефть, выходя из размывающих устройств в виде веерных затопленных струй, удаляет донный осадок с днища и переводит его во взвешенное состояние в массе товарной нефти. Сокращение потерь нефти и парафина за счет применения этой системы составляет в резервуарах типа РВС в среднем 5 % в год от их объема.

Качественный учет нефти по резервуарам проводится измерением уровня, что требует затрат ручного труда. При этом не всегда обеспечивается точность измерения, теряются легкие углеводороды и увеличивается пожароопасность объекта. Поэтому все большее применение получают турбинные счетчики, позволяющие осуществлять учет непосредственно на потоке, автоматизировать операции измерения, повысить точность и снизить потери нефти по сравнению с порезервуарным учетом на 70 % за счет уменьшения “больших дыханий”.

При перекачке нефти по схеме “из насоса в насос” при учете нефти по счетчикам потери нефти из резервуаров отсутствуют.

Потери нефти от испарения в процессе товарнотранспортных операций в резервуарах при повышении температуры зависят от физико-химических свойств нефтей и возрастают с увеличением содержания в нефти углеводородов группы С₁-С₄.

Возрастание температуры ведет к интенсивному выделению низкокипящих фракций нефти, повышает пожароопасность объектов, загрязняет воздушный бассейн резервуарного парка, а также может привести к потоплению понтонов в резервуарах. Ввиду этого следует принимать меры к сохранению оптимальной расчетной температуры.

Широкое применение сжиженных газов и метанола в качестве добавок к автобензинам позволяет резко уменьшить загазованность воздушного бассейна.

В очищении воздушного бассейна важную роль может сыграть использование газоконденсатов, содержащихся в нижних продуктивных горизонтах ряда газовых месторождений. Конденсаты, например, Западной Сибири на 70 % состоят из бензиновых и 30 % из дизельных фракций при незначительном содержании серы (не более 0,02 %). Кроме социальных выгод, такое мероприятие гарантирует высокую экономическую эффективность (себестоимость местных моторных топлив из конденсата намного дешевле привозного нефтетоп-лива).

Решение проблемы очищения воздушного бассейна во многом зависит от уровня утилизации попутных нефтяных газов. Первоначальный период развития нефтедобычи обычно характеризуется большими потерями газа и вследствие этого загрязнением атмосферы. В дальнейшем благодаря строительству объектов сбора, переработки и транспорта газа потери значительно уменьшаются и коэффициент утилизации газа может достигнуть 90-95 %.

Степень полезного использования попутных газов можно существенно повысить путем внедрения малогабаритных передвижных блочных газобензиновых установок (МГБУ) производительностью 40, 100, 300 и 500 тыс. м³/сут в первую очередь на вновь осваиваемых месторождениях. Они особенно выгодны в период, когда еще не готовы крупные стационарные ГПЗ. Основную продукцию МГБУ - стабильный бензин можно использовать непосредственно на промыслах в качестве компонента автобензина, а сжиженный газ может пойти на местные бытовые и производственные нужды.

Во избежание сжигания попутных газов в факелах следует аккумулировать их излишки в естественных хранилищах, т.е. в пластах с благоприятными геологическими условиями для хранения газа.

Также следует шире использовать попутный газ для закачки в продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеотдачи.

В решении этой проблемы немаловажное значение имеет своевременное проведение трубопроводов нефтяного газа к городам и поселкам. Отставание с вводом таких газопроводов приводит к тому, что для бытового хозяйства приходится завозить ежегодно тысячи тонн других топлив, сжигание которых дает большое количество нежелательных выбросов в атмосферу.

На линейных газопроводах периодически проводятся и х продувки путем выброса в атмосферу газа, конденсата, воды и механических примесей. Поэтому, помимо конденсата, окружающий воздух загрязняется газом. Во избежание подобных загрязнений окружающей среды следует организовать более качественную очистку природного газа от конденсата на промыслах. На газопроводах целесообразно установить конденса-тосборники и дренажные линии, а конденсат собирать с помощью агрегата для сбора конденсата АК-6.

Вопросы борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов на промыслах возникают уже на стадии разведочного бурения при отсутствии системы сбора нефти. При фонтанировании нефти из разведочных скважин ее собирают, как правило, в земляной амбар и затем сжигают. Подобных потерь можно избежать путем обратной закачки нефти в скважину или ее сбора в передвижные емкости с последующей транспортировкой на сборные пункты.

Передвижные емкости полезны для сбора нефти, теряемой при глушении и освоении скважин в период их подземных ремонтов. Отрицательно действуют на окружающую среду горящие факелы. На нефтепромыслах они окружены земляным валом высотой до 1,5 м для защиты от разлива нефти при возможном ее прорыве. Под тепловым воздействием вокруг горящего факела в радиусе 200-250 м полностью уничтожается всякая растительность. На газовых промыслах, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, горящие факелы на площади в 2-3 км² растепляют грунты, и в результате образуется непроходимая трясина. Единственное средство прекращения теплового воздействия факелов на окружающую природу заключается в своевременном строительстве системы сбора и переработки попутных нефтяных газов и газоконденсатов.

Сточные воды содержат большое количество органических загрязнений: нефти, нефтепродуктов и конденсата. В промстоках нефте- и газопромыслов могут наблюдаться также повышенные концентрации растворенных солей. Повышению концентрации солей в водах из газовых скважин способствует закачка в них высококонцентрированных растворов хлористого кальция против гидратообразования. Стоки нефте- и газопро-мыслов содержат, кроме того, такие высокотоксичные вещества, как дисольван, диэтиленгликоль и метанол.

Сброс промстоков без соответствующей очистки в водоемы приводит к загрязнению почвы, поверхностных и подземных вод. Это ведет к ограничению запасов чистой пресной воды и нарушению экологического равновесия всего природного комплекса.

Загрязнение природной среды является особенно пагубным для районов Севера, где низкие температуры воздуха, большой снежный покров тормозят процесы испарения и окисления. При этом разложение нефти, нефтепродуктов и конденсата, содержащихся в сбрасываемых стоках, происходит медленно, и зоны загрязнения распространяются на большие площади.

При закачке стоков в подземные горизонты следует предупредить закупорку пор пласта мехпримесями и нефтепродуктами, а необходимость освобождения вод от токсичных загрязняющих веществ отсутствует. Согласно технологическим нормам, в сточных водах, используемых для заводнения нефтяных пластов (с гранулярными коллекторами), содержание нефти, взвешенных веществ и окислов железа не должно превышать соответственно 1,0; 1,2 и 0,3-0,5 мг/л.

Установленными нормами концентрации мехпримесей, нефтепродуктов (в том числе конденсата) и закисного железа в закачиваемых стоках ограничиваются 10-30, 10-250 и 3 мг/л. Значение рН для сточных вод устанавливается в пределах 6,5-8. В случае закачки их в поглощающие горизонты подготовка воды проводится на сооружениях механической очистки: нефтеловушках-отстойниках, флотаторах, фильтрах.

Система захоронения промстоков состоит в том, что сточные воды с промысла и других объектов после подготовки подаются по водоводам в нагнетательные скважины для закачки в пласт. При этом в одну скважину могут быть закачаны промстоки с нескольких объектов. В качестве нагнетательных могут быть использованы уже пробуренные на месторождениях разведочные скважины.

Закачка сточных вод применяется на некоторых нефтяных месторождениях (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.), где избыточное количество сточных вод сбрасывается в апт-сеноманские поглощающие горизонты. Такая же система действует и на Уренгойском газовом месторождении, где производится закачка промстоков с УКП-1 в сеноманский поглощающий горизонт.

При утилизации сточных вод в качестве нагнетательных скважин предусматривается использовать уже пробуренные на месторождении разведочные скважины, так как затраты на и х реконструкцию намного ниже, чем на бурение новых скважин. При выборе таких разведочных скважин необходимо учитывать их техническое состояние, значение покрытой мощности поглощающего горизонта, а также расстояние скважин от предприятий - источников промстоков. Если поглощающий горизонт в глубоких скважинах перекрыт двумя обсадными колоннами, предлагается использовать для его вскрытия гидропескоструйную перфорацию или перфоратор ПСК-105. С целью обеспечения высокой приемистости пласта и сохранения обсадных колонн и цементных колец плотность перфорации составляет 20 отверстий на 1 м.

РАЗРАБОТКА СЛОЖНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО СОСТАВУ ГАЗА И КОЛЛЕКТОРСКИМ СВОЙСТВАМ ПЛАСТА

8.1. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Месторождения сложного состава, освоение и эксплуатация которых возможны только на основе создания газохимических комплексов, содержат помимо метана значительные количества более тяжелых углеводородов, включая конденсат, сероводород, углекислый газ, азот, меркаптаны, гелий, серо-окись, а также целый ряд микрокомпонентов.

В табл. 8.1 приведен компонентный состав пластовой смеси по некоторым месторождениям природного газа.

Рассмотренные месторождения можно разбить на следующие группы, исходя из компонента, определяющего подход к разработке месторождения.

1. Метановые (Медвежье, Уренгойское, Северо-Ставро-польское, Газлинское). Полностью доминирует метан. Концентрация этана еще не промышленная.

2.    Этано-метановые (Шебелинское, Березанское, Шатлык-ское).

3.    Этано-конденсатогазовое (Вуктыльское).

4.    Сероводородсодержащее, газоконденсатное, гелионос-ное (Оренбургское).

5. Конденсатное, сероводородсодержащее    (Карачаганак-ское).

6.    Серогазоконденсатное (Астраханское).

В газовой промышленности происходит переломный момент, связанный с подходом к разработке газоконденсатных месторождений. Переход на большие глубины приводит к появлению газоконденсатных месторождений со значительными ресурсами жидких углеводородов. При наличии крупных газовых месторождений и определенного дефицита в жидких углеводородах появилась необходимость и возможность планирования разработки ресурсов конденсата независимо от добычи газа. Впервые этот тезис был отражен в работе [1].

До последнего времени основой по конкретным месторождениям и регионам служила добыча газа, а добыча конденсата являлась производной. Все вводимые в эксплуатацию газоконденсатные месторождения (за исключением небольшого Ново-Троицкого в Днепровско-Донецкой впадине) разрабатывались на режиме естественного истощения. При этом динамика добычи конденсата характеризовалась быстрым выходом на максимальный объем с последующим резким снижением.

Такой подход складывался исторически исходя из того, что в газовых ресурсах долгое время доминировали легкие углеводороды, в основном метан, доля которого доходила до 95 % и более, а потребность в жидких углеводородах практически полностью покрывала нефтяная промышленность.

В последние годы открыты месторождения, при разработке которых основную роль будут играть добыча и поставка не газа, а других более ценных компонентов. Так, в газе Астраханского месторождения доля метана составляет около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %, в том числе почти 25 % сероводорода.

В пластовом сырье Карачаганакского месторождения доля метана составляет 70 %, а содержание тяжелых углеводородов С₅₊ достигает 800 г/м³.

Эти месторождения следует рассматривать как ресурсы полиминерального сырья, при разработке которых необходимо обеспечить максимальное извлечение и использование всех ценных компонентов, так как в составе сырья практически нет пригодных для использования в народном хозяйстве компонентов.

Освоение сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений потребовало создания принципиально новых концепций проектирования разработки таких месторождений [2].

Крупный газохимический комплекс проектируется на срок эксплуатации не менее 30 лет после выхода на проектную мощность; желательно также, чтобы состав поставляемого на переработку сырья претерпевал минимальные изменения во времени.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение даже при достаточно длительном периоде постоянной добычи по газу сопровождается примерным постоянством выхода таких компонентов, как, например, сероводород и этан, и практически полным отсутствием периода стабильной добычи конденсата. Кроме того, существенные изменения претерпевает и состав добываемого конденсата за счет выпадения в пласте тяжелых углеводородов.

В этом случае проектные мощности по переработке конденсата оказываются недогруженными и их недоиспользование возрастает во времени, особенно если речь идет о крупном месторождении, а перспективы региона ограничены по ресурсам жидких углеводородов. Причем чем выше начальное 338 содержание конденсата в газе, тем более резкий темп падения добычи конденсата, тем больше недогрузка оборудования.

Надо учитывать, что затраты на современный газохимический комплекс составляют несколько миллиардов долларов. В этих условиях обеспечение проектных загрузок комплекса — одна из первостепенных задач. Постоянную добычу конденсата в течение определенного периода можно обеспечить только в случае разработки месторождений с поддержанием пластового давления.

Разработка на истощение характеризуется в основном низкими коэффициентами конденсатоотдачи. Если коэффициент газоотдачи обычно составляет 0,7 —0,9, то конденсато-отдача — 0,3 —0,6. При повышении содержания конденсата коэффициент его извлечения уменьшается. На Вуктыльском месторождении с начальным содержанием конденсата 360 г/м³ коэффициент конденсатоотдачи оценивается в 0,33, при этом в пласте останется значительное количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу за счет ретроградной конденсации при разработке месторождения на истощение. Следует оценивать раздельно коэффициенты извлечения и использования полезных компонентов. Это в наибольшей степени относится к таким компонентам, как этан, СО₂, гелий, конденсат.

Крупные газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата следует рассматривать как базовые по добыче жидких углеводородов — основного продукта. В этом случае можно провести аналогию с нефтяным месторождением с газовой шапкой, при разработке которого происходит временная консервация нефтяного газа, что не учитывается при определении экономической эффективности разработки месторождения с поддержанием давления.

Наиболее четко новый подход к разработке месторождений со сложным составом газа проявляется на примере месторождений Прикаспийской впадины.

Оренбургский газовый комплекс поставляет потребителям товарный газ, стабильный конденсат, серу, сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.

Период постоянной добычи основных компонентов (газа и сероводорода) на Оренбургском месторождении составил около 10 лет.

Новый подход проявился прежде всего в появлении понятия базовых месторождений по доминирующим, наиболее ценным компонентам. Астраханское месторождение рассматривается как базовое по поставке сырья для выработки серы, а Карачаганакское — как базовое по добыче жидких углеводородов. Это означает, что прогнозируется долговременный период постоянных поставок соответственно по сере и жидким углеводородам.

Впервые в отечественной практике на Карачаганакском месторождении планировалось применение крупномасштабного сайклинг-процесса. Весь сухой газ, полученный после переработки сырья на газохимическом комплексе, предполагалось использовать для обратной закачки в пласт. Предусмотрены были, в случае необходимости, дополнительные поставки газа для закачки из транзитных магистральных газопроводов.

При освоении Астраханского и Карачаганакского месторождений, служащих долговременной сырьевой базой газохимических комплексов, на первый план выдвигается проблема комплексного и максимального использования всех компонентов, находящихся в пластовом флюиде, а также охраны окружающей среды. Темпы разработки таких месторождений и их конечная компонентоотдача определяются мощностями и рентабельностью газохимических комплексов.

Три месторождения определяют стратегию освоения газовых ресурсов Прикаспийской впадины — Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. Каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании их разработки и эксплуатации. Однако эти месторождения имеют и существенно сходные признаки — большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермо-карбонового возраста, наличие H₂S, СО₂, конденсата, жесткая связь динамики добычи газа с работой газохимического комплекса.

Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ) — сравнительно неглубокозалегающее (1300 —1800 м) с этажом газоносности до 550 м. Характеризуется неоднородным по площади и разрезу составом газа и содержанием стабильного конденсата 64 — 72 г/м³; имеются сероорганические соединения. Пластовое давление 20,4 МПа, пластовая температура 32 °С. К основной газоконденсатной залежи приурочены нефтяные оторочки.

Эксплуатация ОГКМ связана с трудностями, обусловленными быстрым снижением пластового давления в зонах отдельных УКПГ, приуроченностью значительных запасов к малопроницаемым коллекторам, активными водопроявле-ниями, отложениями солей, агрессивностью и токсичностью газа.

На ОГКМ в пятисотметровой толще карбонатных пород выделено и прокоррелировано 36 укрупненных пластов с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Залежь по предложению Р.И. Вяхирева разделена на три эксплуатационных объекта, существенно отличающихся по площади, коллекторским свойствам, составу газа [3, 4].

Отработка продуктивной толщи и избирательное продвижение пластовой воды определяются наличием в разрезе и площадным распространением коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами, а также зонами с субверти-кальной газодинамической связью между объектами.

Быстрому снижению пластового давления в отдельных зонах способствует неравномерная отработка залежи по площади и разрезу, наличие неразбуренных зон, занимающих более 30 % площади [5].

Разница в пластовых давлениях по объектам достигает

1,5 — 2 МПа, что приводит к появлению устойчивых межплас-товых перетоков. В наименьшей степени отрабатываются низкопроницаемые коллекторы объекта I, запасы которого составляют 25 % общих. Для малопроницаемых коллекторов дискуссионным остается вопрос о промышленных запасах пластового флюида, так как принимаемый сейчас нижний предел пористости (т = 6+7 %) не всегда служит надежным критерием и требует учета проницаемости и начальных градиентов давления.

Анализ зависимостей S/z от О_до6 для зон отдельных УКПГ позволяет сделать вывод о том, что избирательное внедрение пластовых вод в залежь не оказывает заметного влияния на восстановление пластового давления. По большинству УКПГ наблюдается практически газовый режим. Одной из главных особенностей и осложнений при разработке ОГКМ было интенсивное избирательное обводнение скважин уже на первом этапе эксплуатации. Стадию обводнения прошло более

100 скважин; процесс обводнения месторождения продолжается.

При избирательном продвижении воды в слоистую неоднородную залежь текущее пластовое давление может оказаться ниже линии газового режима в связи с защемлением целиков газа и ухудшением площадной вертикальной газодинамической связи между пластами.

Промыслово-геофизические данные свидетельствуют об избирательном продвижении пластовых вод в залежь по наиболее проницаемым и относительно изолированным пластам небольшой толщины. Доминирующее избирательное продвижение контурных вод может усложняться из-за вертикального подтягивания подошвенной воды, по некоторым зонам связанного с трещиноватостью и закарстованностью, а также из-за растекания воды по наиболее дренируемым пластам в обводненных скважинах.

Принципиально возможно и целесообразно регулирование избирательного латерального продвижения воды в высокопроницаемых пластах небольшой толщины ее отбором.

С целью создания условий для возможности регулирования отработки отдельных объектов и избирательного продвижения пластовой воды предложена комбинированная система вскрытия эксплуатационных объектов с перекрытием продуктивной толщи эксплуатационной колонной и выборочной перфорацией.

Негативную роль в степени уменьшения вскрытия и дренирования объектов играют пробки, образующиеся при эксплуатации скважин как с открытым стволом, так и с закрытым забоем.

К основным видам осложнений при эксплуатации малоде-битных скважин относится их самопроизвольная остановка при работе в неустойчивом режиме, связанном со скоплением в стволах жидкости — воды, конденсата.

На ОГКМ наблюдается вынос из скважин окрашенного конденсата. Цвет конденсата варьирует от бесцветного до черного, включая следующие оттенки: светлый, светло-желтый, светловатый, желтый, темно-желтый, светло-коричневый, коричневый, темно-коричневый, темный. Как известно, на этом месторождении имеются промышленные нефтяные оторочки и непромышленные оторочки мозаичного типа. Кроме того, в продуктивной толще газовой залежи имеется остаточная нефть, рассеянные жидкие углеводороды (РЖУ).

Важный момент — установление площадного распространения отдельных компонентов, а в случае большого этажа газоносности — распределение компонентов по разрезу.

Проведенные на ОГКМ в 1979—1981 гг. исследования позволили выявить дифференциацию состава газа и газоконденсатной характеристики по объектам [6].

Переработка газов сложного состава предъявляет повышенные требования к объемам и качеству сырья, поставляемого на газоперерабатывающие заводы. Это требует разработки методов прогнозирования, контроля и регулирования текущей концентрации компонентов в добываемом сырье и степени их извлечения.

Расчеты, проведенные по ОГКМ, показывают, что изменение содержания отдельных компонентов в газе, добываемом по зонам различных УКПГ, происходит практически синхронно. Это означает, что начальное различие в составе газа по зонам УКПГ примерно сохраняется и в процессе разработки.

Концентрация отдельных компонентов в добываемом газе может изменяться также вследствие перетоков газа, площадных и скважинных. Их влияние особенно заметно в первый период разработки месторождения, когда пластовое давление заметно дифференцировано по площади из-за неодновременного ввода в эксплуатацию УКПГ. В процессе разработки месторождения масштабы площадных перетоков газа будут уменьшаться вследствие стабилизации зон отбора.

При разработке газоконденсатных месторождений на истощение довольно высокие суммарные коэффициенты извлечения можно получить для легкокипящих газообразных компонентов: метана, этана, пропана, азота, H₂S и СО₂. Для условий ОГКМ при снижении пластового давления до

3,6 МПа потенциальный коэффициент извлечения из пласта указанных компонентов составляет 0,80 — 0,85. В то же время значительная часть компонентов остается в пласте в жидкой фазе. Так, компонентоотдача бутанов составляет 0,75 — 0,77, а легкокипящих меркаптанов — 0,66 — 0,74. Еще более резко изменяется компонентоотдача отдельных фракций конденсата (от 0,53 до 0,14). После давления начала конденсации все фракции конденсата начинают интенсивно переходить в жидкую фазу. Поэтому в режиме истощения невозможно обеспечить одновременно поставки на ГПЗ постоянного объема газа, конденсата и сероводорода. Необходимо также вводить термин "покомпонентный дебит".

Астраханское месторождение (АГКМ) — первое в нашей стране месторождение, в котором объемное содержание метана около 50 %, а кислых компонентов — более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации 38 — 40 МПа. Среднее содержание конденсата 260 г/м³, пластовая температура 110 °С.

Основные проблемы разработки Астраханского месторождения связаны с большой глубиной залегания (более 4000 м), аномально высоким пластовым давлением (около 63 МПа), неупругим характером деформирования пласта-коллектора, сложным составом природного газа, содержащего значительное количество неуглеводородных коррозионноактивных компонентов (до 25% Н₂8 и 16 % СО₂), повышенным содержанием конденсата (260 г/м³).

Отечественная газовая промышленность    сталкивается

впервые с таким типом высокосернистого месторождения, приуроченного к низкопроницаемым коллекторам.

Проблема переработки высокосернистого газа усложняется наличием в газе высокой концентрации СО₂, сероорганических соединений (меркаптаны, СО8, CS₂ и т.д.), тяжелых углеводородов.

Особого внимания требуют низкопроницаемые коллекторы АГКМ, для которых необходимо разрабатывать новые физико-химические методы воздействия на призабойную зону и пласт в целом. Следует отметить, что на первом этапе карбонатный коллектор АГКМ достаточно хорошо реагирует на массированные спиртокислотные обработки, позволяющие снизить рабочие депрессии на пласт.

Эксплуатация АГКМ проходит в осложненных условиях, обусловленных низкой продуктивностью коллекторов, высокими депрессиями на пласт, повышенной коррозионной агрессивностью и токсичностью газа, гидратообразованием, выпадением конденсата в пласте, возможным сероотложени-ем в пласте и коммуникациях.

Значительная часть месторождения приурочена к пойменной зоне и, по-видимому, не будет разбуриваться длительное время.

Требует обоснования способ разработки АГКМ, так как при разработке на истощение коэффициент газоотдачи оценивается в 0,5 —0,6. В связи с этим могут возникнуть новые крупномасштабные задачи по поддержанию пластового давления в слабопроницаемых деформируемых коллекторах за счет обратной закачки сухого газа и СО₂.

При разработке месторождения на истощение после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации рабочие дебиты скважин могут резко снизиться из-за "запирающего" эффекта, связанного с выпадением конденсата в призабойной зоне. Кроме того, снижение давления может привести к уменьшению дебитов из-за необратимых деформаций пласта, и поэтому основной эффект от поддержания давления связан с экономией значительного числа скважин благодаря замедлению темпов снижения рабочих дебитов.

Поддержанию рабочих дебитов, а также повышению газо-и конденсатоотдачи могут способствовать и циклические закачки СО₂ в призабойную зону скважин.

Таким образом, специфика АГКМ потребовала новых систем размещения скважин, совершенствования технологии бурения, добычи, промысловой подготовки, переработки газа и конденсата, новых решений по защите оборудования от коррозии и охране окружающей среды.

Карачаганакское месторождение (КНГКМ) выделяется глубиной залегания (до 5200 м), большим этажом продуктивности (1600 м), сравнительно небольшой площадью газоносности, высоким содержанием конденсата (до 800 г/м³), наличием парафинов (до 2 %). Объемное содержание метана в исследованных интервалах достигает 80 %, сероводорода 3,7 %, меркаптанов 0,2 %. Состав пластового газа отличается также высоким объемным содержанием этана (5 — 6 %) и пропан-бутановой фракции (4 — 5 %). Пластовое давление 53 — 60 МПа, пластовая температура 72 — 85 °С.

Весь сухой газ, получаемый после переработки на Оренбургском ГПЗ, предполагалось в будущем закачивать обратно в пласт для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента конденсатоотдачи.

В октябре 1984 г. месторождение введено в опытнопромышленную эксплуатацию. На месторождении выделено три эксплуатационных объекта. В настоящее время эксплуатируется в основном верхний газоконденсатный объект, имеющий наибольший запас по давлению до начала ретроградной конденсации.

Добываемое сырье проходит промысловую подготовку на месторождении, затем газ сепарации и нестабильный конденсат раздельными потоками подаются для переработки на Оренбургский ГПЗ, расположенный в 150 км.

На Карачаганакском месторождении впервые в мировой практике планируется применение крупномасштабного регулируемого сайклинг-процесса для больших глубин и этажа продуктивности 1,6 км. Предполагается использование различных модификаций сайклинг-процесса с доведением годового объема закачки газа до 20 млрд. м³. Это позволит увеличить конденсатоотдачу на 20 — 25 %.

В связи с организацией на Карачаганакском месторождении сайклинг-процесса существенно возрастают требования к геологической изученности и разведанности сложнопостро-енной Карачаганакской залежи, приуроченной к низкопроницаемым карбонатным коллекторам. Месторождение находится в стадии доразведки. Разведка таких месторождений должна проводиться как для крупных нефтяных месторождений, т.е. со значительно большей степенью детализации, чем газовых.

Важнейшая задача для АГКМ и КНГКМ — интенсификация притока газа из низкопроницаемых коллекторов с большим этажом продуктивности. С этой целью совершенствуются существующие методы воздействия на призабойную зону и будет разрабатываться комплекс методов дальнего воздействия на пласт, в том числе: различные модификации ГРП, включая поинтервальный массированный гидроразрыв, создание принципиально новых методов интенсификации на основе виброволновой технологии и техники, бурение наклонных и горизонтальных скважин, закачка в пласт СО₂.

На КНГКМ проходят опытно-промышленную проверку базовые скважины, позволяющие максимально использовать продуктивный потенциал большого этажа газоносности. Базовая скважина БС-126 имеет открытый ствол, более 1000 м, и устойчиво работает с дебитом по газу 1,6 млн. м³/сут и по нестабильному конденсату 1200 т/сут при средней проницаемости по разрезу менее 1 мкм².

Сайклинг-процесс — дорогостоящее мероприятие, которое не гарантирует автоматически резкого повышения кон-денсатоотдачи и требует тщательной проработки технологических и технических решений. Это особенно важно для глубокозалегающего Карачаганакского месторождения, приуроченного к низкопроницаемым коллекторам.

Продолжительность бурения скважин составляет 1 —

1,5 года, и, таким образом, система разработки является весьма инерционной. Стоимость скважин глубиной 4 — 5 км достигает 50 % общих капиталовложений. Для сайклинг-процесса требуются компрессоры с давлением на выкиде 50 МПа.

Основные трудности сохранения уровня постоянной добычи жидких углеводородов в течение длительного времени связаны с необходимостью эффективного поддержания пластового давления рециркуляцией товарного газа в низкопроницаемые неоднородные коллекторы с большим этажом газоносности.

Во время сайклинг-процесса возможны быстрый прорыв газа в добывающие скважины и связанное с этим изменение состава сырья, подаваемого на ГПЗ. Прорыв газа по отдельным пропласткам может начаться уже в первые годы разработки, и через некоторое время доля сухого газа достигнет в добываемой продукции 10 % и более.

В настоящее время на КНГКМ проводится выделение макрозон, для каждой из которых будет выбираться оптимальная модификация сайклинг-процесса и системы размещения и вскрытия добывающих и нагнетательных скважин.

Исходя из типа и параметров макрозон на Карачаганакс-ком месторождении, можно применять различные модификации сайклинг-процесса: вертикальный, латеральный, циклический, комбинированный. Не исключено, что некоторые зоны продуктивной толщи окажется целесообразным разрабатывать на истощение, учитывая неэффективность применения для них сайклинг-процесса. Каждая макрозона будет характеризоваться своими коэффициентами газо- и конденсатоотдачи.

8.2. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ОРЕНБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Вопросы оптимизации систем размещения и вскрытия скважин на многопластовых месторождениях, разрабатываемых при активном упруговодонапорном режиме, рассматривались в работах [3, 7].

После газоконденсатных месторождений Краснодарского края и Коробковского месторождения интенсивное избирательное продвижение пластовых вод на первом этапе эксплуатации было отмечено на Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОГКМ).

Активные водопроявления по значительному числу скважин, неравномерность отработки залежи, площадные и меж-пластовые перетоки выдвинули на первый план проблему создания регулируемой системы разработки ОГКМ.

Проект разработки ОГКМ 1973 г. был выполнен исходя из предположений о массивности залежи и проявления газового режима на первом этапе эксплуатации. В соответствии с этим была принята и система разработки — равномерное размещение скважин в зоне разбуривания, вскрытие скважинами всей продуктивной толщи, не доходя 50 м до ГЖК, эксплуатация скважин с открытым забоем.

Фактическая разработка месторождения показала, что указанная система не позволяет контролировать и регулировать процессы отработки и обводнения сложнопостроенной залежи с большим этажом продуктивности, и потребовалось внесение корректив.

В 1979 г. было признано целесообразным перейти к системе разработки ОГКМ с выделением трех эксплуатационных объектов.

При размещении скважин по площади и объектам принимались во внимание следующие факторы. К 1979 г. по большинству зон УКПГ отсутствовала возможность оценить параметры отдельных эксплуатационных объектов и вести контроль за их отработкой и взаимодействием. Поэтому проектные скважины на 1979 — 1981 гг. были разнесены по эксплуатационным объектам исходя из первоочередной задачи — получения информации по отработке, газодинамической связи, коллекторским свойствам, продуктивным возможностям и запасам отдельных объектов.

Важный момент — создание условий для возможности регулирования отработки отдельных объектов и избирательного продвижения пластовых вод по площади и разрезу залежи.

При создании регулируемой системы разработки ОГКМ предусматривалось замедление темпов дренирования зон повышенной проводимости и опережающего обводнения по отдельным пластам.

Чтобы уменьшить форсированную отработку наиболее проницаемых пластов и снизить темп избирательного продвижения по ним пластовой воды, для проектных скважин была предложена закрытая конструкция забоя скважин с выборочной перфорацией по данным геофизических исследований и условий разработки. Положение забоя, диаметр и глубина спуска НКТ устанавливались дифференцированно для каждой конкретной скважины.

С 1979 г. на ОГКМ начал осуществляться переход на комбинированную систему вскрытия эксплуатационных объектов с закрытой конструкцией забоя и выборочной перфорацией.

По состоянию на 1/V 1981 г. на ОГКМ была пробурена

101 скважина, в том числе на объекте I — 48, на объекте II — 35, на объекте III — 18.

Вследствие перехода на комбинированную систему разработки и связанного с этим некоторого снижения рабочих дебитов скважин, необходимо было учитывать также и до-бывные возможности новых скважин с целью поддержания стабильного уровня добычи газа и отдельных компонентов. Началось разбуривание ряда новых зон в районе УКПГ-12, 9, 14 с повышенными эффективными толщинами. В плохо изученных зонах с предполагаемыми небольшими эффективными толщинами в объекте I предлагалось вскрывать объекты I 348 и II с последующей выборочной перфорацией обоих объектов по результатам геофизических данных. В любом случае добывающие скважины, предназначенные для дренирования объекта I, бурили со вскрытием объекта II или III.

С учетом низкой продуктивности объекта I в основном предусматривалась его совместная эксплуатация с объектом II или III (за исключением отдельных наиболее продуктивных зон).

Предусматривается бурение скважин на УКПГ-10 в наиболее продуктивной зоне с целью увеличения добычи газа с повышенным содержанием сероводорода. С этой же целью, а также с учетом быстрого падения пластового давления в южной части планировалось добуривание скважин в северной части УКПГ-9 с хорошими коллекторскими свойствами.

Допускалось создание скважин с совместным вскрытием нескольких объектов (в том числе с открытым стволом), расположенных в безопасных с точки зрения обводнения зонах.

Исходя из результатов проведенного пообъектного анализа разработки ОГКМ перед размещением проектных скважин на 1981 — 1983 и последующие годы ставились следующие задачи:

обеспечение запланированной добычи газа;

повышение газоотдачи объектов;

перераспределение темпов дренирования по отдельным объектам;

усиление дренирования неразбуренных зон;

контроль за отработкой объектов по площади и разрезу;

контроль за активностью водоносного бассейна;

уточнение газоконденсатной характеристики и состава газа по объектам;

уточнение положения ГЖК в отдельных зонах.

Для ОГКМ один из наиболее принципиальных вопросов — конструкция забоя. До 1979 г. практически все скважины были с открытым стволом. Пробурено несколько скважин с конструкциями забоя различных типов. В условиях активных водопроявлений, большого этажа газоносности, резкой неоднородности ФЕС по площади и разрезу эксплуатация скважин с открытым стволом имеет существенные недостатки:

неуправляемая опережающая отработка отдельных наиболее высокопроницаемых пластов в разрезе и создание тем самым предпосылок для их избирательного обводнения;

почти по всем скважинам с открытым стволом отмечаются пробки значительной толщины, которые в большинстве случаев непроницаемы;

невозможность проведения изоляционных работ при поступлении пластовой воды;

принятая одинаковая глубина для всех скважин приводила к тому, что отдельные высокопроницаемые пропластки с небольшими запасами вскрывались значительным числом скважин и имели повышенные темпы дренирования;

неуправляемое воздействие СКО на нижние интервалы; практическая невозможность проведения поинтервальных работ по интенсификации притока газа и ГРП;

растекание воды в пласты с пониженным пластовым давлением в простаивающих обводненных скважинах.

В то же время закрытая конструкция с выборочной перфорацией позволяет:

осуществлять регулирование темпов дренирования объектов и даже отдельных пластов по площади и разрезу;

бурить и эксплуатировать скважины в зонах с уже обводненными пластами в разрезе продуктивной толщи; избежать образования пробок большой толщины; увеличить период безводной эксплуатации скважин; проводить ремонтно-изоляционные работы и направленные обработки призабойной зоны;

компоновать при необходимости в одной скважине пласты примерно одинаковыми продуктивными характеристиками.

С учетом сказанного для проектных скважин ОГКМ в качестве основной выбрали закрытую конструкцию забоя с выборочной перфорацией по данным ГИС.

Скважины должны быть оборудованы съемными пакерами, надпакерным и подпакерным циркуляционными клапанами, клапанами-отсекателями.

Хвостовики НКТ в скважинах объектов I и II спускаются на глубину нижних отверстий перфорации, в скважинах объекта III — на глубину несколько выше забоя.

Открытый ствол в пределах одного или всех эксплуатационных объектов следует признать допустимым для скважин, расположенных в безопасных с точки зрения обводнения зонах, а также для большинства скважин в зоне УКПГ-10 (за исключением скважин, забои которых будут расположены в непосредственной близости от ГЖК).

Даже в пределах одного объекта встречаются пласты-коллекторы, отличающиеся по проницаемости на один-три 350 порядка, и, таким образом, трудно избежать опережающей отработки лучших пластов в скважине.

Отсюда следует вывод о том, что должно проводиться площадное регулирование отбора из этих пластов за счет различного числа скважин, определяющих суммарный темп отбора из пластов.

При сложном наборе пластов с различными ФЕС выборочная перфорация позволяет скомпоновать в одной скважине пласты с близкими значениями проницаемости, входящие в разные объекты.

Изучение площадной и вертикальной неоднородности коллекторов, особенно в зоне газоводяного контакта, имеет принципиальное значение для понимания механизма обводнения пластов и создания геологической основы для проведения расчетов, связанных с продвижением пластовых вод.

Указанные вопросы рассматриваются на примере ОГКМ, разработка которого сопровождается активным водопрояв-лением практически с самого начала разработки.

Продуктивная толща основной артинско-средне-каменно-угольной залежи ОГКМ сложена преимущественно известняками, иногда слабо доломитизированными и сульфатизиро-ванными. На общем фоне низкой и средней проницаемости пород отмечается наличие в разрезе залежи коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами (УФС).

Анализ геофизических и геолого-промысловых материалов по ОГКМ показывает, что неравномерная отработка продуктивной толщи и избирательное продвижение пластовой воды во многом определяются наличием в разрезе и площадным распространением коллекторов с УФС.

8.2.1. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Оренбургское газоконденсатное месторождение характеризуется сложным геологическим строением. В пределах основной газоконденсатной залежи с этажом газоносности свыше 500 м выделено три эксплуатационных объекта и два раздела. Каждый объект, в свою очередь, является сочетанием группы взаимодействующих и изолированных (частично или регионально) пластов. Карбонатный коллектор ОГКМ характеризуется низкой средней проницаемостью, однако по разрезу залежи выделяется целый ряд высокопроницаемых пластов небольшой толщины, что создает благоприятные условия для избирательного продвижения пластовой воды. На процессы обводнения и извлечения газа существенное влияние оказывают капиллярные эффекты. Пластовая вода, продвигаясь по наиболее проницаемым пропласткам и впитываясь под действием капиллярных сил, вытесняет газ из прилегающих пластов (если пласты гидрофильны) и способствует тем самым увеличению газоотдачи. С другой стороны, в силу неоднородности пластов как по разрезу, так и по площади, впитывание воды в различных зонах будет неодинаковым. В результате возможно образование значительных по размерам зон защемленного, но подвижного газа. Макрозащемлению способствует также наличие гидрофобных участков в пласте. Появление зон макрозащемления может привести к значительному снижению газоотдачи.

Кроме того, если к высокопроницаемому пласту примыкают менее проницаемые гидрофобные пласты, то его обводнение не будет сопровождаться капиллярной пропиткой

и, следовательно, приведет к более быстрым темпам вторжения воды в залежь и резкому ухудшению вертикальной газодинамической связи между пластами.

В связи с этим для ОГКМ приобретают особое значение вопросы регулирования процессов вторжения воды в залежь. Указанная задача решается на основе методов математического моделирования.

Расчетная модель процессов обводнения газовых залежей пластовой водой основывается на математическом описании совместной фильтрации газа и воды с использованием геоло-го-промысловой информации и геометрии залежи, ее фильтрационных параметров, расположении скважин, динамике отборов газа и т.д.

Основу математической модели составляют уравнения двухфазной фильтрации газа и воды, полученные при следующих предположениях: фазы считаются несмешивающимися, химически не реагирующими и подчиняющимися обобщенному закону Дарси [8]:

v =^-k?^s)g^radp+Р;90' ^{г    1 2    (8Л)}

гг

Здесь v, k_i(s),    р, р_г с индексом i = 1 — соответственно

вектор скорости фильтрации, относительная фазовая проницаемость, вязкость, давление, плотность газовой фазы; те же обозначения с индексом i = 2 — то же, жидкой фазы; s — газонасыщенность; g — ускорение свободного падения; к — проницаемость породы.

Считается, что разность давлений в фазах равна капиллярному давлению:

Pi - Р2 = RAs) = о cose^kf^),    (8.2)

где о — коэффициент межфазного натяжения; 0 — краевой угол смачивания; f(s) — безразмерная функция Леверетта; m — пористость.

Уравнение неразрывности потока i-й фазы

Интегрирование системы нелинейных уравнений (8.1) и (8.5) при соответствующих граничных и начальных условиях можно выполнить только численно. Но и в этом случае учесть все особенности геологического строения ОГКМ невозможно, поэтому расчеты проводились на основе следующих упрощений [9].

Каждый из трех выделенных эксплуатационных объектов рассматривали изолированно друг от друга. Внутри каждого объекта выделяли либо отдельные изолированные пласты, либо совокупности взаимодействующих пластов. В первом случае в каждом выделенном пласте фильтрацию можно считать плоской. Тогда, пренебрегая градиентом капиллярного давления, систему уравнений (8.1) — (8.5) можно записать в виде

d

дх

^и 2

доля воды в общем потоке; v_x, v_y — проекции суммарной скорости фильтрации соответственно на горизонтальные оси X и у.

В случае взаимодействующих пластов необходимо решать трехмерные уравнения с учетом фильтрации в вертикальном направлении. Здесь, как и в уравнениях (8.6) и (8.7), можно пренебречь градиентом капиллярного давления по координатам х и у, но в вертикальном направлении им пренебрегать нельзя, так как пласты достаточно тонкие и влияние капиллярных эффектов на перетоки между пластами может быть существенным. Более того, если пласты резко различаются по фильтрационным параметрам, то перетоки, вызванные перепадом давления, будут несущественными по сравнению с капиллярной пропиткой. В этом случае можно пренебречь суммарным потоком газа и воды по вертикали [10]. Такая модель была принята для исследования особенностей продвижения воды в многослойных пластах. Это позволяет также существенно упростить систему уравнений (8.6) — (8.7). Действительно, для суммарного потока в направлении оси z справедливо выражение

Так как по предположению v_z = 0, то

J dp_s

dp

dz

¹ -    Р)|

Г5Т- ^Ay2

где Ay = Y2 - Y1; Yi = p g; Р = Р1.

Тогда окончательно систему (8.6) виде

(8.7) можно записать

ф(, р) —

ду

-^mdp2^{(1 - s)} dt

(8.8)

f1

дХ

(8.9)

где

Системы (8.6) — (8.7) и (8.8) — (8.9) отличаются друг от друга вторыми уравнениями. Таким образом, для п-слойного пласта необходимо решить п плоских уравнений (8.8) — (8.9) с последующим расчетом капиллярно-гравитационной сегрегации.

Здесь принято обозначение s^m = s(k, D_m), где m — номер временного интервала.

Конечно-разностные аппроксимации уравнений (8.6) — (8.7) и (8.8) — (8.9) рассмотрены в работах [8, 10].

Простейшую схему расщепления для уравнения в дифференциальной форме можно записать в виде

Численный анализ процесса обводнения проводился на примере укрупненного пласта III₁, относящегося к верхней части объекта III [9]. Пласт III₁ выбран в качестве модельного, так как он изолирован от нижней части объектов II и III и по нему отмечаются активные водопроявления.

Из пяти пластов, входящих в состав III₁, пласты I II1, I II³, I II⁵ — продуктивные; пласты I II² и I II,¹ — разделы.

По геолого-промысловым данным пласты I II1 и I II⁵ выклиниваются в сторону водоносного бассейна, имеют ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства и не относятся к водоопасным. Наиболее водоопасен пласт I IIj⁵, отличающийся значительно лучшими коллекторскими свойствами и имеющий гидродинамическую связь с водонапорным бассейном на определенных участках границы.

Численный эксперимент состоял из двух этапов:

1)    воспроизведение истории разработки;

2)    моделирование процессов регулирования продвижения воды в залежь.

На первом этапе подбирались такие параметры пласта, при которых обводнялись скважины, выносящие пластовую воду по фактическим данным (зоны УКПГ-6, 12).

Первоначальные параметры продуктивной части пласта I II³ принимали равными: средняя проницаемость — 10 мкм²; средняя пористость — 0,11; запасы — 17,37 млрд. м³; эффективная толщина пласта изменяется от 1 до 5 м; начальная га-зонасыщенность — 0,65.

Следует отметить, что в пределах пласта I II³ имеются зоны выклинивания, состоящие из низкопроницаемых пород с повышенной водонасыщенностью. Однако из-за низкой проницаемости (порядка 0,1 мкм²) вода в них неподвижна.

Расчеты показали, что продвижение воды, по существу, не отмечается при проницаемости 10 мкм² и незначительно при 100 мкм².

Таким образом, были смоделированы условия, при которых расчетное обводнение скважин приближалось к фактическому. Начальное и текущее положения ГВК на конец 1982 г. показаны на рис. 8.1.

Сравнение результатов показывает, что продвижение ГВК заметно замедляется, если обводнившиеся скважины продолжают работать с выносом воды. Этот же результат указывает на принципиальную возможность регулирования продвижения пластовой воды для принятых условий. В развитие этого вывода было исследовано продвижение воды для случая, когда обводнившиеся скважины переводятся на эксплуатацию с заданным отбором воды. Рассмотрен вариант, в котором каждая из трех укрупненных скважин начиная с 1980 г. продолжает эксплуатироваться с заданным отбор ом воды 100 м³/сут.

При такой эксплуатации скважин удалось получить об ратное движение ГВК до линии расположения указанных укрупненных скважин, на которой он остановился.

По промысловым и геофизическим данным продвижение пластовой воды наблюдается в районах УКПГ-6, 8 (рис. 8.2). При анализе исходных геолого-промысловых данных выяв-

Рис. 8.1. Схема расчетного продвижения воды по пласту I II³ на конец 1982 г. 356

Рис. 8.2. Прогноз продвижения пластовой воды по пласту I II₇:

1, 2, 3 — положение текущего ГВК на 1980, 1985, 1987 гг. соответственно; 4 — начальный ГВК; 5 — зоны непроницаемых пород; 6, 7 — добывающие и обводненные скважины соответственно

лена неразбуренная зона Л в западной части пласта (УКПГ-12), которая, по-видимому, дренируется в основном за счет площадных перетоков газа в зону основных отборов газа (УКПГ-2, 6, 7, 8). При проведении расчетов проницаемость, пористость, запасы, а также отборы газа были скорректированы так, чтобы воспроизводилось фактическое обводнение скважин. Это оказалось возможным при проницаемости пласта 1000 мкм², пористости 8 — 9%. Проницаемость в зонах выклинивания принималась равной 1 мкм².

В первые годы разработки наиболее интенсивное продвижение воды наблюдалось в южной части пласта в районах УКПГ-6, 8, т.е. в зоне, где быстро снижалось пластовое давление. При этом вдоль границ зон выклинивания образуются языки прорыва воды, что приводит к "разрезанию” залежи и к макрозащемлению значительного объема газа (см. рис. 8.2). Из результатов численного моделирования видно, что существовали предпосылки для активного обводнения значительной части пласта I II7 к 1987 г. (суммарный отбор « 50 % от начальных запасов).

Процесс обводнения на ОГКМ определяется в большей степени не параметрами отдельных пластов, а сочетанием пород различного типа, поэтому представляет интерес исследовать продвижение воды по совокупности таких пропластков с учетом их капиллярно-гравитационного взаимодействия. Эти процессы могут способствовать формированию сложной, необычной формы границы раздела газ — вода, что необходимо учитывать при анализе геолого-про-мысловых материалов по обводнению и разработке рекомендаций по регулированию процесса обводнения.

Особое значение имеет учет капиллярной пропитки в случае пластов малой толщины и зональной неоднородности пород по коллекторским свойствам.

В работе [11] рассмотрено влияние гидрофобных зон на процессы обводнения газовой залежи по совокупности пластов. Была проведена серия численных экспериментов на профильной модели газовой залежи, представляющей трехслойный пласт с взаимодействующими пропластками различной проницаемости. Задача состояла в изучении влияния на динамику обводнения капиллярно-гравитационных эффектов, в том числе при чередовании гидрофобных и гидрофильных участков пласта по направлению вытеснения газа водой.

Первоначально расчеты были проведены для горизонтального пласта с наклонным криволинейным начальным контуром ГВК. На рис. 8.3 этот контур изображен линией АВ, которая аппроксимируется в расчетной модели ломаной.

На рис. 8.4 приведены профили водонасыщенности в каждом из пропластков на момент отбора 70 % начальных запасов газа, отборы газа из пропластков распределяются пропорционально kh.

Как видно (см. рис. 8.4, а), капиллярные силы выравнивают фронт вытеснения. Интересно отметить характер вытес-

Рис. 8.3. Схема профиля трехслойного пласта

S

_л ~    0 A

0₉2 -U U-1-L

Рис. 8.4. Кривые распределения водонасыщенности в слоистом пласте. Про-

пласток:

1 — верхний; 2 — средний; 3 — нижний

0 0,2 0,4 0,6 0,8%

0 0,2 0,4 0,6 0,8 \

0 0,2 0,4 0,6 0,8 \

s

0,8

0,6

0,4

0>².

S

0,8

0,6

0,4

0,2

нения газа водой в верхнем пропластке. Вода, вторгаясь в высокопроницаемый средний пропласток, начинает впитываться в верхний, образуя в нем три зоны: АВ — зону вытеснения с максимальной водонасыщенностью 80 %; ВС — зону защемленного газа с максимальной водонасыщенностью 30 %; CD — зону капиллярной пропитки с водонасыщенностью 60 %. Зона защемленного газа ВС замедляет дальнейшее распространение зоны вытеснения АВ, в результате чего может оказаться, что по скважинам, попавшим в зону CD, во-допроявление начнется раньше, чем по скважинам в зоне ВС, расположенным ближе к начальному контуру газоносности.

Данная ситуация еще в большей степени будет характерна для пластов, в которых чередуются гидрофильные и гидрофобные участки. На рис. 8.4, б показана динамика обводнения верхнего пропластка, в котором имеется участок ОА гидрофобной среды.

Результаты расчетов показывают, что пластовая вода в среднем пласте, минуя гидрофобный участок в верхнем про-пластке, начинает впитываться в него на значительном расстоянии от границы залежи, и, таким образом, обводнение скважин, находящихся в указанной зоне и дренирующих верхний пласт, будет происходить не за счет подъема подошвенной воды, а за счет избирательного продвижения воды по высокопроницаемым прослоям и последующей капиллярной пропитки ("вторичное” обводнение). Данный механизм водопроявлений может иметь место на Оренбургском месторождении, где встречаются чередующиеся участки гидрофильных и гидрофобных пород.

Расчеты проводились при значении коэффициента меж-фазного натяжения о cos 0 = 75-10^-3 Н/м, при котором параметр в = (о cos 0/р₀) Vm / к , являющийся отношением ха

рактерного капиллярного давления к характерному гидродинамическому, принят равным 7,5-10^-3. Пористость m = 0,127, начальное пластовое давление р₀ = 20,4 МПа.

Уменьшение параметра в до 7,5-10^-4 приводит к снижению водосодержания в зоне пропитки до 44 %, что является следствием ослабления действия капиллярных эффектов по сравнению с гравитационными (рис. 8.4, в).

Таким образом, в обводняющихся пластах со слоистой неоднородностью возможно образование защемленных целиков газа. Наличие таких целиков может значительно усложнить картину обводнения, так как они будут играть роль своеобразных буферов на пути продвижения воды и замедлять ее продвижение. Вода будет обтекать газонасыщенные зоны с повышенным давлением (целик первого типа) и гидрофобные зоны (целик второго типа), текущая граница газ — вода в плане может приобрести сложную форму. Такой характер текущего контура газоносности может привести в итоге к макрозащемлению значительных объемов газа. Более вероятным представляется макрозащемление целиков второго типа, связанных с гидрофобными участками.

Методический подход к прогнозу обводнения на месторождениях типа ОГКМ заключается в "расщеплении" эксплуатационных объектов на отдельные пласты или их группы на основе детального анализа по этим пластам геологогеофизических и промысловых данных, воспроизведения фактической истории разработки и дальнейшего прогноза обводнения на основе разработанной и описанной математической модели. Полученные текущие контуры газоносности по отдельным пластам накладываются друг на друга для получения общей картины обводнения в целом по объекту и разработки мероприятий по регулированию продвижения воды по площади и разрезу.

Показана возможность создания условий для обратного движения текущего контура газоносности ("осушение пласта") при обеспечении достаточных темпов отбора воды из скважин в пределах обводненной зоны.

Для утилизации отобранной пластовой воды необходимо предусматривать нагнетательные скважины непосредственно в зонах УКПГ для закачки воды в глубокие пласты. Рекомендации по форсированному отбору пластовой воды из обводняющихся скважин и бурению специальных нагнетательных скважин были реализованы на ряде УКПГ Оренбургского месторождения.

Для условий ОГКМ требуется также разработка методов регулирования продвижения воды по субвертикальным зонам и их сочетания с избирательным вторжением контурных вод по отдельным пластам.

8.3. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ АСТРАХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы разработки и эксплуатации Астраханского серогазоконденсатного месторождения (АГКМ) связаны с большой глубиной залегания низкопроницаемых карбонатных коллекторов, аномально высоким пластовым давлением, неупругим деформированием пласта-коллектора, а также со специфическим составом природного газа, содержащим значительное количество неуглеводородных компонентов и тяжелых углеводородов.

Астраханское месторождение служит сырьевой базой газохимического комплекса с периодом стабильных поставок сырья не менее 25 — 30 лет.

Газодинамическая модель АГКМ включает процесс двумерной фильтрации пластовой смеси в деформируемой пористой среде, уравнение состояния газа, зависимости изменения пористости, проницаемости и вязкости от давления [12].

Изотермическая фильтрация газа в деформируемой пористой среде описывается при помощи уравнения, выражающего неразрывность течения однородного флюида при выполнении закона Дарси

^дт(рМр⁾

^кШ^р) _дг^

^+о,    (⁸.¹⁰)

div

где div и grad — двумерные операторы соответственно дивергенции и градиента; р — давление; к(р) и т(Р) — соответственно проницаемость и пористость среды, зависящие от давления; и(р) и p(p) — соответственно вязкость и плотность газа, зависящие от текущего давления и компонентного состава; Q — плотность стоков; t — время.

Для к(р) и т(Р) принят экспоненциальный характер изменения от давления [14]:

к(р) = k₀(x, у)ехр[ац(р — Р„)]; ^т(Р⁾ = ^т0⁽Х у)ехр^[ат(р ^— Рс^Ь где k(x, у) и т₀(х, у) — значения соответственно проницаемости и пористости при начальном давлении Р0; х и у — координаты точки пласта; а_к и am — коэффициенты изменения проницаемости и пористости соответственно.

Для расчетов были использованы изменения проницаемости и пористости от давления в виде

^к = ^k0⁽x у⁾ l¹+^ak⁽p ^- Р0⁾];    ⁽⁸.¹¹⁾

m = m0(x, у) [1 + am(p - Р0)],

содержащие два первых члена разложения в ряде Тейлора показательной функции exp[a(p — p₀)].

Параметры, характеризующие физические свойства пластового флюида, — вязкость ^(р) и коэффициент сверхсжимаемости z(p) — аппроксимируются следующими выражениями (при допущении, что в процессе разработки соотношения компонентного содержания пластовой смеси не изменяются):

^(u)    = 0,026 +    0,164u    — 0,021 u²;    (8.12)

z(u)    = 0,547 +    0,494u    + 0,153u²,

где

u = p/p0.

Уравнение состояния используется в виде

p(p) =    p/[z(p)RT].    (8.13)

При формулировке граничных условий контур залежи считается непроницаемым:

dp/dn =    0, (x, у)    ? Г,    (8.14)

где n — отрезок к контуру Г.

При формулировке граничных условий на внутренней границе (стенке скважин) принят режим постоянной депрессии на пласт. Принимается, что вблизи скважины фильтрация газа является плоскорадиальной и следует закону Дарси, тогда

2к₀nhdp

Q = --

InR / г,.8г

p = p ^pexp[ak^(p - ^p0^)] _dp    (8.15)

p₀    ^(p)z(p)

где R — условный радиус питания; г_с — радиус скважины.

Подынтегральное выражение в (8.15) во всех практически важных случаях достаточно точно аппроксимируется квад-362

ратным трехчленом а + Ьр + ср², после подстановки которого в (8.15) связь между Q и Ар примет вид

Ар а + ь2 (2р_К _ Ар) + c .3р² _ 3р_кАр + Ар²) ,(8.16)

2nk ₀h

ln R / r_c

где р_к — давление на контуре питания, которое в расчетах принимается равным среднему давлению в элементе конечноразностной сетки, содержащем скважину; Ар = р_к — р_с; р_с — давление на стенке скважины.

Расчет дебитов Q по формуле (8.16) проводится одновременно с решением уравнения (8.10) при соответствующих граничных и начальных условиях. При этом начальным условием считается заданное начальное давление р₀.

p(x, у) = Р0 при t = 0.

(8.17)

Система уравнений (8.10) — (8.17) решается численно методом конечных разностей с использованием пространственно-временной сетки. Расстояние между двумя последовательными узлами в пространстве назовем шагом сетки и обозначим h. Буквой l обозначим временной интервал. Узловая точка, в которой определяется некоторая физическая величина, в двухмерном случае обозначается индексами i, j (индекс i — номер столбца, а индекс j — номер строки). В дальнейшем будем считать сетку квадратной так, что шаги по осям х и у будут равны. При переходе от непрерывной области к дискретной (сеточной) и замене непрерывных величин кусочнопостоянными границу между двумя соседними ячейками можно рассматривать как линию разрыва параметров фильтрационного потока. Поэтому при переходе от дифференциального уравнения (8.15) к его конечно-разностной аппроксимации требуется выполнение условия

+

(8.18)

где верхние индексы " + " и " — " обозначают значение физической величины соответственно слева и справа от линии разрыва. Условие (8.18) выражает, таким образом, непрерывность потока в точках линии разрыва фильтрационных параметров. Тогда конечно-разностное уравнение можно записать в виде

(8.19)

Ар- . _ ( kt)    pi + ^{1 5}pj _-( kp1    pij ^- pi-1, j

^{U 2} i+1/2    ^h \ ^{U 2} i-1/2    ^h

аналогичный смысл имеет разностный оператор Л_} относительно индекса j; верхний индекс m — номер временного шага;

M j = {d[m(p)(p)]/dp}i, j.

Для коэффициентов kp/u в дробных узлах i ± 1/2 при выполнении условия (8.18) получаем выражение

2 ⁽kp^{1    (} kp¹

( kp)    _ I ^{u 2} i±1 j I ^{u 3} i,

±_1/2 ,¦    ⁽ kp^{1    (} kp¹

ra₍±1 j / 7 2 i, j

Таким образом, уравнение (8.19) в сочетании с (8.20) является разностным аналогом закона сохранения массы.

Для аппроксимации условия (8.14) непрерывная граница заменяется кусочно-ступенчатой линией. При этом выделяется четыре типа граничных ячеек. Рассматривается ячейка типа 1 и интегрируется уравнение (8.10) по площади этой ячейки. Применив формулу Грина, получим

_f_Ikp^dx + _f kp^dy + _f kp^dx - _f kp^dy _

J u dy J u dx ^J J u dy J u dx

AB    BD    DC    CA

pi i - pim

_ M,_{: j} '¦^{j 1} .    (8.21)

Интегралы вдоль линии AB и AC равны нулю в силу условия (8.14), поэтому

kp1    p,+1 j ^- pi. j + (kp1    p,, j ^- p,, j _ _M p^{m1 -} p^m]    ₍₈₂₂₎

u ³ i+1/2 j    ^{h    0} u ³ i. j-1/2    ^h    '.^{j    1}    •    ⁽. ⁾

Аналогично получим разностные граничные условия для ячеек типа 2, 3 и 4.

Для решения системы разностных уравнений (8.19) с условиями (8.22) применяется неявный метод переменных направлений, предложенный Писменом и Речфордом. Неявный метод применяется попеременно, то в одном направлении, то в другом. Это позволяет использовать для решения соответствующей системы алгебраических уравнений эффективный метод прогонки. Возьмем вначале направление, в котором изменяется индекс j. Тогда сеточное уравнение (8.19) можно записать в виде системы алгебраических уравнений

где

1 . кф¹    _;    в    _ _1_. кф¹

h ^{2 0} И ³ , + !/2, j '    " ^j    h ^{2 0} И ² , -1/2

Суть метода прогонки состоит в том, что решение системы уравнений (8.23) ищется в виде

(8.24)

и в направлении возрастания индекса j находятся прогоноч-ные коэффициенты а_i и в,, затем в направлении убывания индекса j находятся все p, j (i — N,..., 1). При этом а ₁ и Р₁ находятся из граничного условия типа (8.23), а для вычисления используются аналогичные граничные условия, записанные для правого конца.

Вычислив таким образом давления на (m + 1/2)-м дробном шаге, переходят на (m + 1)-й дробный шаг, на котором вычисляются pm*¹ из системы уравнений

что и в (8.23). Формулы для прогоночных коэффициентов для направления i записываются в виде

(8.25)

i j, <C_i j, D_t j имеют тот же смысл,

Параметры модели. Первичная модель АГКМ была принята в виде прямоугольника. Границы уточненной модели показаны на рис. 8.5.

Модель разделена на девять зон в соответствии с числом УППГ, вводимых в эксплуатацию. Запасы газа приняты по объекту I (прикамский и северо-кельтменский горизонты); объект II (краснополянский горизонт) считался непромышленным. Начальные термобарические условия залежи: температура 106 °С, давление 62,4 МПа. Пористость принята постоянной и равной 0,097.

Карта проницаемости подготовлена по результатам обработки исследований разведочных и добывающих скважин.

Рис. 8.5. Расчетная геометрическая модель АГКМ

Проницаемость призабойной зоны принималась с учетом СКО (увеличение дебитов на 50%); для перехода к характеристике пласта проницаемость призабойной зоны уменьшалась в 1,5 раза.

В процессе разработки месторождения вводилось дополнительное ограничение — при снижении текущего пластового давления ниже 46 МПа депрессия на пласт снижалась с 15 до 12 МПа с целью отодвинуть начало ретроградной конденсации в пласте и сроки ввода ДКС.

Начальный расчетный состав пластовой смеси был принят постоянным по площади и соответствовал данным геохимических исследований по разведочным скважинам. Начальное содержание конденсата 2б0 г/м³ газа сепарации. Давление начала конденсации 40 МПа. Расчет добычи конденсата проводили по каждой скважине, так как определение его добычи по "средней” скважине неправомерно после того, как среднее давление начнет приближаться к давлению начала конденсации.

Для учета деформируемости коллекторов приняты коэффициенты сжимаемости пор a_m = 6-10^-4 МПа^-1 (вариант I) и a_m = 0 (вариант II) и изменения проницаемости a_k = = 210^-2 МПа^-1.

Проектные добывающие скважины размещались в левобережной части месторождения с учетом охранных зон. Режим работы залежи — газовый.

Дебит скважин. Для условий АГКМ дебит — один из наиболее трудно прогнозируемых параметров. Это связано, во-

первых, с недостаточной информацией о продуктивности пласта по площади залежи на первом этапе проектирования, во-вторых, эксплуатация глубокозалегающих месторождений природного газа на истощение сопровождается изменением во времени и по объему таких параметров, как пористость и проницаемость, вязкость и сверхсжимаемость газа, что необходимо учитывать при прогнозировании показателей разработки, причем вязкость и сверхсжимаемость существенно зависят от компонентного состава газа.

Было рассмотрено влияние указанных факторов на динамику рабочих дебитов скважин на основе численного решения уравнения плоской фильтрации газа [13].

Расчеты проводились для метана и смеси газа, содержащего, кроме метана, 20 % H₂S и 20 % СО₂. В обоих случаях значения вязкости и коэффициента сверхсжимаемости от давления в диапазоне снижения давления от р₀ — 63 МПа до р —

—    25 МПа достаточно точно аппроксимируются линейной зависимостью

_^аи + ^риp; ^z(p⁾ _^аz +^рz⁽p⁾.

Начальная проницаемость составляет 100 мкм², пористость — 10 %. Гипотетическая модель принята в виде квадрата со стороной 2500 м и центрально расположенной скважиной, эксплуатируемой с постоянной депрессией А р —

— 10 МПа. Расчеты проводились для коллекторов различных типов, отличающихся коэффициентами k_k и k_m.

Динамика дебитов скважин для метана и смеси представлена соответственно на рис. 8.6 и 8.7, из которых видно, что для метана начальный дебит значительно выше, чем для смеси. Так, в рассмотренном случае для метана он почти в 2 раза выше дебита для смеси. Однако темп снижения дебита для метана значительно больше.

Кроме этого, для метана характерно снижение дебита для любого рассмотренного типа коллектора. В то же время для смеси характер изменения дебита существенно зависит от степени сжимаемости породы.

В зависимости от степени деформируемости горных пород при снижении пластового давления дебит скважин может изменяться в широких пределах. В условиях упругопластичных и пластичных деформаций дебит скважин резко снижается. В слабосжимаемых и несжимаемых коллекторах дебиты скважин, дренирующих залежи со сложным составом газа, могут при постоянной депрессии на пласт даже возрастать в течение определенного времени. Это объясняется из-

Рис. 8.6. Динамика дебита скважин для метана при различных к_к, МПа^-1:

1 - 0; 2 - 2*10^-2; 3 - 4*10^-2

1300

900

500

700

\

\

1100

300 —I—¹—^—¹—L_^_J—J—

0    2-й    4-й    6-й    8-й    10-й

Год разработки

менением физических свойств природного газа — снижением вязкости и изменением коэффициента z.

Глубокие депрессионные воронки, характерные для низкопроницаемых коллекторов, могут резко понижать добыв-ные возможности скважин из-за быстрого снижения пластового давления (особенно в первый период), выпадения конденсата в пласте и возможного "запирающего" эффекта, упругопластичных деформаций коллектора. Поэтому один из главных принципов размещения скважин — максимальное и

Q, млн. м %од

1

0    2-й    4-й    6-й    8-й    10-й

Год разработки

Рис. 8.7. Динамика дебита скважин для смеси при раз-

личных к„, МПа ¹:

1 - 0; 2 - 0,6* 10^-2; 3 -0,8* 10^-2; 4 - 10^-2; 5 - 210^-2;

Рис. 8.8. Схема размещения (очередей I и II) на АГКМ:

1 — скважины очереди I; 2 — скважины очереди II; 3 — начальный контур газоносности; 4 — изобары на 4-й год разработки

скорейшее использование зоны эксплуатационного разбу-ривания с тем, чтобы добиться быстрого выявления участков с наиболее высокой продуктивностью, минимального снижения пластового давления по площади, использования площадных перетоков газа из охранных, пойменной и периферийных зон.

Предложенная система размещения скважин учитывает также возможность перехода к частичному поддержанию пластового давления.

Для Астраханского месторождения с некоторой дифференциацией распределения основных составляющих пласто-

А,л’^МПа

50

->ч-

-м-

-к-

УППГ-5 УППГ-1 УППГ-2 УППГ-4 УППГ-6

40

30

20

10

О    10    20    30    40    50 Ьрм

Рис. 8.9. Профили давления на различные даты разработки АГКМ. Год разработки:

1 — 4-й; 2 — 9-й; 3 — 14-й

вого сырья (сероводорода и тяжелых углеводородов) при размещении скважин должно учитываться и их содержание по площади, чтобы обеспечить газохимический комплекс сырьем заданного состава. При помощи площадной модели Астраханского месторождения был рассмотрен вопрос о распространении зоны дренирования и влиянии площадных перетоков из пойменной и охранных зон.

На рис. 8.8 и 8.9 приведены расчетная карта изобар на 4-й год разработки и профили давления на различные даты.

8.4. СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Карачаганакское месторождение (КНГКМ) рассматривается как базовое по добыче жидких углеводородов. Способ разработки КНГКМ должен обеспечить оптимальные сроки загрузки газохимических комплексов сырьем и достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения жидких углеводородов из недр. Это требует одновременной добычи нефти и конденсата и применения методов поддержания пластового давления.

Для газоконденсатной части пласта реализация обратной

закачки газа на КНГКМ представляется наиболее предпочтительной. Этой точки зрения придерживаются ведущие специалисты [6].

В мировой практике газ — наиболее апробированный агент. Необходимое количество сухого газа для закачки в пласт можно получить с Оренбургского ГПЗ и из магистрального газопровода Оренбург —Новопсков. Концепции применения способов поддержания давления на месторождении сводились к следующему.

Система размещения и вскрытия скважин должна быть достаточно гибкой и допускать ее перестроение по мере уточнения информации.

Период ОПЭ используется для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовки систем поддержания пластового давления.

Разработка КНГКМ проводится в два этапа. На первом (период ОПЭ) проводится разработка на истощение с подачей добываемого сырья на ОГПЗ. На втором этапе промышленной эксплуатации начинается обратная закачка сухого газа в пласт компрессорами высокого давления.

Анализ систем разработки месторождений с большим этапом газоносности проведен в работах [7].

На КНГКМ выделены три эксплуатационных объекта разработки (рис. 8.10): I — газоконденсатный (пермь), II — газоконденсатный (карбон), III — нефтяной (карбон).

Для этих объектов предусматриваются две самостоятельные сетки скважин как добывающих, так и нагнетательных.

Выделение газоконденсатных объектов по перми и карбону вызвано в основном тем, что объекты I и II считаются газодинамически разобщенными, существенно различаются по площади газоносности, а также трудностью вскрытия объектов I и II единым забоем по условиям проходки в сводовой зоне.

До настоящего времени ведется рзаработка объекта I на истощение. Имеется проект закачки газа в объект I через нагнетательные скважины, расположенные вдоль осевой линии обеих пермских сводовых зон, которые характеризуются максимальной продуктивностью. Размещение нагнетательных скважин в сводовой зоне позволяет в наибольшей степени использовать гравитационный эффект, способствующий более равномерному вытеснению жирного газа сухим.

Добывающие скважины располагаются на расстоянии 1 —

1,5 км от нагнетательных, размещенных в два ряда (рис.

8.11), один ряд для подобъекта I³, второй — для подобъекта I^е

Рис. 8.11. Схема размещения скважин КНГКМ при сайклинг-процессе:

1, 2 — добывающие и нагнетательные скважины на I объект; 3, 4 — то же, на II и III объекты; 5 — добывающие скважины сетки уплотнения на II и III

объекты

(см. рис. 8.10). В принципе возможна выборочная перфорация обоих подобъектов 1^а и I⁶ в одной нагнетательной скважине. Добывающие скважины также располагаются в два ряда для дифференцированного дренирования подобъектов.

Добывающие и нагнетательные скважины вскрывают по возможности пермские отложения на полную мощность (рис.

8.12), с последующей выборочной перфорацией в зависимости от продуктивности, степени гидродинамической связи по разрезу и между нагнетательными и добывающими скважинами.

В нагнетательных скважинах закачка ведется в сводовую зону, наличие нижних интервалов позволяет контролировать гидродинамическую связь по разрезу и отработку продуктивной толщи.

На первом этапе нагнетательные скважины объектов I и II используются в качестве добывающих. Это позволяет получить данные о продуктивных возможностях отдельных пластов, оценить возможный профиль пористости и принять меры по его регулированию. Кроме того, предварительное дренирование позволяет очистить призабойную зону и увеличить репрессию на пласт.

Эксплуатационные объекты II и III представляют собой сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной связи.

Поддержание давления (при наличии гидродинамической связи между объектами II и III) осуществляется закачкой газа в объект II с использованием единой сетки нагнетательных скважин для объектов II и III (за исключением сводовой зо-

Рис. 8.12. Схема обратной закачки сухого газа (первый этап) на КНГКМ:

I, II — объекты эксплуатации

ны, где отсутствует нефтяная оторочка и разрез представлен в основном плотными коллекторами).

Нефть объекта III вытесняется жирным газом из буферной зоны объекта II, примыкающей к нефтяной зоне и равной ей по толщине. На первом этапе закачка сухого газа ведется в объект II с одновременной проверкой вертикальной газодинамической связи между объектами II и III и в пределах объекта II. При отсутствии гидродинамической связи между объектами II и III организуется раздельная закачка.

Добывающие и нагнетательные скважины на объекте II располагаются по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 1,1 км (см. рис. 8.11). Площадная закачка газа придает системе автономность и позволяет поддержать давление на первой стадии, когда неизвестна степень вертикальной гидродинамической связи.

В последующем сетка добывающих и нагнетательных скважин будет уплотняться до 500 м (см. рис. 8.11) в зонах нефтяной оторочки и с большими удельными запасами газа. В случае быстрых прорывов сухого газа предусмотрен резерв добывающих и нагнетательных скважин, а также смена направления закачки и изменение системы закачки по площади и разрезу. Предусматривается взаимозаменяемость нагнетательных и добывающих скважин.

Предложенная система размещения и вскрытия добывающих и нагнетательных скважин на КНГКМ достаточно гибкая и позволяет, при необходимости, осуществлять оперативный переход к другим вариантам разработки, а также дает необходимую информацию для составления проекта разработки.

8.5. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПОДДЕРЖАНИЕМ ДАВЛЕНИЯ

8.5.1. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА

Применение сайклинг-процесса в условиях сложнопостроен-ной песчано-глинистой или карбонатной толщи требует тщательного изучения особенностей геологического строения и характеристик продуктивного комплекса и построения адекватной геолого-промысловой модели. Прежде всего необходимо уточнить тип залежи и эксплуатационные объекты, определить гипсометрические уровни обратной закачки газа.

При выделении подобъектов для применения сайклинг-процесса в пределах эксплуатационных объектов I и II предлагается следующий подход [18].

1. По результатам ГИС продуктивная толща каждого эксплуатационного объекта подразделяется на ряд пластов.

2. Проводится детальная корреляция выделенных пластов по площади объекта и их укрупнение.

3.    По каждому укрупненному пласту составляется площадная геолого-промысловая модель с построением структурной карты, карт общей и эффективной толщин, удельных запасов, изоконцентраций основных компонентов.

4.    Проводится классификация зон макронеоднородности, степени их газодинамической связи по площади каждого укрупненного пласта.

5.    Составляется сводная модель продуктивной толщи каждого объекта совмещением геолого-промысловых моделей по укрупненным пластам.

6. Проводится выделение и классификация зон макронеоднородности по площади объекта, определяется степень вертикальной газодинамической связи между этими зонами.

7.    Для каждой зоны макронеоднородности выбираются оптимальные модификация сайклинг-процесса и система размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Исходя из типа и параметров макрозон можно применять различные модификации сайклинг-процесса - циклический, латеральный, вертикальный, комбинированный. Не исключено, что некоторые зоны продуктивной толщи окажется целесообразным разрабатывать на истощение, учитывая неэффективность применения для них сайклинг-процесса.

Каждая макрозона будет характеризоваться своими коэффициентами газо-, конденсато- и компонентоотдачи.

8.5.2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИКАЦИЙ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА

В соответствии с изложенным методическим подходом к выбору объектов [17] для применения сайклинг-процесса рассматривались три типа гидродинамических моделей: 1) площадная; 2) профильная; 3) плоскорадиальная.

Площадная модель применяется при расчете сайклинг-процесса для укрупненных пластов, имеющих небольшие размеры по толщине и выдержанных на значительной площади (подобъект третьего типа).

Профильная (цилиндрическая) модель применяется для укрупненных пластов, ограниченных по площади, имеющих эффективные толщины не менее 50 м и хорошую газодинамическую связь по вертикали.

Для подобъектов с изолированными пропластками небольшой толщины можно применять плоскорадиальную модель.

1. Площадная математическая модель используется для расчета показателей латерального сайклинг-процесса при наличии системы нагнетательных и добывающих скважин.

Основные уравнения процесса вытеснения газоконденсатной смеси сухим газом, выведенные М.Д. Розенбергом, Ю.П. Желтовым, Г.Ю. Шовкринским, базируются на использовании законов сохранения массы каждого компонента в жидкой и газовой фазах. В предположении об изотермич-ности процесса эти уравнения имеют вид

div

= d { { + у 2(1 - S)1i ]} + } + gi) - qg,,    (8.27)

где k и m - соответственно проницаемость и пористость, являющиеся известными функциями давления; y_v, И_у, k_v(S) — соответственно удельный вес, вязкость и относительная фазовая проницаемость v-й фазы; S - газонасыщенность; Q -дебит стока; q - дебит источника; g, и 1, — массовые доли ,-го компонента в газовой и жидкой фазах соответственно.

Удельный вес и вязкость считаются функциями вида

Yv = Yv(l1, ..., 4-2, Р); Иу = Иу(Л, ..., 4-2, р);

(8.28)

li = l,(l1, ..., ln-2, р); S = S(l1, ..., ln-2, Р).

При этом по определению

2l, = 1 и 2 g, = 1.

_{i =1} ⁱ    _{i =1} ⁱ

В рассматриваемой модели принято, что в каждой точке пласта в каждый момент времени осуществляется равновесное фазовое состояние, описываемое при помощи констант фазового равновесия K, соотношениями

g/li = K,,    (8.29)

позволяющими установить содержание каждого компонента в жидкой и газовой фазах.

Систему уравнений (8.27) целесообразно записать в иной форме. Вначале эти уравнения складываются по всем индексам i от 1 до п. Затем, введя обозначение

G = -k0^{k1(S)Y 1} + ^{k 2(S)y 2} 'jgradp = -кф gradp,    (8.30)

⁰ И1    И2    ³

получают

div G = -±{ { + у 2(1 - S)li ]} + } - q,    (8.31)

dt ^    *    1    -    F

где Q₁ — дебит скважины стока по газовой фазе; F = ^к'²'^{! 2}1ф —

И 2

массовая доля жидкой фазы в общем потоке.

Просуммировав уравнения (8.27) по индексам i только для жидкой фазы, получим

div FG = -j-[my 2(1-S)]+-^F_F - Q_r    (8.32)

dt    1-F

Баланс массы i-го компонента в общем потоке при помощи соотношения (5.20) запишется в виде

div(F G1_t) = -±{{ + y 2(1 - S)]1i} +}ОД - g_ik_il_i, (8.33) dt ^{1    J} 1 - F

где

F1 = F + k,(1 — F).

Система уравнений (8.30) — (8.33) дополняется начальными и граничными условиями на внешней границе выбранного подобъекта.

Рассматриваемые подобъекты считаются изолированными, и в связи с этим их внешняя граница принимается непроницаемой. За внешнюю границу примем цилиндрическую поверхность, совпадающую с границей подобъекта. Тогда в точках указанной границы имеем систему условий

G_n = 0; FG_n = 0; F^l, = 0,

где G_n — нормальная составляющая скорости G.

В начальный момент газонасыщенность равна единице. Константы фазовых равновесий также равны единице. Следовательно, начальные условия можно записать в виде

Р = P0(x, y); S = 1; l, = l_m(x, y),

где р₀ и 1₀ - начальные давления и концентрация i-го компонента.

2. Профильная цилиндрическая модель служит для описания вертикального сайклинг-процесса (рис. 8.13). Основные уравнения фильтрации записываются в цилиндрической системе координат с центральной осевой симметрией. С учетом принятых обозначений эти уравнения примут вид

G = -2 nrk^jgradp + [ Ру ₂ + (1 - F )у ₁ ]gradz};    (8.34)

div G = -2 nr— {[ у ₁S + у ₂ (1 - S)]};    (8.35)

div FG=-2 nr—[ my ₂ (1 - S)];    (8.36)

dt

div(F, G1_f) = -2nr± {m[y ₂(1 - S) + Y Sk ]1,.},    (8.37)

где

div=-^- + 2 nr—; grad=-^d- i + j;

dr    dz '

dr

dz

r и z - соответственно радиальная и вертикальная коор -динаты; i * i =1; i * j =0; j * j = 1

Как и для случая площадной модели, внешняя цилиндриче-

ская поверхность принимается непроницаемой.

Граничные условия на непроницаемой границе имеют вид

2лгкф— = 0 при r = R;    (8.38)

dr

FG_r = 0 при r = R;    (8.39)

F_lG_Il_l = 0 при r = R,    (8.40)

где R - радиус цилиндра; G_r = -2nrk(pdp/dr.

Вертикальный сайклинг-процесс осуществляется закачкой сухого газа в верхнюю часть пласта и добычей газоконденсатной смеси из нижней зоны, поэтому

G_r = Q/(1 - F) при r = r_c;    (8.41)

FG_r = Q₁ при r = r_c;    (8.42)

1 - F

FGl =-A- Ql при r = r_C1,    (8.43)

1 - F

где г_с - радиус скважины.

При этом

, -(1 - F)q, если z eAB;

Q=с Q ' _Prn    ⁽⁸-⁴⁴⁾

Q₁,    если z ELD.

В начальный момент газонасыщенность S = 1 , тогда F = = 0.

Поэтому из условия гидродинамического равновесия имеем

др    „

— + Y1 = ⁰

dz

или

^dlnP    1

dz    z(p)RT

где R - газовая постоянная; Т - температура.

Примем, что в начальный момент коэффициент сверхсжимаемости z(p) не зависит от вертикальной координаты z. Тогда

^р=P™¹ —^{при t} = ^Q'    ^(a45)

z(p)RT

где рП⁰ — давление на подошве пласта в момент времени t = = 0.

Соотношение (5.40) дает начальное распределение пластового давления. Для концентрации i-го компонента

1, = Г(г, z).

3. Плоскорадиальная модель может служить для описания циклического сайклинг-процесса. Система уравнений получается из (8.34) — (8.37) в результате отбрасывания членов с производными по z:

G_r = -2шкф —;

dr

— = -2nr д. { i + у 2(1 - 5)]};

¹1^u r4

На внешней границе условия для переменных р, 5, 1, имеют вид (8.38) — (8.40). На скважине эти условия записываются в виде (8.41) — (8.44) с той разницей, что Q определяется из условия

q = с ^{-(1 -} Р⁾?^{, еслЁ t}s <^t < ^ts+1^;

^Q,    ^еслИ ^ts+1 < ^t < ^ts+2,

где s — номер цикла.

Таким образом, в интервал времени (t_s, t_s+1) осуществляется закачка сухого газа с дебитом q. В последующий интервал времени происходит отбор газоконденсатной смеси.

Использование термодинамических соотношений. Для всех принятых моделей порядок проведения расчетов осуществляется по единой схеме. Проиллюстрируем это на примере модели 1.

Вначале из уравнений (8.30) и (8.31) определяется поле давлений (следовательно, и поле скоростей G). Новому давлению 380 соответствуют новые значения y_v, и_у ^и S. Если давление р больше критического (т.е. система однофазная), то указанные величины зависят только от давления и начальных концентраций. Если же р < р_кр, то в соотношениях (8.28) и (8.29) концентрации l_;-(i = 1, ..., n) берутся с предыдущего временного слоя.

Далее полученные y_v(p), И_у(р) ^и S_v(p) подставляют в уравнение (8.32) и осуществляют перерасчет поля насыщенности за счет эффекта переноса массы.

Наконец, параметры y_v, и_у, S_v и 1,(р) подставляют в уравнение (8.33) и рассчитывают поле концентраций l_it соответствующее новому давлению р и насыщенности S.

Для реализации описанного расчетного цикла необходимы знание зависимостей (8.28) и (8.29), а также зависимостей констант фазового равновесия от концентраций l_i и давления р. Универсальные аналитические зависимости указанных величин от концентраций компонентов и давления отсутствуют. Зависимости этого вида можно получить приближенно по эмпирическим формулам, выведенным из условия существования закона соответственных состояний. Для этого используются готовые программные комплексы, разработанные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ВНИИГазе. Затем указанные зависимости аппроксимируют при помощи двумерной интерполяции зависимостями от некоторого параметра состава и давления. В качестве параметра состава можно взять величину

n-2

^L = S ^li.

Существуют и другие способы выбора параметра состава.

Естественно, что данные представления сильно упрощены

и, к сожалению, недостаточно обоснованы. Но пока только такие вынужденные приемы позволяют моделировать поведение реальных систем.

Пусть V — одна из величин y_v(L, р), ^(L, р), S_v(L, р) и k(L, р). Формулы двумерной интерполяции получают в результате последовательного применения интерполяционных многочленов Лагранжа по переменным L и р. Окончательно имеем

U=A + B-L + Cp + D-L-p + E-L² + Fp² + G-Lp² + H-L-p-Q-L²-u², где коэффициенты A, B, C, D, E, F, G, H, Q имеют вид

Г = Т Т Т • Г = Т Т Т • Г = Т Т Т

2, 3 ^1j2^1j3^1j2, 3'    1, 3    2^ 1, 3' М, 2    2^1, 2'

где Г₁Г₂Г₃ — интерполяционные узлы по параметру Т.

Коэффициенты а₁, b₁, с₁, а₂, b₂, с₂ и а₃, b₃, c₃ определяют из уравнений

У(р₁)= а₁ + Ь₁Г + с₁Т²;

Щр2)=а2 + Ь2Г + С2Г²;

U (Р3)= а3+ ЬТ + С3Г².

Рассмотренные задачи решаются методом конечных разностей. Изложим метод применительно к первой задаче (площадная модель). Алгоритм составляется по следующему плану. На первом этапе решают систему уравнений (8.30),

(8.31), в результате чего определяют поле скоростей G. Полученные значения р подставляют в уравнение (8.32) и с учетом равновесных фазовых соотношений решают его относительно насыщенности S; на последнем этапе также с учетом фа-382

концентраций l,, при этом G и S известны.

Вычислительный алгоритм основан на методах расщепления. Для уравнения (8.34) применяется метод продольнопоперечной прогонки. На первом полушаге решают уравнение

_um+^1/2 _{- и}^т

Л₁и^т+^1/2 + Л ₂и^т = M₁ ^^U];

^{1    2    1}    At

на втором полушаге t_m+1/2 < t < t_m+1 — уравнение

,,m+1 _- .jm+1/2    Sm _- ^m-1

hU^m+1/2 + Л₂u^m+1 = M₁ ^{i,j - i,j} + M₂ ^{i,j - i,j} ,

^{1    2    1}    At    At

где Л₁ и Л₂ — операторы вида

ф, +1/2(^U, +1j ^{- U},,j ) ^- Ф,-1/2,j (^U,j ^- Uj ) ф,,] + 1/2 (j +1 ^{- u},,j ) ^- Ф,, j -1/2, j (ij ^{- u}i,j)

^Л1^и=hk

h x

_л 2

^Л 2^U = h^

^h 1

M1 = d{m[Y1S+Y2(1-S)]}/dp; M2 = d{m[Y1S+Y2(1-S)]}/dS;

²Ф _t,j ф, ±1, j    ²Ф _t,j Ф i,j ±1

ф, ±1/2, j =—-—-; ф,] ±1/2 =

Ф;, j + Ф i ±1,j    Ф,] + Ф;, j ±1

Зная поле давления, вычисляют поле скоростей G и при помощи фазовых соотношений поле насыщенности S, соответствующее новым давлениям. Полученные значения G и S подставляют в уравнение (8.32) и выполняют расчет распределения насыщенности, вызванного эффектом переноса. Уравнение (8.32) решают методом расщепления. В направлении оси х разностная схема имеет вид

1 ( _{G F G} )    [my 2(1 - S)]m+^1/2 - [my 2(1 - S)]m . F, _Q

~—(+1/2^!+1/2 ^{- r}i-1/2^1-1/2 I--77--+  -  ^1-

hx '    '    At    1 - F,

Значение F в промежуточных узлах вычисляют с учетом направления потока G_;±_1/2 по правилу

Fi, если Gi+1/2 > 0;

^Fi +1, ^если Q+1/2 < ⁰;

F

¹ i+1/2

B F_i, если G_{i 1/2} < 0; ’,

f-1/2=L^!    ¦^-1/2 ; i    (8.46)

F_t-1, если G_-1/2 > 0.

С учетом этих соотношений уравнение (8.46) можно записать в виде

I^{1 - x}i+1/2 ) ^! +¹,—^LGi+1/2 + ^xi-1/2 '    ^{1 G}i-1/2 "

h h

= (_{1 -})[my 2(1-5)]m+^1/2 ~[my 2(1-5)Г +    [my 1 + 5)m+^1/2 -(my ^S)?

Af    Af

Полученное уравнение можно решать по явной схеме. В этом случае значения F_i и F_i+1 вычисляют как функции и расчет 5^m+1/2 принимает форму рекуррентных соотношений. Более экономичны неявные схемы. Одна из них получается в результате замены:

.    .    Ш

I ^Fi+1 ^{- F}i I / cm+1    5m\

5,+1 - 5, J ⁽+^{1 - 5 )}.

Аналогично заменяют F_i — F_i-1. Такие замены позволяют организовать схемы сквозного счета, которые реализуются методом прогонки. Более просты и экономичны неявные схемы бегущего счета.

Для перехода с (m+ -2)-го на (ш+1)-й слой совершенно

аналогично организуется счет в направлении оси у.

Методика построения разностной аппроксимации уравнения (8.27) и организации вычислительного процесса ничем не отличается от соответствующей методики для расчета насыщенности. Так, разностное уравнение в направлении оси у примет вид

(_{1 x}    )(_FG)    hm+1/2    im+1/2\, _x /.m+1/2    im+1/2\

I^{1    X}i + 1/2 j\^F1^G)_i + _1/2(' +1    [    )    +    ^Xi-1/2 (i    'i-1    )

,m+1/2    ,m    m+1/2    ,, ,.л

(kl)i    - (kl)

= \my 2^{(1 - 5} )].-^li- — ^(mY 1⁵⁾

L    Ji    Af

Af    Af

В полученных уравнениях приняты следующие обозначения; h — шаг пространственной сетки между узлами i и i+ 1;

Af — шаг по времени; 1,±_1/2 — ступенчатые функции, задаваемые соотношениями

{0, если G,±_1/2 < 0;

1, если О,±_1/2 > 0.

Аналогично с незначительными изменениями решаются профильная и плоскорадиальная гидродинамическая модели.

8.6. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ И МНОГОСТВОЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

8.6.1. ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Достигнутый научно-технический прогресс в новейших методах освоения скважин, в том числе путем создания искусственных магистральных трещин большой протяженности, а также техника и технология бурения горизонтальных и многозабойных скважин позволяют вводить в экономически выгодную разработку новые месторождения нетрадиционного свободного газа.

В последнее время в США стали разрабатываться нетрадиционные источники с проницаемостью до 0,01 или даже 0,001 мкм², которые раньше считались непромышленными и нерентабельными. Они потребовали создания новых технологий в бурении, освоении, добыче и интенсификации притока газа в скважину. Нетрадиционные ресурсы природного газа уже сегодня становятся конкурентоспособными с нефтью и углем. При этом основное значение приобретают работы по превращению ранее считавшихся непромышленных залежей в промышленные с экономически выгодными и извлекаемыми запасами газа.

Из нетрадиционных источников ресурсы природного газа могут извлекаться полностью или частично. Границы между экономически выгодными и экономически невыгодными залежами, а также теми из них, освоение которых технически возможно и которые еще не могут быть освоены при современном научно-техническом уровне, сдвигаются очень быстро.

Очередность ввода в промышленную разработку нетрадиционных источников газа зависит от их экономической эффективности по сравнению с другими видами энергии. Первыми среди нетрадиционных источников стали осваиваться залежи природного газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам. Плотный коллектор представляет собой горную породу, насыщенную газом, с относительно низкими значениями пористости и проницаемости, и которая без использования методов интенсификации является непромышленным источником природного газа. В связи с этим возникает необходимость применения соответствующих технологий, обеспечивающих достижение извлекаемых запасов газа с рентабельными дебитами, при которых эта залежь становится экономически выгодной для разработки. По существу, при проектировании разработки месторождения с плотными коллекторами ставится вопрос о конструировании газового пласта с новыми фильтрационными параметрами, обеспечивающими заданные рентабельные дебиты и приемлемые коэффициенты газоотдачи.

Разработка месторождений с плотными низкопроницаемыми коллекторами характеризуется высокими депрессиями на пласт, ярко выраженной нестационарностью притока газа к скважинам, относительно низкой газоотдачей, необходимостью предотвращения самоглушения скважин при поступлении жидкости на забой и проведения больших работ по интенсификации притока газа к забою скважин. При этом методы интенсификации притока газа, применяемые в плотных коллекторах, предназначены не только для увеличения дебита газа, но и для повышения газоотдачи.

Чтобы получить наибольший дебит газа, производят вскрытие пласта раствором на нефтяной основе или с помощью газа или воздуха, в результате чего дебит увеличивается в 3 — 8 раз. С этой целью применяют также массированный гидроразрыв пласта (МГРП) с использованием метанола и в сочетании с солянокислотной обработкой. Наибольший интерес представляет создание магистральных трещин в пласте, бурение горизонтальных и многозабойных скважин.

Практическая сторона проблемы глубинного газа связана с возможностью ориентации энергетики на огромные ресурсы газа больших глубин.

Предполагается, что во всем мире объем добычи глубинного газа из плотных низкопроницаемых коллекторов к 2000 г. составит 10—14 %, а к 2020 г. — 20 — 25 %. Фактически уже в 1984 г. в США объем этого газа составил 10 % всей 386 добычи газа и продолжает расти, а их прогнозные ресурсы в 5 раз больше прогнозных ресурсов традиционного газа. В целом в США в последние годы, после снятия ограничений конгресса на цену природного газа, отмечается увеличение темпов развития газовой промышленности, опережающих другие отрасли энергетики и темпы роста газовой промышленности России.

Скважины сложной конфигурации, скважины с несколькими горизонтальными или наклонными забоями или трещинами или и теми, и другими находят все более широкое применение при освоении плотных низкопроницаемых коллекторов.

Наиболее эффективными средствами снижения затрат при разработке месторождений природных углеводородов и повышения продуктивности скважин в настоящее время являются создание одного или нескольких горизонтальных забоев или гидроразрывы пластов для создания искусственных трещин в призабойной зоне пласта (скважин) сложной конфигурации. Ниже излагается краткий анализ отечественного и зарубежного опыта бурения.

Разрабатываются теоретические основы газогидродинами-ки скважин с горизонтальным или наклонным, одним или несколькими забоями большой протяженности, с одним или несколькими искусственными или естественными трещинами с учетом реальных потерь давления по всему пути продвижения пластового флюида от пласта до подачи в транспортную систему, строятся математические модели поведения пласта и скважин сложной конфигурации в процессе разработки месторождения. Математические модели исходят из моделей элементарных потоков (элементов потока пластового флюида от контура питания до промыслового пункта подачи в транспортную систему). Эти модели объединяются в систему моделей (модель скважины или всего месторождения).

Для горизонтальных и многоствольных скважин еще в большей мере, чем для вертикальных, целесообразно применение технологий с предельным энергосберегающим дебитом Q_Kr Их следует проектировать и сооружать, предусматривая с самого начала их работу в пределах Q_Kr По-видимому, нет необходимости доказывать о нецелесообразности их конструирования, при котором заранее закладывать их работу по трехчленному закону, т.е. излишними потерями и всеми негативными, о которых говорилось выше, для вертикальных скважин. Для горизонтальных и сложных скважин значения Q будут огромными, и их можно рассчитывать, а негативные последствия его нарушения могут быть еще более значимыми. Следует подчеркнуть, что скважины сложной конструкции находят прогрессивно растущее применение, за ними будущее, и теория таких скважин весьма актуальна.

8.6.2. БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Горизонтальное бурение следует отнести к числу наиболее значительных технологических достижений нефтяной и газовой промышленности. Впервые бурение горизонтальных скважин (ГС) было запатентовано в прошлом веке, но на протяжении столетия этот метод применялся в весьма ограниченном масштабе для решения конкретных технических задач.

Установлено, что горизонтальные стволы, пробуренные на десятки и сотни метров вдоль продуктивных пород, многократно увеличивают полезную протяженность скважин, расширяют зону дренирования, увеличивают поверхность фильтрации и вскрывают значительное число крупных трещин и высокопроницаемых каналов по сравнению с обычными вертикальными скважинами.

Длина горизонтального участка горизонтальной скважины является важным фактором, влияющим на производительность, так как определяет суммарную площадь фильтрации. На практике длина такого участка колеблется от нескольких десятков метров до 1500 м. При увеличении длины горизонтального ствола появляются проблемы, связанные с бурением и заканчиванием скважины.

Большинство горизонтальных скважин имеют диаметр 216—100 мм или меньше.

Анализ развития горизонтального бурения показал, что лидером в этой области являются США. Общее число скважин, пробуренных с горизонтальными участками, составило в США в 1990 г. около 850. Районы наибольшей активности — штаты Техас и Сев. Дакота. Типичные горизонтальные скважины среднего радиуса имели длину горизонтального ствола около 850 м, горизонтальное смещение от точки набора кривизны до забоя составило 1250 м, общая длина ствола около 3000 м.

Наиболее активно также бурились горизонтальные скважины в Канаде, Дании, Австралии и Индонезии. Но несколько горизонтальных скважин пробурено в Аргентине, Китае, Омане, на Филиппинах.

В Западной Европе бурят горизонтальные скважины преимущественно на морских месторождениях.

В Африке уделяется большое внимание проводке горизонтальных скважин, чему способствует широкое распространение продуктивных пластов малой толщины, эксплуатация которых осложняется образованием водяных конусов.

В целом рост объемов горизонтального бурения будет значительно увеличиваться в США и Канаде. По некоторым оптимистическим оценкам, за 1990 — 2000 гг. будет пробурено около 50 тыс. горизонтальных скважин, причем 75 % их числа в США. Значительные усилия, прилагаемые для совершенствования техники и технологии бурения горизонтальных скважин, а также приобретаемый опыт позволяют достигать все более впечатляющих результатов. В 1990 г. в Зап. Австралии на месторождении Норт-Ренкин пробурена скважина с горизонтальным смещением в продуктивном пласте на 6184 м при глубине 3002 м. Добыча конденсата при этом увеличилась более чем в 3 раза.

Следует отметить также следующий аспект данной проблемы. Отдельные страны считают возможным пересмотреть свои перспективные, а также балансовые запасы. Можно думать также о создании нового подхода к методике разработки нефтяных и газовых месторождений при помощи различных вариантов размещения горизонтальных скважин.

Ряд компаний на территории США за счет внедрения горизонтальных скважин уже произвели переоценку извлекаемых запасов нефти, увеличив их вдвое, а запасы по газу увеличены в 5 раз. В ближайшие годы ожидается широкомасштабная ревизия доказанных запасов углеводородов всей страны с использованием горизонтальных скважин. Этому способствует также политика всевозможных поощрений с целью стимулирования новой методики эксплуатации месторождений. Это выражается в сокращении налогов, назначении премий, патентовании новых технологий и разработок. Так, например, в 1989 г. была разработана технология многозабойного радиального бурения горизонтальных скважин из ранее пробуренных вертикальных скважин таким образом, чтобы горизонтальные ответвления служили перфорационными каналами на любом заданном уровне вертикального ствола вдоль пласта-коллектора.

Предлагается разработать специальные правила, касающиеся сетки размещения горизонтальных скважин, процесса бурения и порядка заканчивания, а также режима последующей эксплуатации. К патентованию предложена новая технология размещения эксплуатационных горизонтальных скважин по треугольной сетке. В основу ее заложен единый узел, состоящий из трех горизонтальных скважин, одна из которых вскрывает продуктивный горизонт в его сводовой части, а две другие — в подошве. Кровельная скважина является эксплуатационной, две подошвенные — инжекционны-ми. Таким образом, закачка и добыча могут осуществляться одновременно.

В 1991 г. в США была опубликована методика ликвидации газопроявлений при горизонтальном бурении, а также метод прогнозирования пространственного положения стволов наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Период интенсивного развития эксплуатации месторождений с помощью горизонтальных скважин относят к 1986 — 1991 гг. За это время более 1000 нефтяных и газовых скважин увеличили свои дебиты на месторождениях Франции, Италии, Дании, Голландии, Канады, Ливии, Аргентины и др. В Северном море горизонтальное бурение широко развито для разработки месторождений с запасами на пределе рентабельности. По заявлениям отдельных экспертов, использование горизонтальных скважин в этих условиях является единственно возможным способом эксплуатации.

Проблемы экономической эффективности проводки горизонтальных скважин привлекают все более пристальное внимание по мере того, как этот способ переходит из экспериментального к промышленному.

По мере развития техники и технологии стоимость бурения значительно снизилась, и в среднем проводка горизонтальной скважины на 20 — 50 % дороже проводки обычной скважины.

При анализе затрат на бурение горизонтальной скважины следует также учитывать, что при разработке месторождений вертикальными скважинами их число будет гораздо больше, чем горизонтальных.

Газовые скважины с горизонтальными стволами впервые в б. СССР были пробурены в 1961 г. Это были три многоза-бойно-горизонтальные скважины на Расшеватском месторождении, сложенном низкопроницаемыми коллекторами.

Создание новых технологий и технических средств позволяет успешно бурить горизонтальные скважины. Наличие в них большой поверхности фильтрации позволяет осуществлять их эксплуатацию при законе Дарси или при очень высоких энергосберегающих дебитах, тем самым экономя энергию пласта.

Использование наклонных и горизонтальных скважин в первую очередь более эффективно, чем вертикальных, при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки шельфовых месторождений и нерентабельных залежей в плотных низкопроницаемых коллекторах при их эксплуатации системой вертикальных скважин.

Методика расчета притока газа к горизонтальным и многозабойным скважинам, исходя из двучленного закона сопротивления, была предложена В.А. Киреевым и Ю.П. Коро-таевым еще в 1966 г.

Все горизонтальные скважины должны работать в пределах энергосберегающих режимов Q , которые иногда на порядок могут превышать соответствующие дебиты в вертикальных скважинах.

При наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, так как по длине горизонтального ствола можно, например, сделать несколько операций по гидроразрыву.

Целесообразность бурения горизонтальных скважин возникает и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов. Возможна наибольшая эффективность сооружения горизонтальных скважин на ПХГ.

Освоение новой техники и технологии бурения горизонтальных скважин позволило свести стоимость бурения горизонтальной скважины практически на уровень бурения вертикальной скважины.

Основной причиной, по которой горизонтальные скважины намного реже применяются в газовых залежах, является то, что проблема газоотдачи в большинстве случаев не столь остра, как проблема извлечения нефти.

Тем не менее в плотных коллекторах, там, где не удается получить сколько-нибудь заметных дебитов, рассматривается как наиболее перспективный метод [22, 24]. Известны описания применения горизонтальных скважин за рубежом для добычи газа из малорентабельных газовых месторождений [23].

Горизонтальное бурение для добычи газа применялось в угольных штатах США с применением специальных устройств. Длина горизонтального ствола достигла 600 м. Для мелких скважин бурили ротором, а для более глубоких — забойным двигателем. Способ разработки горизонтальными скважинами для повышения газоотдачи из девонских слабопроницаемых глинистых коллекторов предложен в США в сочетании с многократным гидроразрывом [24].

В целом бурение горизонтальных скважин в газовых месторождениях ведется теми же способами, что и в нефтяных.

Существенное снижение стоимости горизонтальных скважин достигается при модификации способа их бурения без обсаживания горизонтального ствола [20]. Это почти всегда делается в карбонатных породах, и допустимо в песчаниках, которые достаточно устойчивы. По данным работы [20], более 85 % горизонтальных скважин в карбонатных породах заканчиваются с необсаженным продуктивным стволом. В песчаниках можно использовать нецементируемые хвостовики с щелевидными отверстиями, которые также снизят стоимость проводки и в то же время укрепят стенки ствола.

На создание горизонтальных скважин тратится примерно в 2,5 раза больше времени, чем на создание вертикальной скважины.

8.6.3. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН

Особенности и преимущества применения горизонтальных скважин состоят в следующем [19, 20, 21 и др.]:

значительно повышаются энергосберегающие — рабочие дебиты и отбор нефти и газа;

создается новая геометрия дренирования пласта; более интенсивно растет производительность скважин при наличии вертикальных трещин;

повышается компонентоотдача маломощных пластов, даже когда толщина их не больше 6 м;

происходит интенсификация добычи нефти и газа и увеличивается газоотдача пластов;

увеличиваются сроки эксплуатации скважин без образования конусов воды и газа и, следовательно, уменьшаются сроки обводнения и прорыва газа из газовых шапок;

вследствие сокращения числа скважин, необходимых для разработки месторождений, снижается загрязнение окружающей среды и сохраняются экологически чистыми большие площади поверхности земли;

в эксплуатацию вовлекаются залежи, ранее считавшиеся промышленно нерентабельными из-за незначительных дебитов скважин (забалансовые запасы);

появилась возможность эффективно эксплуатировать газовые месторождения в плотных низкопроницаемых коллекторах;

становится рентабельной разработка низкопродуктивных, малорентабельных и неэкономических пластов при их освоении вертикальными скважинами, а также практически истощенных пластов. Последнее предстоит экспериментально подтвердить для Оренбургского месторождения.

Исследования, проведенные в течение последних лет, позволили разработать общие принципы применения горизонтальных скважин, основанные на критериях гидродинамической эффективности, включая энергосбережение.

В частности, было установлено (рис. 8.14):

1)    наименьшие потери кинетической энергии фильтрующегося пластового флюида имеют место при прямолинейном расположении цепочки горизонтальных стволов в виде галереи (см. рис. 8.14, а);

2) наименьшие потери давления в приствольной зоне обеспечиваются путем направления горизонтального ствола перпендикулярно плоскости расположения трещин в пласте (см. рис. 8.14, б). В случае хаотического (или заранее неизвестного) расположения плоскости трещин этот принцип требует применять горизонтальные скважины со взаимно перпендикулярными направлениями горизонтальных стволов (рис. 8.14, ,);

3)    при разработке месторождения должен, очевидно, соблюдаться и принцип равномерного дренирования залежи, требующий и соответствующего распределения горизонтальных скважин по площади (рис. 8.14, ,,);

4)    разработанные принципы гидродинамической оптимизации длины горизонтального ствола являются важнейшими для определения систем размещения горизонтальных скважин по площади (рис. 8.14, %о);

5)    принцип минимума потерь давления в горизонтальном и вертикальном стволах скважины реализуется путем бурения многозабойных скважин (рис. 8.14, е). В этом случае среднее падение давления в вертикальном стволе большого диаметра, приходящееся на один горизонтальный ствол, оказывается минимальным.

Гидродинамические принципы применения горизонтальных и многозабойных скважин:

принцип минимума потерь пластовой энергии флюида в пласте — прямолинейное (квазигалерейное) расположение скважин (см. рис. 8.14, а);

принцип минимума потерь пластовой энергии флюида в

Рис. 8.14. Общие принципы применения горизонтальных скважин:

а — минимум потерь давления в пласте (прямолинейное расположение); б, , — минимум потерь давления в приствольной зоне (при известной плоскости трещин); „ — равномерность дренирования и поля давления; % — оптимальная длина горизонтального ствола (!_опт = 500 м — промышленные запасы; !_опт = 700^1000 м — непромышленные запасы); е — минимум вертикальных стволов (однопластовая залежь); ж — минимум вертикальных стволов (многопластовая залежь)

приствольной зоне — направление стволов перпендикулярно трещинам (см. рис. 8.14, б, ,);

е    ж

принцип равномерного дренирования залежи (см. рис. 8.14, „);

принцип гидродинамической оптимизации длины горизонтального ствола (см. рис. 8.14, %);

принцип минимума потерь давления в горизонтальном и вертикальном стволах — реализуется путем бурения многозабойных скважин с вертикальным стволом большого диаметра (см. рис. 8.14, е);

принцип максимума газоотдачи промышленных и непромышленных запасов реализуется путем бурения разветвленных горизонтальных скважин, эксплуатируемых при предельном энергосберегающем режиме О_кр.

Применение разветвленных горизонтальных скважин позволяет одновременно эксплуатировать промышленные и непромышленные залежи (рис. 8.14, ж).

Наиболее перспективной областью применения этих принципов являются:

низкопроницаемые коллекторы, запасы флюида в которых являются непромышленными, т.е. экономически невыгодными в случае применения вертикальных скважин. Применение горизонтальных скважин в этом случае позволяет перевести непромышленные запасы в категорию промышленных. Энергосберегающий дебит горизонтальной скважины при этом может превосходить дебит вертикальной при одном и том же устьевом давлении в десятки раз;

низкопроницаемые низкодебитные коллекторы, разработка которых вертикальными скважинами оказывается малорентабельной, а продукция неконкурентоспособной. В этом случае применение горизонтальных скважин позволяет увеличивать дебиты в 5—10 раз и и тем самым улучшить экономические показатели;

такие низкодебитные пласты, для которых дебит вертикальной скважины является малорентабельным даже в хорошо- или среднепроницаемых коллекторах;

неоднородные по простиранию и разрезу коллекторы. Применение горизонтальных скважин в этом случае значительно увеличивает вероятность вскрытия хорошо проницаемых и высокодебитных коллекторов;

коллекторы с подошвенной водой. Разработка коллекторов с подошвенной водой во многих случаях связана с подъемом конусов или языков воды, обводнением и выбытием скважин из эксплуатации. Применение горизонтальных скважин оказывается перспективным и для этих коллекторов, поскольку резко уменьшает градиенты давления в пласте, а тем самым и опасность конусообразования и обводнения.

С учетом существенного роста производительности горизонтальных скважин, увеличения газо-, конденсато- и нефтеотдачи и надежности технологии эксплуатации низкопродуктивных, маломощных, малоэффективных и нерентабельных залежей можно утверждать, что в будущем вертикальными скважинами будут разрабатываться только месторождения с большой толщиной и высокими коллекторскими свойствами пласта, т.е. будут применяться в исключительных случаях.

Сейчас можно говорить о том, что горизонтальные скважины являются не просто новым вариантом технологии по-396 вышения производительности, а новым способом разработки месторождений, постепенно вытесняющим способ эксплуатации вертикальными скважинами.

8.7. КОМПЛЕКСНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Все элементы газодобывающего комплекса, включая месторождение, залежь, скважины, промысловые сооружения, газопроводы и потребители, оказывают существенное взаимовлияние друг на друга через обратные связи. Эти специфические особенности газовой промышленности, обладающей значительной инерционностью и огромной инфраструктурой, как системы энергетики должны учитываться при проектировании разработки месторождений. На начальном этапе проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений осуществлялось на относительно небольшой период и без увязки с обустройством промыслов, транспортом газа по магистральным газопроводам и разработкой других месторождений. По существу, проектирование разработки заключалось в практически изолированном рассмотрении отдельно взятого месторождения. При этом определялись на заданные среднегодовые отборы газа из месторождения, рабочие дебиты по скважинам, число скважин, расположение их на структуре и срок ввода головной компрессорной станции. На основании этих данных создавались технические проекты обустройства газовых промыслов.

Исходя из предлагаемой авторами новой концепции разработки месторождений осуществляется и новый подход к комплексному проектированию разработки, при котором представляется целесообразным при проектировании разработки и опытно-промышленной эксплуатации отдельного месторождения все расчеты, включая определение числа и расположения скважин, производить на весь основной период разработки месторождения, исходя из энергосберегающих режимов работы скважин и промысловых сооружений, надежной их работы без осложнений и аварий и обеспечивая высокие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи. Тем самым при проектировании обустройства его и выборе оборудования можно обеспечить надежные условия работы всего оборудования в течение всего периода разработки месторождения. В проекте выделяют очередность и периоды строительства и эксплуатации отдельных объектов, а также предусматривается время уточнения проекта. При этом для наземных сооружений на весь срок разработки составляется генеральная схема обустройства с указанием сроков и продолжительности строительства скважин и наземных сооружений и учитывая на это соответствующий лаг во времени. В процессе комплексного проектирования целесообразно рассмотрение ряда вариантов для выбора оптимального с точки зрения затрат и надежности работы всего комплекса сооружений в течение всего периода разработки месторождения.

Роль и значение комплексного проектирования неизмеримо выросли в связи с открытием и разработкой Оренбургского и Астраханского месторождений, где основной задачей разработки стало обеспечение стабильной работы газоперерабатывающих заводов с получением многих товарных продуктов.

Раздельное проектирование разработки газовых месторождений без рассмотрения принципиальной и технологической схемы обустройства газовых промыслов на весь или основной период эксплуатации приводит на практике к частым переделкам промысловых сооружений. На эти переделки затрачиваются значительные средства и создаются напряженные условия эксплуатации. Например, неравномерность нагрузки отдельных УКПГ на месторождении Медвежье и др.

Основная причина постоянных переделок газопромыслового оборудования состоит в том, что недостаточно увязаны условия работы скважин и наземных сооружений и расчеты в проектах разработки и обустройства производятся на ряд лет, иногда на 3 — 4 года, без рассмотрения дальнейшей перспективы работы месторождения. Продолжительность строительства объектов практически не учитывается при проектировании разработки, что создает трудности при его осуществлении. При системе раздельного проектирования разработки месторождения и принципиальной технологической схемы обустройства решения, принятые в проекте разработки, не подлежали изменению при рассмотрении и принятии решений по обустройству и, наоборот, в проектах разработки не учитывали специфические особенности обустройства несмотря на наличие между ними жестких связей.

При комплексном проектировании потребовалось для обеспечения оптимальных условий работы всей системы промысловых сооружений детальное рассмотрение гидродинамических, температурных режимов скважин, шлейфов, установок НТС, осушки и очистки газа и других сооруже-398 ний, в том числе и прочностных, и деформационных вопросов, влияние коррозии и др. Таким образом, при комплексном проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений и проектировании обустройства учитывается, что пласт, скважина, промысловые сооружения, магистральные газопроводы и потребители представляют собой единое и неразрывное целое. Поэтому при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений, кроме пласта и скважин, также рассматриваются принципиальные схемы обустройства и работы газопроводов с выдачей рекомендаций по этим вопросам для проектных и производственных организаций.

В процессе работы над проектом учитывается взаимосвязь работы отдельных звеньев рассматриваемой системы в течение всего периода разработки. Расположение и условия работы скважин увязаны с работой коллекторов, компрессорных станций УКПГ, УППГ и групповых пунктов сбора. Например, местоположение дожимных компрессорных станций определяется в зависимости от конфигурации газосборной сети и расположения групповых пунктов и установок по осушке. Расположение этих сооружений выбирается в зависимости от дебитов, расположения скважин и наличия тектонических нарушений и учета оседания земной поверхности. Например, применение энергосберегающих дебитов и опережающий ввод скважин в эксплуатацию могут не только улучшить условия их эксплуатации и работы пласта, но при этом значительно сократить расходы на сооружение дожимных компрессорных станций.

Обоснованный ответ на основную проблему разработки, а именно, выбор величины и темпов отбора газа с вновь открытых месторождений производится как с учетом темпа истощения, обеспечивающего оптимальные значения газо- и конденсатоотдачи данной залежи, так и существующей сети магистральных газопроводов и подключенных к ней уже эксплуатирующихся в настоящее время месторождений и вновь строящихся магистральных газопроводов. При этом рассматриваются условия работы группы эксплуатирующихся и подключаемых месторождений совместно с действующими магистральными газопроводами. При рассмотрении перспектив работы отрасли в целом и отдельного газоносного региона решается задача долгосрочного прогноза с учетом условий перевода потенциальных ресурсов газа в запасы промышленных категорий. Эта работа предшествует или входит в качестве первоначального этапа перед составлением комплексного проекта разработки каждого отдельного месторождения, что позволяет более обоснованно устанавливать и распределять отборы газа из месторождений и своевременно вносить коррективы и дополнения в составленные ранее проекты разработки уже подключенных к газопроводам месторождений.

В этом плане каждое месторождение рассматривается как укрупненная скважина и решается оптимизационная задача работы сложной системы магистральных газопроводов с притоком и расходом газа по пути от месторождения к потребителю. При долгосрочном прогнозе проводится детальный анализ прогнозных запасов, традиционных и нетрадиционных ресурсов газа и потребления газа, а также замены других видов топлива природным газом.

Наиболее простой случай решения этой задачи, когда имеется одно месторождение и один потребитель и между ними проложен газопровод данного диаметра. В этом случае рассматриваются гидродинамические и термодинамические условия работы этой системы во времени и определяются сроки ввода скважин, промысловых сооружений и местоположение линейных, головных и дожимных компрессорных станций. Исследуется неравномерность потребления газа в течение года, которая приобретает в последние годы все большую значимость, принимаются необходимые решения путем выбора отдельных месторождений для обеспечения надежного газоснабжения. Такой подход позволяет правильно определять на них необходимое число дополнительных скважин с учетом неравномерности потребления. В общем виде это произвольно расположенная группа месторождений и потребителей, и решается задача об условиях работы месторождений, о сооружении сети магистральных газопроводов и нахождении оптимальных условий работы всей указанной системы. В том числе и для всех газовых месторождений, закольцованной системы магистральных газопроводов вместе с подземными хранилищами и потребителями ЕСГ (рис. 8.15).

На проектирование разработки месторождений существенное влияние оказывают условия работы Единой системы газоснабжения страны.

Начало функционирования в стране Единой системы газоснабжения можно отнести к 1956 г., когда была организована газовая отрасль и были построены современные магистральные газопроводы: Саратов — Москва, Ставрополь — Москва, Дашава — Киев — Брянск — Москва. К моменту распада Советского Союза и образованию СНГ ЕСГ России представляла 400 собой сложную систему протяженностью 220 тыс. км, без которой немыслимо было бы функционирование всех основных видов промышленности. В последующем было осуществлено разделение ЕСГ на ряд участков по числу стран СНГ.

Как известно, под системой понимается совокупность выполняющих различные функции, но технологически взаимосвязанных подсистем и элементов, объединенных единой целью.

ЕСГ — это сложная развивающаяся система. В то же время она является самостоятельной частью Единой системы энергоснабжения. Для управления и успешного развития ЕСГ разделяется на подсистемы и элементы. Это деление должно подчиняться требованиям технологии и техники, экономики и управления, вытекающим из ее специфики.

Исходя из указанных выше позиций, ЕСГ делится на подсистемы: добычи; транспорта; хранения; распределения; использования газа.

Каждая из этих подсистем в свою очередь представлена отдельными элементами. В частности, подсистема добычи газа расчленяется на элементы:    залежь    (месторождение);

скважины; сбор газа; подготовка газа; ДКС, которые, в свою очередь, при решении отдельных вопросов можно рассматривать как самостоятельные.

Газотранспортная подсистема состоит из следующих элементов: линейная часть, компрессорные станции, газораспределительные станции, а также станции подземного хранения газа. Линейная часть, состоящая из системы трубопроводов, имеет также сложную многоуровневую структуру.

При такой тесной технологической взаимосвязи элементов системы ее совершенствование и развитие должны решаться комплексно. Любое технологическое изменение в одном из элементов неизбежно вызывает изменение условий работы других звеньев.

Расчленение ЕСГ не по технологическим, а по любым другим принципам приведет к ухудшению ее работы и, как следствие, к снижению показателей не только самой системы, но и всего народного хозяйства, поскольку удельный вес газа в топливном балансе страны более 51 % и продолжает расти.

Потребление газа, как уже говорилось, характеризуется крайней неравномерностью, определяемой большим числом факторов.

При этом в отличие от электросетей система подачи газа

Рис. 8.15. Единая система

газоснабжения России

инерционна и упругоемка. Она реагирует на управляющие сигналы не сразу, а от нескольких часов до нескольких суток.

Детальное рассмотрение условий эксплуатации действующей системы магистральных газопроводов совместно с подключенными к ней месторождениями позволяет обеспечить большую надежность газоснабжения, необходимое регулирование подачи газа в газопроводы и потребления при автоматизации и телемеханизации системы с управлением ею с единого диспетчерского пульта.

Можно рекомендовать следующую методику и поэтапность решения задачи комплексного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Величины отбора газа из провинций на перспективу устанавливаются исходя из имеющихся и предполагаемых к открытию месторождений, включая перевод части традиционных прогнозных ресурсов в промышленные запасы по методике (см. гл.

3), предложенной авторами настоящей работы, и размеров потребления газа. В соответствии с этим прогнозируется работа действующих и строительство новых крупных газовых магистралей. Исходя из принятых основных направлений газовых потоков и режимов работы действующих и строящихся магистральных газопроводов и известного потребления газа, рассматривается задача о распределении отборов газа между месторождениями, входящими в данную провинцию, при рассмотрении каждого из них в виде укрупненной скважины. Далее составляются комплексные проекты разработки для группы и отдельного месторождения с учетом условий работы других месторождений. При этом характер и существо комплексного рассмотрения для каждого месторождения выбирается исходя из конкретных особенностей месторождений и наличия условий инвестиций. При долгосрочном прогнозе развития отрасли к традиционным добавляются нетрадиционные ресурсы свободного газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, имеющие практически региональное распространение.

Особенностью работы газовых и газоконденсатных месторождений, скважин и наземных сооружений при разработке без поддержания давления является изменение основных технологических параметров во времени, не только изменение дебитов, давлений и температур, но и развитие деформационных процессов в пласте и скважинах. Это обстоятельство учитывается в комплексных проектах разработки не только для пласта и скважин, но и для наземных соору-404 жений, где, в частности, в местах глубоких деформаций и тектонических нарушений не рекомендуется как строительство скважин, так и основных промысловых объектов.

Комплексные проекты разработки газовых и газоконденсатных месторождений составляются на основной или на весь период разработки на основе адаптированной геологогазодинамической компьютерной модели неоднородного пласта, построенной на базе полного комплекса исследований и данных эксплуатации. В проекте рассматриваются газодинамические, деформационные и термодинамические характеристики пласта и скважин, технологии проводки и закачивания скважин, конструкции забоя, ствола и устья, интенсификации притока газа, средств по борьбе с коррозией, условий работы скважин, коллекторов, сепараторов, УКПГ, НТС, холодильных машин, газоперерабатывающих заводов, газосборных сетей, дожимных и головных компрессорных станций, установок по осушке и очистке газа. При этом главным становится исследование характера изменения условий работы каждого из указанных элементов в течение всего или основного периода разработки месторождения. К основным показателям также относится изменение дебита газа и конденсата и воды во времени; в том числе расчеты выделения воды и конденсата на всем пути движения газа и условия гидратообразования в скважинах и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения.

Основное отличие рассмотрения вопросов обустройства в комплексном проекте разработки от технических проектов обустройства, выполняемых проектными институтами, состоит в том, что здесь рассматривают основные принципиальные генеральные и технологические схемы и выдаются основные рекомендации на базе последних достижений и научно-технического прогресса (например, более глубокое извлечение всех компонентов, входящих в состав природного газа). При этом главное внимание обращается на учет взаимовлияния отдельных элементов и обеспечение надежных условий работы подземных и наземных сооружений во времени без осложнений и аварий как единого технологического целого — работы пласта — скважины — наземных сооружений — потребителей в течение основного периода разработки месторождения.

При комплексном решении разработки группы газоконденсатных месторождений для единой водонапорной системы рассматривается взаимодействие месторождений в процессе их разработки.

Анализ работы группы месторождений, входящих в газоносную провинцию неравномерности потребления газа, позволил авторам предложить создание и выделение месторождений-регуляторов подачи газа в магистральные газопроводы, на которые возлагаются функции гашения неравномерности потребления газа как на случай непредвиденных обстоятельств, так и частичного гашения сезонной неравномерности потребления газа. Создание таких месторождений-регуляторов позволило стабилизировать условия работы всех остальных месторождений, входящих в провинцию, и обеспечить надежную подачу газа в магистральные газопроводы.

Повышение надежности функционирования ЕСГ может быть обеспечено за счет создания месторождений — регуляторов подачи газа в основном, главном газодобывающем регионе на севере Тюменской области с функциями ПХГ. При создании месторождений-регуляторов в этом регионе, работающих при переменном режиме работы скважин вплоть до их остановки на определенный период времени, расчет должен проводиться с учетом влияния криолитозоны, изменения ореолов протаивания, образования гидратов, недопущения негативных последствий по прочностным характеристикам скважин. Вместо длительных остановок скважин целесообразен их перевод на один из энергосберегающих регионов, обеспечивающих безгидратную эксплуатацию.

В условиях упруговодонапорного режима с целью повышения газо- и конденсатоотдачи в условиях неоднородного пласта по вертикали и площади большое внимание уделяется оптимальному расположению скважин на структуре для каждого месторождения и порядку ввода отдельных объектов. Предусматривается пообъектная эксплуатация с последовательной отработкой залежи, с равномерным стягиванием водяного контура и отдалением срока обводнения скважин.

Продвижение воды в газовых и газоконденсатных месторождениях потребовало проведения постоянных наблюдений и детальных исследований скважин и месторождений в целом. С этой целью на месторождениях предусматривается как бурение специальных наблюдательных скважин, так и перевод обводнившихся эксплуатационных скважин в пьезометрические и анализ условий эксплуатации скважин. При этом для определения параметров пласта и оценки положения газоводяного контакта наряду с использованием радиоактивных методов каротажа применяются исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, которые 406 позволяют отбивать положение зон выклинивания и расстояние от скважин до газоводяного контакта. Оценивается неоднородность продуктивных горизонтов, что позволяет в процессе эксплуатации выявить пропластки, по которым предполагается опережающее продвижение воды в газовую залежь.

В комплексных проектах разработки месторождений, в газе которых содержатся агрессивные компоненты, рассматриваются условия коррозии и средства борьбы с коррозией газопромыслового оборудования. При этом для своевременного выбора эффективных средств борьбы с коррозией выявляется характер агрессивной среды в газе еще на стадии разведки, до ввода месторождения в разработку.

Особое внимание рекомендуется уделить исследованию разрушения пласта, установления интервалов и количества выносимой из них породы и установления фактических интервалов, поступления газа в скважину путем проведения специальных акустико-гидродинамических исследований и с помощью глубинных дебитомеров и термометрии.

Для каждого месторождения в комплексном проекте предусматриваются оптимальные конструкции скважин, обеспечивающие надежность их эксплуатации в течение всего срока разработки.

Первые комплексные проекты разработки были выполнены во ВНИИГАЗе и на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для Шебелинского месторождения (руководитель проекта Ю.П. Коротаев) и группы месторождений Краснодарского края (руководители проекта Ф.А. Тре-бин, Ю.П. Коротаев, П.Т. Шмыгля).

Методика комплексного проектирования получила широкое распространение в научно-исследовательских институтах отрасли и была внедрена практически на всех газовых и газоконденсатных месторождениях СНГ и России, в том числе на гигантах севера Тюменской области, Прикаспия, Туркмении, Украины, Казахстана, Узбекистана, таких как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Оренбургское, Астраханское, Советабадское, Газли, Зеварды, Крестищенское, Карачага-накское, Шатлык и др. Это способствовало экономии средств при практическом освоении месторождений, начиная с этапа разведки и кончая их обустройством.

ВНИИГАЗ и другие научно-исследовательские организации широко применяют методику составления комплексных проектов разработки или комплексных проектов опытнопромышленной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Таким образом, изложенный новый подход к разработке и комплексное проектирование позволили поднять на более высокий научный уровень разработку газовых и конденсат-ных месторождений и представляют собой новый этап в теории и практике проектирования разработки. Комплекс энергосберегающих технологий добычи природного газа, обеспечивающих ее надежность и повышение газо- и конденсатоотдачи недр, дает большой экономический эффект, позволяет уменьшить количество аварий, предусмотреть заранее необходимую перестройку отдельных звеньев промысловых объектов для получения максимального эффекта от их работы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 8

1.    Коротаев Ю.П., Гуревич Г.Р., Леонтьев И.А. Долговременное обеспечение потребителей конденсатным сырьем //Газовая промышленность. — 1977. — № 4.

2. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Санжатов Б.Х. Основные принципы проектирования газохимических комплексов //Проблемы эксплуатации газовых скважин на месторождениях с осложненными горно-геологическими условиями. — 1980.

3. Состояние и повышение эффективности разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения /А.И. Гриценко, Р.И. Вяхирев, О.Ф. Худяков и др. //Проблемы добычи газа (на примере разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения.— 1979.

4. Состояние и повышение эффективности разработки ОГМ/А.И. Гриценко, О.Ф. Худяков, Г.А. Зотов и др. //Разработка и эксплуатация ОГМ. — 1 980.

5. О состоянии дренирования и методов борьбы с обводнением основной залежи Оренбургского месторождения //Эксплуатация месторождений сероводородосодержащих газов — 1980.

6.    Комплексные промысловые исследования на Оренбургском месторождении //Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1980. — Вып. 3.

7.    Разработка месторождений с большим этажом газоносности / Г.В. Рассохин, Г.Р. Рейтенбах, Н.Н. Трегуб и др. — М.: Недра, 1984.

8.    Галимов А.К. Двумерная модель газовой залежи и расчет продвижения воды //Разработка месторождений, промысловая и заводская обработка газа, транспорт газа. — 1974. — Вып. 1. — Ч. 1.

9. Вяхирев Р.И., Галимов А.К., Леонтьев И.А. Моделирование процессов регулирования продвижения пластовой воды на Оренбургском месторождении //РИ, Сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. — 1982. — Вып. 2.

10.    Галимов А.К. К методике расчета процессов вытеснения газа водой в слоистых пластах с учетом их капиллярно-гравитационного воздействия //Проблемы эксплуатации газовых скважин на месторождениях с осложненными горно-геологическими условиями. — М., 1980.

11. Галимов А.К., Леонтьев И.А. Механизм макрозащемления газа в слоистых пластах с зональной неоднородностью //Газовая промышленность. — 1982. — № 1.

12.    Моделирование разработки Астраханского газоконденсатного месторождения /А.К. Галимов, И.А. Леонтьев, И.Г. Степанова и др. //Теория и практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. — 1987.

13. Галимов А.К., Леонтьев И.М. Саврасов Б. А. О влиянии состава газа на продуктивность скважин в упругодеформируемых пластах //Особенности разработки глубокозалегающих месторождений природного газа. — 1982.

14. Механика насыщенных пористых сред /В.Н. Николаевский, К.С. Бас-ниев, А.Т. Горбунов и др. — М.: Недра, 1970.

15. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М.: Недра, 1986.

16. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П. Принципы освоения Прикаспийских залежей //Газовая промышленность — 1985. — № 11.

17. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А. Гриценко А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа //Нефть и газ. — 1995.

18. Методический подход к выбору объектов для сайклинг-процесса на Карачаганакском месторождении /И.А. Леонтьев, М.Я. Зыкин, В.К. Грачев и др. //Газовая промышленность. — 1988. — № 2.

19. Жианнезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 3.

20.    Краузе Ф.К. Увеличение запасов нефти за счет горизонтального бурения: Пер. с англ. World Oil, О^оЬег, V209, № 4. 1989. Фонды ВНИИЭГаз-прома.

21. Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Состояние и перспективы применения горизонтальных скважин для разработки.

22.    Kruse D. Where are equipment prices headed, Drilling. V50, № 4, 1989.

23. Использование горизонтальных скважин для добычи газа в Канаде: Пер. с анг.-Nocen Test Horizontal for Gas Recovery. Enchanced Recovery week, 24/IV, 1989. Фонды ВНИИЭГазпрома.

24. Ненахов В.А., Кравцов А.Н., Царев В.П. Методы добычи газа из плотных низкопроницаемых пород. — М.: изд. ВНИИЭГазпром, 1989.

25.    Hatten J. Lateral Drilling. Ein Komplettierun-gasverfaher. Brdoi-Erdgas-Kahle, 1986, V. 107, № 7-8, p. 338-241.

26. Стокли К.О. Повышение эффективности горизонтального бурения в трещиноватых карбонатах //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1991. — № 10.

27. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИГ Л А В А    МЕ ПЕРЕКАЧКИ

8.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

После того, как выбрана трасса нефтепровода и определена его протяженность, переходят к технологическим расчетам.

Задачей технологических расчетов является вы1бор технологических параметров проектируемой системы. В эту задачу входит, в частности, решение следующих вопросов:

выбор диаметра нефтепровода и числа перекачивающих станций;

определение мест размещения перекачивающих станций; расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

Первая из этих задач решается в три этапа. Сначала осуществляются многовариантные технологические расчеты нефтепровода при известных диаметре (диаметрах) магистрали и числе перекачивающих станций. Затем выполняется экономическая оценка стоимости (капитальных вложений и эксплуатационных затрат) каждого из рассмотренных вариантов и, наконец, на основе того или иного критерия оптимальности выбирается наилучший вариант из возможных.

Вторая задача решается на основе результатов техникоэкономической оптимизации, выполненной на предыдущем этапе, и информации о районе пролегания нефтепровода, в частности, наличии населенных пунктов, подъездных дорог, линий электропередач и т.п.

Третья задача решается после конкретизации параметров нефтепровода, полученной на первых этапах технологического проектирования, в частности, после выбора конкретного оборудования, устанавливаемого на линейной части и перекачивающих станциях. В расчет режимов эксплуатации нефтепровода входят уточненные (поверочные) расчеты пропускной способности нефтепровода как в номинальных, так и в нерасчетных условиях; определение давлений до (в линиях всасывания) и после (в линиях нагнетания) перекачивающих станций; решения вопросов о необходимости регулирования режимов перекачки.

Для технологических расчетов нефтепровода необходима информация о производительности и протяженности нефтепровода, располагаемом насосном и регулирующем оборудовании, характеристиках труб, в частности, об ограничениях на максимально допустимые давления, о стоимостях основного и вспомогательного оборудования, стоимости строительно-монтажных работ и т. д. Задание на проектирование составляют в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01 —85. Это задание должно содержать:

наименования начального и конечного пунктов нефтепровода;

грузопоток в нефтепроводе (млн т/год) при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих транспортировке с указанием их свойств: плотности, вязкости (при двух значениях температуры), упругости насыщенных паров, температуры застывания и т.п. (см. табл. 4.1);

перечень пунктов сброса и подкачек нефтей с указанием их объемов по сортам;

условия поставки, приема и отгрузки; рекомендации по организации управления и т.п.

Т а б л и ц а 8.1

Параметры магистральных нефтепроводов

Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы магистральных нефтепроводов

Пропускная способность нефтепровода определяется по грузопотоку и числу рабочих дней с учетом затрат времени на техническое обслуживание нефтепровода, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на опорожнение и заполнение резервуаров (табл. 8.1, 8.2).

Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной пропускной способности на коэффициент к_п, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации.

Для однотрубных (однониточных) нефтепроводов к_п ^ ^ 1,07; для параллельных двухтрубных (двухниточных) нефтепроводов, образующих единую систему, к_п ^ 1,05; для нефтепромысловых магистралей к_п ^ 1,10.

8.2. УРАВНЕНИЕ БЕРНУЛЛИ ДЛЯ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

В основе гидравлических расчетов участка трубопровода, по которому осуществляется перекачка нефти (рис. 8.1) лежит хорошо известное уравнение Бернулли:

$+ / - (-^ +    z2'    =    ⁽⁸.¹⁾

%pg ) %pg (

в котором pj, p₂    —    давление    в    сечениях х_ь х₂    нефтепровода,

соответственно;    z₁,    z₂    —    высотные    отметки    этих    сечений, а

h_1-2 — потери напора на участке [i₁, i₂] трубопровода. Отношение p/pg называется пьезометрическим напором, а величина z — геометрическим напором в сечении x трубопровода. Обе величины измеряются в метрах.

tfc

-о-^L

x₂ X

Рис. 8.1. К гидравлическому расчету участка нефтепровода

Потери напора h_1—2 на участке 1—2 нефтепровода состоят из двух частей:

^h1 —2    =    ^hT + ^h м-

(8.2)

Первая из них называется потерей напора на трение, (она выражает потери механической энергии за счет сил внутреннего трения слоев вязкой нефти друг о друга), вторая - потерей напора на преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т.п.).

Потери напора h_T (м) на трение рассчитывают по формуле

(8.3)

называемой формулой Дарси — Вейсбаха. В этой формуле и — средняя по сечению скорость перекачки (u = 4Q/nd²); d — внутренний диаметр трубопровода; L_1—2 = х₂ — х₁ — длина участка трубопровода между рассматриваемыми сечениями х₁ и х₂; X — коэффициент гидравлического сопротивления.

Потери напора h_m (м) на преодоление местных сопротивлений рассчитывают по формуле

в которой Zj - коэффициенты местных сопротивлений, а суммирование осуществляется по всем сопротивлениям, имеющимся на участке 1-2.

Иногда наличие местных сопротивлений в магистральном нефтепроводе учитывают огрубленно, полагая, что потери напора на местных сопротивлениях составляют примерно

2 % от потерь напора на трение, т.е. принимают, что h_H = = 0,02^. В этом случае полные потери напора h_1-2 на участке нефтепровода между сечениями х₁ и х₂ вычисляются по формуле

h_{1 2} = 1,02X^L=²-"².    (8.5)

d 2g

Если учесть, что коэффициент X гидравлического сопротивления зависит (через число Рейнольдса) от скорости перекачки и, значит, от пропускной способности трубопровода, то уравнение Бернулли (8.1) с учетом формул (8.2)-(8.4), записанное в форме

+ (Z1 - z2) = X^L1-²    +    yZ    ,

(8.6)

pg    d 2pg y^^j pg

является соотношением, связывающим давления в сечениях 1 и 2 со скоростью перекачки, а следовательно, и с ее расходом Q = und²/4.

Пример. Давление р_н в начале 100-км участка нефтепровода (z_m = 75 м) равно 55 атм., а давление р_к в его конце (z_K = 25 м) — 3 атм. Определить давление р, в промежуточном сечении х, = 40 км, если известно, что z, = = 100 м, а плотность перекачиваемой нефти p = 870 кг/м³.

Решение. Находим напоры в начале Н₁ и в конце Н₂ участка:

Н₁ =    z_m    +    р^^/pg    = 75 +    55-0,981-10V(870-9,81) а 707,2 м;

Н₂ =    z_I    +    р_I/pg    = 25 +    3-0,981-10⁵/(870-9,81) а 59,5 м.

Поскольку линия гидравлического уклона представляет собой прямую, то напор Н, в промежуточном сечении х, = 40 км находится линейной интерполяцией напоров Н₁ и Н₂:

H-Н =    ^ ^Н,^-707,² = J0 ^ Н, а 448,1 м.

Н₂ - Н₁    L-0    59,5-707,2    100

Находим давление р, в промежуточном сечении: р, = pg(H, - z,) = 870-9,81-(448,1 - 100) а 2,97-10⁶ Па,

что соответствует 2970000/98100 » 30,3 атм.

8.3.1. БАЗИСНЫЕ ФОРМУЛЫ

Для расчета коэффициента X = X(Re, е) гидравлического сопротивления можно использовать следующие формулы:

если число Рейнольдса Re = ud/v < 2320, то течение нефти — ламинарное, для него

X = б!

Re

(формула Стокса).    (8.7)

Ламинарное течение может реализоваться для высоковязких нефтей, течение которых характеризуется относительно небольшими числами Рейнольдса;

если 2320 < Re < 10⁴, то режим течения нефти — переходный турбулентный

X = R-(1 - Y) + у

(8.8)

^Re

где Y =    1 —_e^{—0,002(Re—2320}> — так называемый коэффициент

перемежаемости;

если 10⁴ < Re < 27/е^1,143 (А — абсолютная шероховатость; е = А/d — относительная шероховатость внутренней поверхности трубопровода), то течение нефти происходит в развитом турбулентном режиме, в зоне так называемых гидравлически гладких труб (коэффициент X не зависит от шероховатости)

X = 0,3164

(формула Блазиуса);    (8.9)

если 27/е^1,143 < Re < 500/е, то течение нефти происходит в зоне так называемого смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления можно вычислить, например, по формуле

1/4

Л А..!    64    '

X = 0,11i е + — I

% ^Re (

(формула Альтшуля);    (8.10)

если Re > 500/е, то течение нефти происходит в зоне квадратичного трения (так как если X не зависит от скорости течения, то потери напора пропорциональны квадрату скорости течения)и

(формула Шифринсона).    (8.11)

к _ 0,11s¹

Пример 1. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора на трение при перекачке по нефтепроводу диаметром d = = 0,361 мм (А = 0,15 мм) и протяженностью 125 км нефти (р = 870 кг/м³, v = 9 сСт) с расходом 400 м³/ч.

Решение. Находим скорость перекачки и число Рейнольдса:

u = 4Q/S = 4-400/(3600-3,14-0,361²) а 1,086 м/с;

Re = ud/v = 1,086-0,361/(9-10^-6) а 43560.

Отсюда видно, что для вычисления к следует воспользоваться формулой Блазиуса (8.9):

¹ _ ^0,3164 _ 0,0219.

^43560

Наконец, по формуле (8.3) находим потери напора на трение на участке нефтепровода:

.    „„„,„1250001,086²

h_T _ 0,0219--¹- _ 455,8 м.

0,361 2-9,81

Если перевести полученный результат в потери давления (Ар = pgh_T), то они составят примерно 39,7 атм.

Пример 2. Найти коэффициент гидравлического сопротивления и потери напора    на    трение    при перекачке    по    трубопроводу    диаметром    d    =

= 0,800 мм (А    =    0,15 мм)    и    протяженностью    125 км нефти    (р    =    840    кг/м³,

v = 2,6 сСт) с расходом 2000 м³/ч.

Решение. Находим скорость перекачки и число Рейнольдса:

u = 4Q/S = 4-2000/(3600-3,14-0,8²) а 1,11 м/с;

Re = ud/v = 1,11 -0,8/(2,6-10^—6) а 341540.

Отсюда видно, что для вычисления к следует воспользоваться формулой Шифринсона (8.11):

1/4

,    „. .1 0,15'    ...,

к _ 0,11|-1    _ 0,013.

% 800 )

Наконец, по формуле (8.3) находим потери напора на трение на участке трубопровода:

125000 111² _ 0,013-    ^1,11 а 127,6 м.

0,800 2-9,81

Если перевести полученный результат в потери давления Ар = pgh_а, то они составят Ар = 840-9,81-127,6/98100 а 10,7 атм.

8.3.2. ФОРМУЛЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРОЕКТНОЙ ПРАКТИКЕ

Для выбора коэффициента гидравлического сопротивления X в проектных организациях используются также правила и формулы, откорректированные практикой эксплуатации нефтепроводов. Эти правила и формулы таковы:

при Re < 2000 для X используется формула Стокса (8.7); при 2000 < Re < 2800 для X используется формула

X = (0,16 Re - 13) -10^-4;    (8.12)

при 2800 < Re < Re, для X используется формула Блазиуса (8.9);

при Re > Re, для X используется формула X = л + -1L,    (8.13)

VRe

где Re,, Л - константы (табл. 8.3).

Т а б л и ц а 8.3

Значения констант Re, и Л

8.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УКЛОН

Прямая АБ, представляющая зависимость полного напора Н от координаты х вдоль оси трубопровода, Н(х) = z(x) + p(x)/pg (см. рис. 8.1), называется линией гидравлического уклона. Абсолютное значение тангенса угла а ее наклона к горизонтали называется гидравлическим уклоном:

i = -= \tg а| = X1"²; i = i(Q).    (8.14)

dx    d    2g

Гидравлический уклон - это безразмерная величина, характе-200

ризующая быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе. Гидравлический уклон для данного нефтепровода зависит от расхода Q перекачки, при этом чем больше Q, тем быстрей уменьшается напор, тем больше значение гидравлического уклона i.

Величина 1000i дает падение напора в метрах на 1 км пути. Так, например, гидравлический уклон i = 0,003 означает падение напора 3 м на 1 км пути, а i = 0,00075 — падение напора 0,75 м на 1 км пути и т.д.

Пример. Определить гидравлический уклон участка нефтепровода (D = = 820 мм, S = 10 мм, А = 0,2 мм), перекачивающего нефть (v = 5,5 сСт), с расходом 2500 м³/ч. Как изменится гидравлический уклон, если с тем же расходом по участку будут перекачивать более вязкую нефть (v = 15 сСт)?

Решение. Гидравлический уклон рассчитывается по формуле (8.14). Имеем:

d = D — 2S = 0,820 — 0,020 = 0,800 м; е = А/d = 0,2/800 а 0,00025; и = 4Q/S = 4-2500/(3600-3,14-0,8²) а 1,382 м/с;

Re = ud/v = 1,382-0,8/(5,5-10^—6) а 201000;

X = 0,11 е^1/4 = 0,11-0,00025^1/4 а 0,014;

1    1 38?2

i = 0,014---—- а 0,0017, т.е. 1,7 м на 1 км трубопровода.

0,800 2-9,81

Если бы по нефтепроводу перекачивали более вязкую нефть, то число Рейнольдса было бы равно ^ 73700. Коэффициент гидравлического сопротивления X, вычисленный по формуле Альтшуля, был бы равен

X = 0,11(0,00025 + 68/73700)^1/4 а 0,020;

i = 0,020-1/0,8-1,382²/(2-9,81) а 0,0024, т.е. 2,4 м на 1 км трубопровода.

8.5. УРАВНЕНИЕ БАЛАНСА НАПОРОВ ДЛЯ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

Начальный напор Н₁ в линии нагнетания перекачивающей станции складывается из трех составляющих, (см. рис. 8.1):

H = Z1 + ^ = Z1 + Лп + Н_CT(Q), pg

где Л_п — подпор перед станцией (напор в линии всасывания станции); H_CT(Q) — дифференциальный напор станции (т.е. напор, создаваемый насосами станции). Последний зависит от пропускной способности Q нефтепровода и определяется, главным образом, (Q —Н)-характеристиками насосов, их типом и числом, а также характеристиками трубопроводной обвязки станции.

Напор Н₂ в конце участка нефтепровода складывается из двух составляющих: геометрического напора z₂ и конечного напора h_K = р2/pg:

Н2 = z2 + р2^ = z2 + h_K.

Уравнение Бернулли (8.1), записанное для начального и конечного сечений участка нефтепровода, имеет вид:

^Н1    ^Н2    ^h1 —2    ^hT + ^hм^;

7 2 ⁷1-2    ^u

[z1    +    hп    +    H_CT(Q)] -    [z2    +    h_K]    _    1,02k^—

d 2g

или

^hп + ^Hст^(Q)_ ^hK +^(z2 ^{- z}1⁾ + ^h1-2^(Q)*

(8.15)

Это уравнение называется уравнением баланса напоров

для участка нефтепровода. Оно служит для определения расхода Q перекачки. В левой части уравнения стоит пьезометрический напор _Ь_п + Н_ст^), имеющийся в начале нефтепровода, в правой — сумма двух противонапоров h_K + (z₂ — z₁) и потерь h_1-2(Q) напора на рассматриваемом участке. Иными словами, уравнение (8.15) означает, что имеющийся в начале участка нефтепровода напор компенсирует противонапоры и потери напора из-за работы сил вязкого трения слоев нефти друг о друга.

На рис. 8.2 представлена графическая интерпретация уравнения (8.15).

На плоскости переменных (Q, H) изображены графики левой и правой частей уравнения (8.15), называемых соответственно:

кривая Н = h_п + Н_ст^) — (Q — H)-характеристикой перекачивающей станции;

кривая Н = h_K + (z₂ — z₁) + h_1-2(Q) — (Q — Щ-характе-ристикой участка нефтепровода.

Координаты точки M(Q,, H.) пересечения этих кривых, называемых еще совмещенными (Q — Щ-характеристиками перекачивающей станции и участка нефтепровода, дают графическое решение уравнения (8.15). Абсцисса Q, точки M есть решение уравнения (8.15), а ее ордината H, = H(Q.) определяет напор на выходе станции. Точка M называется ра-

Рис. 8.2. Совмещение (Q - Н)-характеристики участка нефтепровода 1 и перекачивающей станции 2

бочей точкой системы трубопровод - перекачивающая станция.

Притер. По участку нефтепровода (L = 125 км; D = 530 мм; 6 = 8 мм; А = 0,25 мм) ведется перекачка нефти (p = 870 кг/м³, v = 9 сСт) двумя центробежными насосами НМ 1250-260, соединенными последовательно, так что их совместная (О-Н)-характеристика имеет вид: Н = 662 — 0,902- 10^-4Q², (Н - м, Q — м³/ч). Рассчитать расход перекачки, если высотные отметки начала и конца участка равны соответственно 50 и 120 м, подпор Ь_пперед перекачивающей станцией составляет 40 м, а конечный напор h_K — 30 м. Принять, что самотечные участки в трубе отсутствуют; потери на местных сопротивлениях составляют 2 % потерь напора на трение. Решение. Согласно уравнению (8.15) баланса напоров имеем:

40 + (662 - 0,902-10^-4Q²) = 30 + (120 - 50) + 1,02i(Q) 125000.

Если учесть, что 1 ²

i(Q) = X--^и-= 0,09916Xu² и

0,514 2 - 9,81

Q = 3600-S = 3600-3,14-0,514²/4u = 746,6u,

то получим уравнение 752 - 50,7— = 12 643X—

для определения скорости и движения нефтепродукта.

Решаем это уравнение последовательными приближениями. Сначала полагаем X₁ = 0,02. Тогда из уравнения находим: и = 1,574 м/с. Вычисляя число

Рейнольдса, имеем: Re = 1,574-0,514/(9-20 ⁶) = 89893. По формуле (8.10) находим коэффициент X гидравлического сопротивления:

Xjj = 0,11-(0,25/514 + 68/89893)^1/4 а 0,0207.

Для второй итерации полагаем X₂ = X_u = 0,0207. Тогда из уравнения находим: и = 1,551 м/с. Вычисляя число Рейнольдса, имеем: Re = 88579. По формуле (8.10) находим новое значение коэффициента X гидравлического сопротивления:

X₂₁ = 0,11-(0,25/514 + 68/88579)^1/4 а 0,0207 = X₂.

Итерационный процесс закончен; и = 1,551 м/с. Отсюда находим расход перекачки: Q = 746,6и = 746,6-1,551 а 1158 м³/ч.

8.6. (О-Н)-ХАРАКТЕРИСТИКИ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА

Зависимость Н = h_K + (z₂ — z₁) + h_1—2(Q) называется (Q —Н)-характеристикой участка трубопровода. Потери напора h_1—2(Q), происходящие из-за диссипации механической энергии вследствие сил вязкого трения слоев нефти друг о друга, представляются формулой (8.5) Дарси — Вейсбаха

_L 2

h_{1 2} = 1,02X-¹²—

d 2g

(с поправкой на местные сопротивления), в которой -_{1 — 2} — протяженность рассматриваемого участка нефтепровода. При этом предполагается, что участок полностью заполнен жидкостью.

Однако могут существовать режимы перекачки, в которых нефть на отдельных участках трубопровода движется неполным сечением или, как говорят, самотеком. Такие участки называются самотечными. Рассмотрим более подробно особенности течения нефти на самотечных участках трубопровода и сформулируем правила расчета потерь напора.

8.6.1. САМОТЕЧНЫЕ УЧАСТКИ НЕФТЕПРОВОДА

Самотечным называется участок [x_1rx₂] трубопровода, на котором нефть движется неполным сечением (самотеком) под действием силы тяжести (рис. 8.3).

Давление в парогазовой полости над свободной поверхностью жидкости остается практически постоянным и равным

п

-O-

х

-O-

Рис. 8.3. Схема самотечного участка нефтепровода:

1 — линия гидравлического уклона; 2 — самотечный участок; П — перевальная точка

упругости р_у насыщенных паров данной нефти, поэтому течение на самотечном участке называется безнапорным.. Однако разность напоров между сечениями х₁ (началом самотечного участка) и х₂ (концом самотечного участка) все же существует, просто она равна разности (z₁ — z₂) геометрических высот этих сечений.

Стационарные самотечные участки могут существовать только на нисходящих участках нефтепровода.

Начало х₁ каждого самотечного участка называется перевальной точкой. Перевальная точка всегда совпадает с одной из вершин профиля трубопровода.

Линия гидравлического уклона на самотечном участке проходит параллельно профилю трубопровода на расстоянии р_у/рд над ним. Отсюда следует, что гидравлический уклон i на самотечном участке равен тангенсу угла наклона профиля нефтепровода к горизонту: i = 1да_п.

Расход нефти на самотечном участке в стационарном режиме равен расходу Q нефти в заполненных сечениях трубопровода:

Q = U0S0 = uS,

(8.16)

из чего можно заключить, что скорость и движения жидкости на самотечном участке больше скорости и₀ движения жидкости на заполненных участках нефтепровода, поскольку площадь S части сечения, занятого жидкостью на каждом самотечном участке, меньше площади S₀, полного сечения трубопровода: и = u₀S₀/S > и₀.

Степень о = S/S₀ заполненности самотечного участка нефтью может быть различной, она зависит от отношения Y = г'Лда_п гидравлических уклонов (tgjaj) на самотечном

₂

участке и ( i = X-1 / du₀ / pg) на участках трубопровода, полностью заполненных нефтью. Обобщая многочисленные исследования в области безнапорных течений в каналах кругового сечения, можно предложить следующие аппроксимаци-онные формулы для расчета степени заполненности сечения трубы нефтью на самотечном участке:

1. Если y = ^да_п > 1, то о = 1 (сечение заполнено полностью);

2.    Если 32,32X₀ < y < 1, то

(8.17)

3. Если 4,87X₀ < y < 32,32X₀, то

4. Если y < 4,87X₀, то

(8.18)

(8.19)

Формулы (8.17) — (8.19) позволяют рассчитать степень заполненности о сечения трубопровода нефтью по известному отношению y гидравлических уклонов i и tga_п на напорном и самотечном участках, соответственно.

Пример. Расход нефти (v = 8,6 сСт) на самотечном участке нефтепровода (D = 720 мм; S = 10 мм; А = 0,2 мм) равен 900 м³/ч. Профиль участка наклонен к горизонту на угол а_п = — 1°. Какова степень заполненности сечения трубы нефтью на этом участке?

Решение. Вычисляем скорость и₀ перекачки, число Рейнольдса Re, коэффициент X₀ гидравлического сопротивления и i гидравлический уклон на напорных участках нефтепровода:

и₀ = 4-900/(3600-3,14-0,700²) = 0,650 м/с; tg(1°) = 0,0175;

Re = 0,65-0,7/(8,6-10^—6) а 52907; Xo = 0,0219; i = X₀ -1 /du^/(2g) = 0,0219-1/0,7-0,65²/(2-9,81) а 0,0007.

Вычисляем параметр у = z/tga_n = 0,0007/0,0175 = 0,04. Поскольку у = = 0,04 < 4,87Х₀ = 0,1067, то в формулах (8.17) — (8.19) реализуется четвер- тый случай: a = 0,1825(2y/X₀)^0,356 = 0,1825(2-0,04/0,0219)°'³⁵⁶ s 0,29, т.е. сечение рассматриваемого участка нефтепровода заполнено примерно на 29 %.

Как определить, есть ли в рассматриваемом трубопроводе самотечные участки? Для этого нужно построить совмещенную картину профиля нефтепровода и линии гидравлического уклона. Если линия гидравлического уклона проходит всюду выше профиля нефтепровода, причем это превышение составляет значение большее, чем р_у/рд, где р_у — упругость насыщенных паров нефти, то самотечных участков в трубопроводе нет. Если же линия гидравлического уклона в какой-нибудь точке подходит к профилю трубопровода на расстояние меньшее, чем р_у/рд, или вовсе пересекается с ним, то в трубопроводе существует один или несколько самотечных участков.

Обратимся к рис. 8.4, на котором представлена схема нефтепровода с самотечными участками.

Линию БК₂П₂К₁П₁А гидравлического уклона нефтепровода начинаем строить с конца рассматриваемого участка (точка Б). Для этого достаточно знать напор и гидравлический уклон в конце участка. На отрезке БК₂ линия гидравлического уклона лежит значительно выше профиля нефтепровода, поэтому сечения последнего заполнены полностью. Однако в точке К₂ линия гидравлического уклона подходит к профилю трубопровода на расстояние р_у/рд, поэтому точка К₂ — это

Рис. 8.4. Схема определения местоположения самотечных участков нефтепровода:

1 — первый самотечный участок; 2 — второй самотечный участок; П₁, П₂ — перевальные точки

конец самотечного участка; его начало — перевальная точка П₂. Таким образом, один из самотечных участков найден. Линия гидравлического уклона К₂П₂ на этом участке проходит параллельно профилю нефтепровода.

Продолжаем строить линию гидравлического уклона. Из перевальной точки П₂ она выходит под углом, тангенс которого равен гидравлическому уклону (т.е. параллельно отрезку БК₂). Оказывается, что в точке К₁ эта линия вторично подходит к профилю трубопровода на расстояние р_у/pg. Следовательно, внутри трубопровода давление опять становится равным упругости насыщенных паров и в нем должна существовать парогазовая полость; точка К₁ — это конец второго самотечного участка. Его начало, точка П₁ — еще одна перевальная точка. Таким образом, найден второй самотечный участок К₁П₁. Линия К₁П₁ гидравлического уклона на этом участке проходит параллельно профилю нефтепровода на расстоянии р_у/pg от него.

Наконец, на участке П₁А линия гидравлического уклона параллельна своим отрезкам БК₂ и П₂К₁, построенным для полностью заполненных сегментов нефтепровода.

Из рис. 8.4 видно, что наличие самотечных участков в магистральном нефтепроводе приводит к увеличению начального напора Н₁ (а следовательно, и давления р₁), на станции, а значит, требует более высоких затрат энергии на перекачку по сравнению с трубопроводом, в котором самотечные участки отсутствуют. Если линию гидравлического уклона, начиная от точки К₂, мысленно продлить до начального сечения участка, то можно определить напор Н₁, который был бы необходим для перекачки нефти с тем же самым расходом в трубопроводе той же длины и того же диаметра, но без самотечных участков. Очевидно, что Н₁ > H₁.

Пример. По участку нефтепровода (L = 140 км; D = 530 мм; S = 8 мм, А = 0,2 мм) перекачивают нефть (р = 870 кг/м³; v = 8,5 сСт; р_у = 0,02 МПа) с расходом 400 м³/ч. Профиль участка имеет следующий вид:

х, км ......0    80    120    140

z, м ........100    100    0    0

Давление в конце участка составляет 0,2 МПа. Определить давление в начале участка.

Решение. Сначала вычисляем гидравлический уклон.

и₀ = 4-400/(3600-3,14-0,514²) а 0,536 м/с;

X₀ = 0,11(0,2/514 + 68/32 412)^1/4 а 0,025; i = 0,025-1/0,514-0,536²/(2-9,81) а 0,00071.

Затем вычисляем потери напора на участке трубопровода между 120-м и 140-м км. Они равны h_{120 —140} = /20000 = 14,2 м, поэтому напор в конце спуска, т.е. в сечении x = 120 км, равен 0,2-10⁶/870-9,81 + 14,2 а 14,43 м.

Поскольку py/pg = 20000/(870-9,81) а 2,34 м, то в сечении x = 120 км трубопровод еще полностью заполнен нефтью. Однако перепад высот на нисходящем участке составляет 100 м (см. профиль), поэтому очевидно, что в каком-то сечении спуска давление нефти станет равным упругости р_у ее насыщенных паров, поэтому часть нисходящего участка трубопровода неизбежно окажется самотечным. Очевидно, что начало этого участка совпадает с началом спуска, т.е. сечением x = 80 км.

Гидравлический уклон на равнинном (полностью заполненном) сегменте трубопровода, между началом участка и 80-м км, равен гидравлическому уклону на полностью заполненном сегменте трубопровода между 120-м и 140-м км, т.е. 0,71 м/км, поэтому потери напора h_0—80 а 56,8 м. Следовательно, давление p_t в начале участка равно 870-9,81-56,8 а 484771 Па или ^ 4,95 атм.

8.6.2. ОСТАТОЧНЫЙ ОБЪЕМ НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДЕ

При проектировании нефтепровода следует предусматривать технологические операции, в которых нефть, заполнявшая внутреннюю полость трубопровода, сливается в резервуары через один из концов участка. При этом столб жидкости в трубопроводе разрывается и образуются пустоты, заполненные парами нефти. Местоположение и объем этих пустот определяются профилем нефтепровода. В то же время значительная часть трубопровода остается заполненной нефтью.

В сущности пустоты, образующиеся в трубопроводе после окончания слива нефти, есть самотечные участки с нулевой степенью заполненности и нулевым (Q = 0) расходом перекачки, поэтому правила определения местоположения пустот принципиально не отличаются от общих правил нахождения самотечных участков. Линия гидравлического уклона в рассматриваемом случае состоит из отрезков горизонтальных прямых над полностью заполненными сегментами трубопровода и отрезков наклонных прямых, параллельных профилю трубопровода, там, где в трубопроводе образовались пустоты (рис. 8.5).

Общий объем У_ост нефти, оставшейся в трубопроводе, определяется как сумма объемов V_CD участков типа CD таких, что высоты их левых концов образуют монотонно возрастающую (если считать слева направо) последовательность:

Vo_CT = JV_CiL

Пример. Определить объем нефти (р = 870 кг/м³), оставшейся в 10-км отводе (d = 144 мм), ведущем к нефтебазе, после того, как этот отвод отсекли от основной магистрали, а входную задвижку нефтебазы открыли. Профиль отвода представлен на рис. 8.6. Упругость насыщенных паров нефти принять равной 0,02 МПа, а атмосферное давление — 0,1013 МПа.

Решение. Прежде всего очевидно, что начиная с 7-го и кончая 10-м км отвод полностью опорожнится. Длина опорожненного участка составит 3 км.

Между 3-м и 4-м км существует точка х₁ такая, что z₁ = 74 + h_в, где h_в — вакуумметрическая высота, равная

р_у/рд = 0,02-10⁶/870-9,81 = 2,34 м,

т.е. z₁ = 76,34 м. Координату х₁ находим линейной интерполяцией из пропорции:

3 - х ₁    78 - z 1    3-х!    78-76,34

-^{1    1}    или -^{1    1}—,

3 - 4    78 - 68    -1    78- 68

Рис. 8.6. К примеру расчета 210

откуда находим: х₁= 3,166 км. Таким образом, между 3-м и 7-м км опорожнятся 166 м трубы.

Аналогично между 1-м и 2-м км существует точка x₂, высотная отметка которой равна 78 м: х₂ = 81,666 км. Следовательно между 1-м и 2-м км отвода опорожнятся еще 667 м трубы.

Общий объем опорожненной части трубы составит: 3000 + 166 + + 667 = 3833 м. Вычисляем объем нефти, оставшейся в отводе:

У_ост = 3,14-0,144²/4-( 10000 - 3833) = 102 м³.

8.6.3. ВСТАВКИ, ЛУПИНГИ, ПЕРЕМЫЧКИ

Линейный участок    нефтепровода может

иметь более сложную структуру, чем простой трубопровод, т.е. трубопровод с постоянным внутренним диаметром. Примером такого усложнения является вставка (рис. 8.7).

Вставкой называется трубопроводный сегмент (ВС), как правило, большего диаметра, чем основная магистраль, подключаемый к ней последовательно с целью снижения гидравлического сопротивления и увеличения тем самым пропускной способности.

Гидравлические условия подключения вставки выглядят следующим образом:

q! = q ₂ = О;

(8.20)

_h = _h⁽¹⁾ + _h^,2)1LAC    ^1LAB + ^1LBC’

т.е. расходы q₁ и q₂ нефти в основной магистрали и вставке

iJ¹)    7 (2)

одинаковы, а потери напора h_AB и h_BC в каждом из последовательно соединенных трубопроводов складываются.

Система уравнений (8.20) может быть записана в виде:

u₁    = u₂ ^ = О;

^{4    4} _L 2    _L 2    (8.21)

^hAc = ^⁽¹⁾(u1, d)-fU- + *-'²⁾(u2, d₂)-2U_.

d 2-    &2 2-

Тогда из первых двух равенств находим:    u₁ = 4Q / ndj²;

u₂ = 4Q / nd₂, а из последнего соотношения — потери напора на участке АС.

Если участок нефтепровода состоит из сегментов труб, имеющих близкие диаметры, то для гидравлических расчетов можно использовать средний эквивалентный диаметр участка трубопровода

4/19

$iL_Kdf⁵' к=1

dэ

(8.22)

L

где L_K, d_K — длина и внутренний диаметр составляющих сегментов, соответственно; L — длина всего участка. Формула (8.22) построена с условием соблюдения постоянства расхода нефти при переходе от сегмента с одним диаметром к сегменту с другим диаметром, а также зависимости гидравлических потерь от диаметра трубопровода, имеющих вид: h_T -

- d⁴,⁷⁵.

Пример. По участку нефтепровода (L = 150 км; D = 530 мм; S = 8 мм; А = 0,25 мм) транспортируют нефть (v = 10 сСт) с расходом 1000 м³/ч. Создаваемый перекачивающей станцией напор повысить нельзя, поэтому для увеличения пропускной способности участка на 20 % решено сделать вставку из трубопровода диаметром 720 мм, толщиной стенки 10 мм, А = = 0,25 мм. Какой длины должна быть такая вставка?

Решение. Существующий режим перекачки характеризуется следующими параметрами:

u₀ = 4Q/nd² = 4-1000/(3600-3,14-0,514²) а 1,34 м/с;

Re = u₀d/v = 1,34-0,514/(10-10^-6) а 68876;

X = 0,11(е + 68/Re)^1/4 = 0,11(0,25/514 + 68/68876)^1/4 а 0,0216; h_AC = X₀L / du² / 2g = 0,0216-150000/0,514-1,34²/2-9,81 а 577 м.

Итак, располагаемый на перекачку напор составляет 577 м.

Пусть искомая вставка имеет длину х (м), а новый расход составляет 1200 м³/ч. Тогда скорости и₁ и u₂ течения нефти в основной магистрали и вставке будут соответственно равны:

u = 4-1200/(3600-3,14-0,514²) а 1,61 м/с; Re₁ = 82754; X₁ а 0,021;

u₂ = 4-1200/(3600-3,14-0,7²) а 0,87 м/с; Re₂ = 60900; X^ а 0,0216.

На основе второго равенства (8.21) составляем уравнение:

150000 - х 161²    х 0 87²

577 = 0,021--+ 0,0216 ^{х 0,87}

0,514    2-9,81    0,7 2-9,81

из которого находим: х а 55298 м или - 55,3 км. 212

Лупингом (от англ. "loop" — петля) называется дополнительный трубопровод, проложенный параллельно основной магистрали и соединенный с ней в двух сечениях: начальном X! и конечном х₂ (рис. 8.8).

Обычно на нефтепроводах лупинги прокладываются как резервные нитки магистрали (например, на подводных переходах) или для увеличения пропускной способности рассматриваемого участка.

Гидравлические условия подключения лупинга записываются следующим образом:

О = q + Я2,

_h (1)    _ _h (2)

^1L1- 2    ^1L1- 2-

(1)    _ _h (2) ⁽⁸.²³⁾

Они означают, что при разделении (и слиянии) потоков нефти в точках разветвления расходы q ₁ и q₂ складываются, а

1,(1)    7    (2)

потери напора hj_₂ и h_1-2 в каждом из параллельно соединенных трубопроводов одинаковы.

Система уравнений (8.21), записанная в виде:

nd 2

ndi    пи,    ^

^U1^T ^{+ U}2~t _ ^О;

(8.24)

*.⁽¹>(u„ d)_ k⁽>₂, и_л)fui,

d ²д    ^ил ²д

дает систему двух уравнений для определения двух неизвестных: и₁ и u₂, т.е. скоростей течения нефти в каждом из трубопроводов.

Эта система уравнений легко разрешается в двух случаях:

1. Если режимы течения нефти в каждом из трубопроводов находятся в зоне гидравлически гладких труб (зоне Бла-зиуса), то

X(1) = 0,3164    Ё x(2) =    0,3164

⁴u₁d / v    ^ud^Tv

Тогда, разрешая (8.24) относительно q₁ и q₂, получаем:

.    ij/    j\19/7

_q Q ¹    _{;    q}    Q ^(dл^{/ d)}

^q1 = ^Q    —^{; q 2} = ^Q _r,_T

Л /J /^19/7 ’    .    ,19/7

1 + (dл/ d)    1    +    ^л/ d)

(8.25)

•(1) = -(2) = •    1    _;    •    =    0,3164 1

i i -0 ; -0    i ,

(1 + (d_A/d)^19/7)^1,75    4u₂d /v ^{d 2g}

где u₀ = 4Q/nd² — скорость нефти в неразветвленной части трубопровода.

Течение нефти на участке с лупингом можно представить как течение на таком же участке без лупинга, но в трубопроводе с увеличенным (эквивалентным) диаметром d₃. Для этого достаточно принять

i =    0⁰³¹⁶⁴    где d_э = d[ 1 + (d/d)¹⁹’⁷]^1,4.    (8.26)

4Uodэ /v ^ ²g

Пример. Найти эквивалентный диаметр нефтепровода, моделирующий течение нефти на участке с лупингом, если известно, что D = 720 мм, S = = 10 мм, D_A = 530 мм, б_л = 8 мм, а течение нефти в обеих ветвях участка происходит в зоне гидравлически гладких труб.

Решение. Воспользуемся формулой (8.24):

d_э = 700[1 + (514/700)¹⁹⁷]¹⁴ а 1158 мм.

2. Если режимы течения нефти в каждом из трубопроводов находятся в зоне квадратичного трения, то X⁽¹⁾ = X⁽²⁾. Тогда, разрешая (8.22) относительно q₁ и q₂, получаем

q1 = Q

1+л/ X⁽¹⁾/X⁽²⁾d /d)^2,5

q₂ = Q Vx^(1)/X(2)(d^^⁾°^;    (8.27)

1+л/ X⁽¹⁾/X⁽²⁾ (d^d)^2,5

A⁽¹⁾/x 0

i(1) = i(2)

1+V X⁽¹⁾/X⁽²⁾ (d^d)^2,5

где u₀ = 4Q/nd²; X₀ — соотвественно скорость нефти и коэффициент гидравлического сопротивления в неразветвленной части трубопровода.

Течение нефти на участке с лупингом можно представить как течение на таком же участке без лупинга, но в трубопроводе с увеличенным (эквивалентным) диаметром d₃. Для этого достаточно принять:

1,6

(8.28)

a/x⁽¹⁾/X о

= X°э:Тгде d, = d

^dэ ²-

1+л/ X⁽¹⁾/X⁽²⁾ (d_л/d)^2,5

где X_te — коэффициент гидравлического сопротивления в неразветвленной части трубопровода, вычисленный по эквивалентному диаметру d^

Пример 1. Найти эквивалентный диаметр нефтепровода, моделирующий течение нефти на участке с лупингом, если известно, что что D = = 720 мм, S = 10 мм, D_л = 530 мм, б_л = 8 мм, а течение нефти в обеих ветвях участка происходит в зоне квадратичного трения. Принять X₀ = X⁽¹⁾ = = 0,019; X¹² = 0,023.

Решение. Воспользуемся формулой (8.26):

1,6

d

700

а 1053 мм.

э

1 + д/0,019/0,023-(514/700)²

0,023/0,019

Пример 2. По горизонтальному участку нефтепровода (D = 720 мм, S = = 10 мм, L = 150 км) перекачивают сырую нефть (v = 25 сСт) с расходом 2000 м³/ч. Требуется увеличить пропускную способность участка на 20 %. Поскольку увеличить давление на перекачивающей станции оказалось невозможным, то решили проложить лупинг с диаметром, равным диаметру основной магистрали. Определить длину такого лупинга.

Решение. Сначала вычислим потери h_{1 — 2} напора на участке нефтепровода:

u = 40/nd² = 4-2000/(3,14-0,7² -3600) а 1,44 м/с;

Re = ud/v = 1,44-0,7/(25-10^—6) = 40320; X = 0,3164/ ^40320 а 0,0223;

h_1—2 = X (L/d)(u²/2—) = 0,0223(150000/0,7)(1,44²/2-9,81) а 505 м.

Таким образом, располагаемый напор для обоих вариантов равен 505 м.

Новый расход перекачки должен составлять 2400 м³/ч, что соответствует скоростям 1,73 м/с на участке без лупинга и 0,865 м/с в каждой из ветвей лупинга.

Вычисляем коэффициенты Х₀ и X₁ гидравлического сопротивления на участке нефтепровода без и с лупингом соответственно:

Re₀ = u₀d/v = 1,73-0,7/(25-10^—6) = 48440; X₀ = 0,3164/ 4/48440 а 0,0213;

Re₁ = 24220; X₁ = 0,3164/ ^24220 а 0,0254.

Вычисляем гидравлические уклоны на этих участках:

1₀    = X₀1/du₀²/2- = 0,0213-1,73²/(0,7-19,62) а 4,642-10^—3;

1₁    = X₁1/du₁² /2- = 0,0254-0,865²/(0,7-19,62) а 1,384-10^—3.

Ai    Bi    Ci    D\

Рис. 8.9. Схема участка нефтепровода с перемычками

Обозначив длину лупинга через х, составим следующее уравнение: h_X-₂ = i₀(L - x) + ix

505 = 4,642-10^-3(150000 — x) + 1,384-10^-3x, отсуда х = 58717 м.

Перемычкой называется трубопровод, соединяющий два параллельных нефтепровода (рис. 8.9). Применяется для регулирования пропускной способности и повышения надежности многониточных нефтепроводов.

На рис. 8.9 показан участок двухниточного нефтепровода, имеющего две перемычки ВВ₁ и СС₁. При такой конфигурации рассматриваемый участок может иметь различные схемы включения и обладать различной пропускной способностью. Например, участок может работать при следующих схемах включения элементов:

1)    (AD    +    A₁D₁) или

2)    (АВ    +    А₁В₁) ^ В₁С₁    ^ (CD    + C₁D₁)    или

3)    (ABC + A₁B₁C₁) ^ CD или

4)    AC ^ (CD + C₁D₁) и т.д.

Гидравлический расчет и построение (Q —Н)-характе-ристик каждой из возможных конфигураций участка не представляют принципиальной трудности, поскольку все они являются параллельным и последовательным соединением трубопроводных элементов.

Например, первая схема представляет собой параллельное соединение двух трубопроводов на всей протяженности участка; вторая схема — последовательное соединение трех элементов: (АВ и А₁В₁), (В₁ё₁) и (CD + C₁D₁), причем первый и третий из них являются в свою очередь параллельным соединением двух других элементов и т.д.

8.7. НЕФТЕПРОВОДЫ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ

Большая часть нефтепроводов имеет промежуточные перекачивающие станции. Примерно там, где потери напора, связанные с преодолением сил вязкого трения слоев нефти друг о друга, становятся равными напору, создаваемому предыдущей перекачивающей станцией, устанавливается следующая перекачивающая станция. При этом возможны две основные схемы перекачки: из насоса в насос и с подключенными резервуарами.

При перекачке по схеме из насоса — в насос конец предыдущего перегона между станциями является сечением всасывания следующей перекачивающей станции. При такой схеме перегоны нефтепровода между последовательно расположенными перекачивающими станциями оказываются в гидравлическом отношении жестко связанными друг с другом — всякое изменение в режиме работы одного перегона сказывается на режиме работы всего нефтепровода.

При перекачке с подключенными резервуарами предусматривается прием нефти с предыдущего перегона в резервуары промежуточной станции, и только затем закачка полученной нефти из резервуаров в нефтепровод следующего перегона. При такой схеме перегоны нефтепровода между последовательно расположенными перекачивающими станциями являются в гидравлическом отношении независимыми (или почти независимыми) друг от друга — на предыдущем перегоне может произойти авария, а последующие перегоны будут работать за счет запасов нефти в резервуарах парков промежуточных станций.

Как правило, на нефтепроводах эти схемы чередуются друг с другом: несколько участков, работающих по схеме из насоса — в насос, объединяются в один эксплуатационный участок, а эксплуатационные участки соединяются друг с другом через подключенные резервуары. Это позволяет сочетать достоинства перекачки по схеме из насоса — в насос (простоту и удобство эксплуатации) с преимуществами перекачки через подключенные резервуары (гидравлическая независимость работы, более высокая степень надежности).

На рис. 8.10 показана схема нефтепровода с промежуточ-

hn\>Z\    hnl9%2    h_n3,Z₃    ^K)    Zk

Рис. 8.10. Схема нефтепровода с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса - в насос

ными перекачивающими станциями, работающими по схеме из насоса — в насос.

Для такого нефтепровода в случае отсутствия сбросов и подкачек нефти имеют место уравнения баланса напоров на каждом участке:

[Л_п1 + Z) + F,(0)j    — [Л_п2 + z₂] =    Л(—2(0);

[Лп2 + z₂ + FjQ)]    — [Л_пэ + Zsj =    h2 — 3(0);

..........................................................................................................................................(8.29)

^[h™ + z_n + F_n(^Q)^{] — [}h + z_K^j = h_n-_kQ),

где Fj(0) —    характеристики J-й перекачивающей станции;

^ ₁, h_п2, ..., h_пЛ —    подпоры перед    станциями;    h_K    —    остаточный напор в конце трубопровода;    h_1—2, h_2—3,    ...,    h_n-k    —    поте

ри напора на соответствующих участках; Zj — высотные отметки. Подпор h^ перед первой станцией и остаточный напор h_K в конце трубопровода считаются известными.

Совокупность уравнений (8.29) представляет собой систему n алгебраических уравнений для n неизвестных величин: О, и

_^п2г .г ^h пп.

Из системы уравнений (8.29), сложив их почленно, можно извлечь одно важное следствие:

[h^ +    Z1    + Л(О)    +    F2Q)    + ... +    Fn(0)j    —    [h_K    +    z_Kj    =

= ih - (j+1)(Q)

j=1

n

h_n1 + 2 Fj (Q) = h_K + (z _K - z 1) + J hj __(J+1,(0),

n

j=1

j=1

называемое уравнением баланса напора всего трубопровода.

Уравнение (8.30) содержит только одну неизвестную величину — расход Q перекачки. Геометрическое его решение означает отыскание абсциссы точки пересечения двух кривых:

nn

Н⁽¹⁾    = hn1 + J    Fj    (Q)    и H⁽²⁾ =    h_K    +    (z_K    - Z1) + J hj_(j+1)(Q),

j =1

J = 1

называемых суммарными (Q-^-характеристиками всех станций и трубопровода, соответственно (рис. 8.11).

Точка (Q*, Н*) пересечения характеристик H⁽¹⁾ и H⁽²⁾ называется рабочей точкой трубопровода; ее абсцисса дает расход перекачки.

Однако система уравнений (8.29) не сводится только к одному следствию (8.30); она содержит гораздо больше информации. После того, как расход Q* перекачки найден, можно

Н

^hK⁺(^ZK-

Рис. 8.11. Совмещенные (Q - Н)-характеристики перекачивающих станций и нефтепровода

Q

определить подпоры Л_п2,    перед всеми промежуточными

станциями нефтепровода и, как следствие, давление в линиях всасывания и нагнетания этих станций. Например, перед 2-й перекачивающей станцией эти параметры имеют вид:

К2 =    ^1    +    ^(z1    ^{-    z}2)    +    ^[F1^(Q,⁾    -    ^h1_2^(Q.^)];

Р2в = pghп2;    (8.31)

Р2н = Pg[hп2 + F2(Q.)].

Аналогично, сложив первые s уравнений системы (8.29), получим

hпs = К1 + (Z1 - Zs) + 2 [Fj(Q.) - hj-(j+1)(Q.)];

j =1

Ps, = pghпs;    (8.32)

Psн = pg[hпs + Fs2(Q.)] (s = 3, 4, ..., n).

Для работы нефтепровода абсолютно необходимо, чтобы найденные параметры удовлетворяли двум следующим ограничениям:

во-первых, все значения подпора h^ (или давления p_sB) перед промежуточными и конечной перекачивающими станциями нефтепровода должны быть больше некоторой определенной величины h® (или p_sB > р® = pgh®), так называемого кавитационного запаса, обеспечивающего нормальную работу центробежных насосов (см. гл. 6);

во-вторых, значения давления p_ш нагнетания в начале каждого участка нефтепровода не должны превышать некоторое максимально разрешенное значение р₈₍₈, зависящее от прочности труб на данном перегоне.

Иными словами, необходимо, чтобы решения системы уравнений (8.29) удовлетворяли следующим ограничениям:

h_m > h₈s, Psн < р®®s для всех s = 1, 2, ..., n.    (8.33)

При этом значения давления и в других сечениях нефтепровода (особенно в низинах его профиля) не должны превышать значений р®^.

Таким образом, годится не всякое решение уравнения (8.30), а только такое, для которого выполняются неравенства (8.33). Требования (8.33) называемые условиями согласования, накладывают весьма жесткие ограничения на проектные решения и эксплуатационные режимы работы нефтепровода.

Пример. Нефтепровод протяженностью 450 км состоит из трех линейных участков (перегонов):

В начале каждого участка находится перекачивающая станция с двумя одинаковыми последовательно соединенными насосами:

( О — -^-характеристика (H — м;    О — м³/ч)

Номер

перегона

1

2

3

Кавитацион-1ый запас Л₀,

40

40

40

Подпор h_t первой (головной) перекачивающей станции равен 50 м; подпор h_K в конце нефтепровода составляет 30 м; максимально допустимое давление — 5,8 МПа. Найти расход О перекачки нефти (р = 900 кг/м³, v = = 30 сСт) в трубопроводе и подпоры h₂ и h₃ перед промежуточными станциями.

Решение. Составим три уравнения баланса напоров для каждого участка нефтепровода:

h +    [z 1    +    ^(ОЛ - (z₂    +    h₂) = МО)^;

\h₂ +    [z₂    +    F^j - (z3    +    h₃) = /₂(ОД.2;

h +    [z3    +    Fз(0)j - (z*    +    hj = !₃(О)1₃.

Подставив в    них исходные    числовые данные, получим

[50 + [50 + ^(ОЛ - (60+h₂) = /₁(О)150000;

>h₂ + [60 + F^j - (70+h₃) = i₂(О)180000; lh₃ + [70 + F,^^ - (180+30) = i₃(О)120000,

где (О —Hj-характеристики перекачивающих станций с 2-мя последовательно включенных насосами имеют вид:

F^) = 502 — 1,624-10^—5О²;

F_J(0) = 570 — 1,280-10^—5О²;

F_J(0) = 472 — 0,960-10^—5О².

Сложив почленно все три уравнения и осуществив соответствующие вычисления i = i₂ = i₃ = i), получим уравнение баланса напоров (8.30):

1434 — 3,864Т0^—5О² = 450000 ;'(О).

Для расчетов перейдем от расхода О к скорости и = 4О/(3600 nd²) течения нефти. Тогда уравнение баланса напоров приобретет вид:

1434 — 75,8u² = 32579,2Хи²

или

Решаем это уравнение методом последовательных приближений. Сначала полагаем Х₁ = 0,025. Из полученного уравнения находим: u₁ а 1,327 м/с. Вычисляем число Рейнольдса: Re₁ = 1,327-0,704/(30-10^-6) а 31140 и затем X по

формуле Блазиуса (8.9): Х₂ = 0,3164/^31140 а 0,024. Найденное значение берем в качестве второго приближения и подставляем его в уравнение баланса напоров. Вычисляем скорость: u₂ а 1,293 м/с. Далее находим: Re₂ а а 30342 и Х₂ а 0,024. Отсюда следует, что второе приближение - удовлетворительное, X₂ = X₃, и процесс закончен. Итак, u а 1,293 м/с. Этой скорости соответствует расход перекачки Q. а 1811 м³/ч.

Далее находим подпоры на промежуточных станциях. Из уравнения баланса напоров для первого участка получаем

h₂ = 50+ (50-60) + (502- 1,624-10^-5-1811²)-0,001851-1,293¹⁷⁵-150000 =

= 53,44 м > 40 м.

Из уравнения баланса напоров для второго участка получаем h₃ = (60-70)+53,44 + (570- 1,28-10^-5-1811²)-0,001851-1,293¹⁷⁵-180000 =

= 49,1 м > 40 м.

Затем вычисляем давление в линиях нагнетания станций: р_1н = pg[h₁ + F₁(Q.)] = 900-9,81 [50 + 502- 1,624-10^-5-1181²] а 4,67-10⁶ МПа.

р_1н = pg[h₂ + F₃(Q.)] = 900-9,81 [53,44 + 502- 1,28-10^-5-1181²] а 5,35-10⁶ МПа.

Р_1н = pg[h₃ + F₃(Q.)] = 900-9,81[49,1 + 502-0,96-10^-5-1181²] а 4,48-10⁶ МПа.

Все полученные значения не превышают максимально разрешенного давления 5,8 МПа, следовательно, рассчитанный режим работы нефтепровода является допустимым.

8.8. СОГЛАСОВАНИЕ РАБОТЫ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ, РАБОТАЮЩИМИ ПО СХЕМЕ ИЗ НАСОСА В НАСОС

При перекачке нефтей с различающимися свойствами (прежде всего по вязкости, см. гл. 10) в нефтепроводе с промежуточными станциями, работающими по схеме из насоса - в насос, происходит постепенное замещение одной нефти другой, вследствие чего характеристики отдельных участков нефтепровода плавно изменяются. В частности, при замещении менее вязкой нефти более вязкой подпоры на промежуточных станциях уменьшаются и могут достичь недопустимо малого значения. Поскольку при работе по схеме из насоса - в насос все участки нефтепровода гидравлически связаны друг с другом, то недопустимое снижение подпора может привести к аварийной ситуации и остановки трубопровода. Отсюда следует, что при проектировании нефтепроводов для перекачки нефтей с сильно разнящимися свойствами, необходимо предусмотреть регулирование работы перекачивающих станций.

Рассмотрим для конкретности процесс замещения менее вязкой нефти (№1) более вязкой (№2) в нефтепроводе, состоящем из двух участков АВ и ВС. При этом будем считать, что первоначально оба участка были заполнены менее вязкой нефтью (рис. 8.12).

Рабочая точка T(Q*, H*) трубопроводной системы находится как точка пересечения суммарной (Q-Н)-характеристики перекачивающих станций H^tl)(Q)    = h_п1    + F₁(Q)    + F₂(Q)

и суммарной (Q-Н)-характеристики всего трубопровода H⁽²⁾(Q) =    he    +    (Zc    -    Z_A)    +    h_A-_B(Q)    + h_B-c(Q)    (рис. 8.13).

Первая из них есть (Q-^-характеристика второго участка трубопровода; вторая, если ее поднять вверх по оси ординат на пока еще неизвестную величину h_пВ подпора перед промежуточной станцией, даст (Q-^-характеристику этой станции.

Построим на этом же чертеже еще две кривые:

H = he + (Zc - Zb) + hBc(Q) и H = F₂(Q).    (8.34)

Пересечение этих кривых (8.34) определяет точку Т₁ с абсциссой Q₁. Возможны два случая:

1. Q₁ < Q *. Это означает, что характеристику H = F₂(Q) промежуточной насосной станции нужно поднять вверх, чтобы точка ее пересечения с (Q-^-характеристикой второго участка определила найденный расход Q* в трубопроводе. Поскольку уравнение баланса напоров второго участка имеет вид

^В + ^HctB^{(Q )}    = ^hc +    ^(ZC ^{- Z}B⁾    + ^hBC^(Q),    ⁽⁸.³⁵⁾

то, очевидно, что поднять эту характеристику нужно как раз на величину, равную подпору h_пВ перед станцией. Следовательно, отрезок MN, высекаемый кривыми (8.34) на перпен-

Рис. 8.12. Замещение менее вязкой нефти (№1) более вязкой (№2) проводе с промежуточной станцией

нефте-

Рис. 8.13. Совмещенные характеристики нефтепровода и его второго участка

дикуляре, опущенным из рабочей точки T(Q., H.) на ось абсцисс, дает неизвестное значение h_пВ.

2. Q₁ > Q.. Это означает, что подпор h_пВ перед станцией отрицателен и, следовательно, такой режим работы трубопровода невозможен.

Пусть теперь на ГПС начинается закачка более вязкой нефти №2. Поскольку ее вязкость больше, чем вязкость нефти №1, то суммарная характеристика нефтепровода становится круче и рабочая точка Т системы постепенно смещается влево по суммарной характеристике перекачивающих станций. Второй же участок остается заполненным нефтью №1, поэтому точка Т₁ остается на месте. Длина отрезка MN уменьшается, что свидетельствует об уменьшении подпора h^ перед промежуточной станцией.

Уменьшение подпора h_пВ перед промежуточной станцией опасно, так как подпор может достичь минимально возможного значения h®, после чего произойдет аварийное отключение станции.

Для того, чтобы предотвратить аварийное отключение станции применяют различные системы автоматизированного регулирования (САР) давления. Одним из способов такого регулирования является дросселирование. Для этого на промежуточной станции частично прикрывают задвижку, вводя в поток нефти дополнительное сопротивление. От этого характеристика h_BC(Q) второго участка становится круче и точка Т₁ также сдвигается влево. Значение подпора h_пВ перед станцией при этом увеличивается. После прохождения через станцию границы контакта нефтей задвижку опять открывают.

Аналогичные процессы возникают в нефтепроводах при сосредоточенных отборах нефти. После включения отбора подпор на промежуточной станции падает и для его поддержания также необходимо регулирование.

Дросселирование помогает согласовать работу участков нефтепровода, однако его применение крайне неэкономично, ибо связано с большими непроизводительными затратами энергии. Прогрессивным методом регулирования является использование приводов с переменным числом оборотов, позволяющих плавно изменять в нужную сторону характеристики перекачивающих станций.

8.9. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕПРОВОДА

8.9.1. ЗАДАЧИ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

Вопрос о выборе параметров системы трубопроводного транспорта нефти, т.е. вопрос о том, какими должны быть диаметр нефтепровода (в случае однотрубного варианта) или нефтепроводов (в случае многотрубного варианта), толщина стенки трубопроводов, число перекачивающих станций, объем резервуарного парка, рабочее давление на станциях и др.) не решается в рамках лишь технического подхода к проблеме. Оказывается, что достичь конечного результата, т.е. перекачать заданное количество нефти на заданное расстояние, можно не одним, а несколькими способами, с помощью трубопроводных систем, различающихся между собой параметрами. Так, например, можно соорудить нефтепровод большого диаметра, но с малым числом перекачивающих станций, или трубопровод малого диаметра, но с большим числом перекачивающих станций. Можно работать с невысоким уровнем максимального давления за счет увеличения числа перекачивающих станций или, наоборот, с высоким уровнем максимального давления при уменьшенном числе перекачивающих станций. Можно вообще проложить не один, а несколько параллельных трубопроводов с диаметрами меньшими, чем в конкурирующем однотрубном варианте.

Вопрос о том, какими должны быть параметры проектируемой нефтепроводной системы, решается на основе технико-экономических соображений. Это означает, что выбор параметров трубопроводной системы для транспорта нефти осуществляется на базе сопоставления различных вариантов технически возможных решений и выявления из их совокупности одного, оптимального по экономическим показателям. Процесс этот называется оптимизацией проектных решений.

Общий принцип оптимизации проектных решений состоит в следующем:

сначала формируется множество технически возможных вариантов системы трубопроводного транспорта нефти. В него включаются варианты сооружения трубопроводов с различным диаметром, с разным числом перекачивающих станций, с различным уровнем давления и т.д., а также с разным числом ниток (т.е. параллельных трубопроводов);

затем каждый из вариантов подвергают экономической оценке. Для этого рассчитывают капитальные затраты на его реализацию и эксплуатационные расходы при дальнейшей эксплуатации системы в выбранном варианте исполнения;

далее в зависимости от конъюнктуры рынка вводят специальный коэффициент — так называемую процентную ставку кредита (ежегодный процент платы за предоставленный кредит), позволяющую перевести капитальные вложения в ежегодные затраты на поддержание трубопроводной системы. С помощью этого коэффициента строится оптимизируемый показатель — приведенные затраты;

вариант, для которого приведенные затраты окажутся наименьшими, может быть принят в качестве оптимального.

Специально подчеркнем, что оптимизация параметров трубопроводной системы по критерию приведенных затрат может служить лишь для выбора одного из возможных технических решений, но не больше; вопрос о том, следует ли сооружать тот или иной нефтепровод должен решаться в более широком контексте, с учетом целого спектра экономических и конъюнктурных факторов.

8.9.2. РАСЧЕТ УКРУПНЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

Укрупненный гидравлический расчет возможных вариантов нефтепровода.

Полный гидравлический расчет нефтепровода с промежуточными перекачивающими станциями осуществляется после того, как выбраны диаметр трубопровода, число и место размещения каждой перекачивающей станции, а также насосно-силовое оборудование на них. Этот расчет выполняется согласно правилам, изложенным в предыдущих параграфах этой главы. Для оптимизационных расчетов принимается упрощенная методика, в которой основой служит система двух алгебраических уравнений, выражающая материальный баланс перекачиваемой нефти и суммарный баланс напоров, необходимых для перекачки:

pQT = G;

j =n    2 2

' 2Hст_} (Q) = (h_K - hj + (z_K - zн) + 1,02X(Q)^{L(4Q/nd )} ,

j=1    ^{d    2g}

где T — годовое число часов работы нефтепровода (Т < Т® нормативного годового лимита рабочего времени (в ч) нефтепровода данного диаметра); G — грузопоток, млн т/год; HjQ) — дифференциальный напор, развиваемый j-й перекачивающей станцией, м; n — число перекачивающих станций.

Если принять в первом приближении, что все перекачивающие станции однотипны, то исходную систему уравнений можно записать более просто:

_Т = G/р_;

^Т = ;

Q

(8.36)

nHст = (h_K -^) + (z_к -zн) + 102X(Q)^L(4Q/nd2)2.

d    2g

В частности, из второго уравнения системы можно оценить число n перекачивающих станций:

_n = (h_к-hп)+(z_к-zJ+102X(Q)L/2gd(4Q/nd²)² .    (₈.₃₇)

^H _ст

Следует заметить, что в последней формуле априорно неизвестен внутренний диаметр d нефтепровода. Кроме того, число n может оказаться не целым. Если это число округлить до первого целого числа, превышающего найденное, то окажется, что напор на станциях может быть меньше максимально допустимого, диктуемого условиями прочности труб.

Системой уравнений (8.36) можно воспользоваться по-разному. Приведем один из возможных путей ее использования. В качестве независимых и варьируемых переменных выбираем число n перекачивающих станций и дифференциальный напор H_CT, создаваемый каждой из них. Поскольку независимые переменные входят в (8.36) только в произведении друг с другом и априорно ясно, что число станций должно быть наименьшим, значение H^ выбирают максимально допустимым. Систему уравнений (8.36) можно рассматривать как систему двух алгебраических уравнений для определения пропускной способности Q и внутреннего диаметра d нефтепровода.

Эта система решается в следующем порядке. Сначала выбирается одно из возможных (начиная с минимального) значений внешнего диаметра D_s нефтепровода: D ? {0,219; 0,273; 0,325; 0,377; 0,426; 0,530; 630; 720; 820; 1020; 1220} мм. Затем по давлению на перекачивающих станциях, определяемому как р_н = pgh + Н_ст), и выбранному диаметру D_s из условий прочности рассчитывается толщина 6_s стенки нефтепровода. После этого внутренний диаметр d_s нефтепровода определяется как разность d_s = D_s - 26_s. Затем из решения второго уравнения системы (8.36) при известной левой части вычисляется расход Q перекачки. Наконец, из первого уравнения системы (8.36) находится годовое время Т работы нефтепровода, которое сопоставляется с нормативным лимитом времени Т₈, установленным для данного трубопровода. При этом если Т > Т₈, то переходят к следующему по величине диаметру нефтепровода и повторяют расчет снова. Если же Т < Т₈, расчет считают законченным и рассматривают найденный диаметр как диаметр одного из возможных вариантов трубопроводной системы.

Итак, в результате гидравлического расчета, выполненного по укрупненным показателям, имеем: d = ф(п, H_CT); 6 = ^(n, HJ; Q = ro(n, H_CT); Т = 0(n, H_CT) и теперь можно переходить к экономическим оценкам выбранного варианта.

Конечно, указанный выше расчет уступает в точности полному гидравлическому расчету нефтепровода с учетом множества конкретных деталей рассматриваемого трубопровода, однако имеющиеся в нем погрешности незначительно сказываются на общих результатах оптимизации. 228

Кроме того, на последующих стадиях проектирования выбранные параметры могут быть уточнены путем поверочных расчетов.

8.9.3. РАСЧЕТ УКРУПНЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Поскольку основные параметры выбранного варианта нефтепровода найдены, можно перейти к оценке стоимости каждого из них. В процессе оптимизации эта оценка осуществляется с помощью так называемых укрупненных экономических показателей.

Капитальные вложения в линейную часть нефтепровода составляют основную долю суммарных капитальных вложений, поскольку именно на линейную часть приходится наибольшее количество технологического и вспомогательного оборудования. К вложениям в линейную часть относят стоимость труб, стоимость линейной запорной и регулирующей аппаратуры, затраты на сооружение линий электропередач и связи, прокладку подъездных дорог, на строительство сооружений катодной и электрохимической защиты, затраты на объекты линейной службы эксплуатации и значительную часть материальных и денежных затрат, связанных с прокладкой трубопровода.

Капитальные вложения К_л в линейную часть нефтепровода в общем случае представляют формулой К_л = kL, в которой k — удельные капитальные вложения, рассчитанные на 1 км трубопровода; L — протяженность нефтепровода, км.

Удельные капитальные вложения k не являются постоянной величиной, а зависят от параметров сооружаемого нефтепровода, климатического района, в котором он прокладывается, от особенностей соответствующих территорий и т.п. При некотором отвлечении от деталей коэффициент k можно представить в виде функции k = k(D, 6) для однотрубных нефтепроводов и в виде функции k = k(D₁, D₂, 6₁, 6₂) для двухтрубных систем. Численные значения этой функции меняются в зависимости от рыночной конъюнктуры.

Капитальные вложения в сооружение перекачивающих станций рассчитывают с помощью усредненных данных, полученных при составлении смет предыдущего строительства нефтепроводов с различными диаметрами и грузопотоками. Поэтому аналитическое выражение для капитальных вложений К_{п с} в сооружение одной перекачивающей станции представляется в виде функции двух аргументов (диаметр D и грузопотока G трубопровода): К_пс = K(D, G).

Для расчета капитальных вложений в сооружение перекачивающих станций на двухтрубных нефтепроводах обычно принимаются следующие допущения:

каждая перекачивающая станция обслуживает сразу оба параллельных трубопровода, и отличие ее от станции однотрубного нефтепровода состоит только в том, что она включает в себя комплекс оборудования для перекачки по второй трубе;

к стоимости станции, которая определяется по диаметру и грузопотоку той нитки, где эти параметры больше, добавляется стоимость комплекса оборудования трубопроводной нитки с меньшими параметрами; стоимость последнего составляет примерно 20 % стоимости самой станции.

Капитальные вложения в сооружение резервуарных парков. Удельные капитальные вложения в новое строительство резервуарных парков включают в себя стоимость сооружения собственно резервуаров, всего комплекса технологических систем и устройств, обеспечивающих его нормальное функционирование, а также стоимость отчуждаемой территории, системы очистки сточных вод и т.п. Обычно капитальные вложения К_{р п} в сооружение резервуарных парков для нефти представляются в этой обработке в виде функции от V суммарного объема парков согласно равенству К_рп = К_р._п^ в котором К_рп(^ — удельные капитальные вложения в резервуарный парк объемом V. Зависимость К_{р п} от V означает, что удельная стоимость единицы объема парка различна для парков с разным суммарным объемом: в относительно небольших парках она выше, чем в парках больших объемов. Значения функции К_рп(V) можно найти в постоянно обновляемых нормах технологического проектирования, принятых в отрасли. Эти значения изменяются в зависимости от рыночной конъюнктуры.

Если во всех сравниваемых вариантах нефтепроводной системы объем резервуарных парков принимается одинаковым (равным, например, трехсуточному запасу нефти для обеспечения бесперебойной работы нефтепровода), то капитальные затраты на сооружение резервуарных парков в выборе оптимального варианта не участвуют.

Стоимость нефти в трубопроводной системе. Для того чтобы трубопроводная система могла нормально функционировать, она должна быть постоянно заполнена нефтью. Нефть находится в трубопроводе (или трубопроводах) и ре-230 зервуарных парках и без них процесс перекачки невозможен. В этом состоит характерная особенность трубопроводов вообще. Нефть, находящаяся в системе, естественно, обновляется, но на протяжении всего периода работы системы ее количество более или менее неизменно. Это означает, что на приобретение нефти должны быть затрачены деньги, поэтому стоимость некоторого количества нефти должна быть включена в капитальные вложения. Одна часть нефти постоянно находится в резервуарных парках системы, другая - в трубопроводе (трубопроводах). Оказывается, что при большом объеме полости трубопровода стоимость нефти К_н, неизменно находящейся в системе, может составлять значимую долю капитальных вложений, поэтому ей пренебрегать нельзя. Изменяя диаметр нефтепровода, число параллельных трубопроводов и другие показатели, можно варьировать стоимость нефти, находящейся в системе.

Эксплуатационные расходы в системе нефтепровода зависят от длины и диаметра трубопровода, грузопотока, числа перекачивающих станций, объема резервуарных парков и т.п. Поскольку оптимизацию параметров нефтепровода осуществляют по укрупненным показателям, эксплуатационные расходы Э₀ включают несколько слагаемых: Э₀ = Э_л + + Э_пс + Э _рп, где Э_л - расходы по эксплуатации линейной части нефтепровода; Э_пс - расходы по эксплуатации перекачивающей станции; Э - расходы по эксплуатации резервуарных парков в системе нефтепровода.

Эксплуатационные расходы Э_л включают в себя прежде всего амортизационные отчисления Э_ла (а4 % капитальных вложений в линейную часть), затраты на текущий ремонт Э_лр (^0,5 % от капитальных вложений в линейную часть), затраты Э_лэ на электроэнергию, а также прочие затраты Э*. Затраты на электроэнергию определяются с учетом существующего двухставочного тарифа (стоимости собственно расходуемой на перекачку электроэнергии и платы за установленную мощность). Прочие затраты включают в себя прежде всего зарплату обслуживающего персонала, которая зависит, естественно, от числа перекачивающих станций.

8.9.4. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ

НЕФТЕПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

При расчете параметров нефтепровода осталась неопределенность - какими же должны быть диаметр нефтепровода (или диаметры трубопроводов в случае двух-или даже многотрубного варианта), число перекачивающих станций, максимальное давление на каждой из них и т.п. Правда, из приведенных формул видно, что неопределенными в сущности являются только два параметра: например, число п перекачивающих станций и дифференциальный напор Н_ст, создаваемый каждой из них. Если бы эти величины были известны, остальные параметры нефтепроводной системы можно было рассчитать через них.

В существующей неопределенности скрыт основной смысл оптимизации: из множества возможных вариантов нужно выбрать наилучший. Именно такой "наилучший" вариант выявит неопределенные параметры нефтепроводной системы. Покажем, как это делается.

Формулировка оптимизационной задачи. Предположим, что анализ экономической и инвестиционной ситуации, а также сложившейся на рынке транспортных услуг конъюнктуры привел к решению о целесообразности строительства нефтепровода с грузопотоком G на расстояние L. Тогда встает вопрос, какими оптимальными параметрами должна обладать такая система.

В числе критериев оптимизации при выборе параметров нефтепроводной системы могут фигурировать ее экономическая эффективность (капитальные вложения, эксплуатационные расходы, себестоимость), надежность, экологические характеристики и другие параметры. Если предположить, что все мыслимые (возможные) варианты нефтепроводной системы решают свою главную задачу — перекачать заданное количество нефти на заданное расстояние — и    при этом

равнозначны по надежности, технологической и экологической чистоте, а отличаются только стоимостью, то в качестве основного критерия оптимизации можно выбрать приведенные затраты

П = КЕ_%/100 + Э₀,    (8.38)

где К — суммарные капиталовложения; Е%% — процентная ставка кредита (ежегодная плата за банковский кредит), %, например, Е%% = 12+15 %; Э₀ — эксплуатационные расходы. Во всех случаях значения входящих в формулу (8.38) величин — капитальных вложений и эксплуатационных расходов — зависят от грузопотока, дальности транспортировки, числа параллельных трубопроводов в системе нефтепровода, от диаметра (или диаметров) отдельных трубопроводов, а также от множества других факторов. От экономической конъюнктуры зависит, в частности, значение такого важного коэффициента, как Е%.

Задача об оптимальном выборе параметров нефтепроводной системы формулируется следующим образом. Необходимо перекачивать из пункта А в пункт В нефть в суммарном количестве G млн т/год на расстояние L км. Требуется определить, какими должны быть параметры нефтепроводной системы (число параллельных трубопроводов, их диаметры, число перекачивающих станций, рабочее давление на них, скорость перекачки и т.п.), чтобы приведенные затраты П были минимальными, т.е. чтобы выполнялось условие

П = КЕ %/100 + Э₀ ^ min.    (8.39)

Алгоритм оптимизационных расчетов. Наиболее простым методом решения сформулированной задачи является метод прямого перебора возможных вариантов, естественно, с некоторым дискретным шагом варьирования независимых переменных, с использованием компьютеров.

В качестве первоначально независимых варьируемых параметров можно взять число п перекачивающих станций и дифференциальный напор Н_ст, создаваемый каждой из них. Тогда по формулам (8.36) можно рассчитать внутренний d диаметр нефтепровода, толщину 6 его стенки, расход Q перекачки и годовое время T работы нефтепровода. При этом учитывается, что диаметр D = d + 26 нефтепровода может принимать лишь дискретный набор значений от 219 до 1 220 мм.

После того как все технологические параметры возможного варианта нефтепроводной системы определены, рассчитывают экономические показатели отдельных ее узлов и всей системы в целом. В результате определяют суммарные капитальные вложения К и эксплуатационные расходы Э₀. Затем вычисляют приведенные затраты П, которые оказываются, таким образом, функцией двух независимых переменных: числа п перекачивающих станций и дифференциального напора Н_ст, создаваемого каждой из станций, т.е. П = П(п,

Нст).

В ходе оптимизации число п перекачивающих станций изменяют от 1 до N (максимального значения), а дифференциальный напор Н_ст, создаваемый каждой станцией — от максимально возможного до минимального значения, допускаемого в данной системе. При этом каждый раз вычисляют приведенные затраты (8.40), выбирая тот вариант, для которого эти затраты являются минимальными.

Для двух- или многотрубных нефтепроводов алгоритм оптимизационных расчетов аналогичен, только дифференциальные напоры Н_ст, создаваемые перекачивающими станциями, варьируют независимо друг от друга. На второй стадии оптимизационного процесса результаты расчетов одно- и многотрубных вариантов исполнения системы сравнивают друг с другом и выбирают наилучший.

Следует отметить, что опыт и сложившаяся практика проектирования нефтепроводов позволяют в ряде случаев ограничить число сравниваемых вариантов количеством от 3 до 5. Именно в этом смысле нужно рассматривать данные о связи оптимальных диаметров нефтепроводов с заданными грузопотоками (см. табл. 8.1).

Пример. Выбрать оптимальный вариант из трех конкурирующих вариантов, для которых: К₁ = 3,8 млрд руб., Э₀₁ = 80 млн руб.; К₂ = = 3,4 млрд руб, Э₀₂ = 200 млн руб.; К₃ = 3,0 млрд руб., Э₀₃ = 280 млн руб., приняв процентную ставку кредита Е% = 15 %.

Решение. Вычислим приведенные затраты для каждого из конкурирующих вариантов:

П₁ = 0,15-3,8-1000 + 80 = 650 млн руб/год;

П₂ = 0,15-3,4-1000 + 200 = 710 млн руб/год;

П₁ = 0,15-3,0-1000 + 280 = 730 млн руб/год.

Отсюда видно, что из рассматриваемых вариантов наиболее выгодным является первый вариант.

11.2. ПЛОТНОСТЬ ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ

Один из основных параметров, характеризующих газ, — плотность, т. е. масса единицы объема газа. Размерность плотности в системе СИ — кг/м* в системе СГС — г/см³. Плотность газа известного состава определяется как сумма произведений плотиости отдельных компонентов р,- на их объемное (молярное) содержание */:

п

Р = ? */Р/    (II.4)

1=1

или по известным молекулярным массам

п

р = ? х,АГ;/22,4. i=1

(П.5)

(П.6)

Плотность сухого газа при Тир определяется по формуле

<’ = <'»-5t = ²⁸³-⁵⁸'^>“W-

где р_н — плотность газа при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м³; г — коэффициент сверхсжимаемости газа при рТ.

Если в газе содержатся водяные пары, т. е. влагосодержание W > 0, плотность газа определяется по формуле

0,00353 7W

рвл — 283,58р_н

1 +

(nt-nr)]- <"-⁷⁾

где р„. _п — плотность насыщенного водяного пара, кг/м³; № — влагосодержа-нис, определяемое согласно п. II.7; р^_шП — давление насыщенного водяного пара, кгс/см².

Значения р_в. _п и р_в. _п приведены в табл. II.2. Поправки к плотности сухого газа на его влажность и для давлении 730—790 мм рт. ст. приведены в табл. II.3.

В газоконденсатных скважинах при значительном содержании конденсата плотность смеси определяется по формуле

_ pQr + PkQk Q г + a_KQ_K

(118)

Рем

где р, Рк — плотность газа и конденсата соответственно после сепаратора при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м³; Q_r, Q_K — дебиты газа и конденсата соответственно при 20 °С и 760 мм рт. ст., м³/сут.

При тех же условиях

=²⁴-?г

(П-9)

М к

где а_к — кажущийся объемный коэффициент конденсата; М_к — молекулярная масса конденсата, значения которой для некоторых месторождений СССР приведены ниже.

Месторождение

Молекулярная масса, кг/кмоль

Молекулярная масса, кг/кмоль

120

170

90

133

125

Месторождение

128

95

115

136

121

115

Уреигойское Шатлыкское Оренбургское Наипское . . Кирпичлинское

Таблица II.2

Зависимость плотности и давления насыщенного водяного пара

от температуры

Таблица II.3 Поправки к плотности сухого газа на его влажность

Поправка, % при температуре, С

ции углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает ее верхний предел.

Пределы воспламеняемости возрастают с увеличением концентрации инертных газов в системе.

Из числа неуглеводородных компонентов природных газов наиболее часто встречаются азот, двуокись углерода и сероводород.

Углекислый газ, так же как и сероводород, вызывает коррозию металлов и, будучи негорючим, снижает теплотворную способность газа.

Азот - нейтральный компонент, служит балластом и снижает теплотворную способность газа.

В настоящее время газ не очищается от азота. Лишь на установках извлечения гелия попутно выделяется азот. Будучи легким компонентом газа, азот оказывает сильное влияние на распределение углеводородных компонентов газа по фазам.

Серьезное влияние на выбор схем подготовки к транспорту и переработки газа оказывает также наличие в газе меркаптанов, сероокиси углерода (COS), сероуглерода (CS₂), сульфидов (R-S-R) и других соединений.

Меркаптаны R-CH (тиолы), где R - радикал общей формулы (СН₃)„, представляют собой жидкости с резким неприятным запахом. Они нерастворимы в воде, хорошо растворяются в органических растворителях, входят во взаимодействие с металлами, образуя меркаптиды, и разрушают их.

Тиолы - аналоги спиртов, физические свойства некоторых из них даны в табл. 1.4. Свойства тиолов определяются присутствием в их молекулах тиольной группы - SH. Они легко окисляются, взаимодействуют с большим числом галоидных производных, легко реагируют с кетонами и альдегидами, с металлоорганическими соединениями.

Способность тиолов реагировать с щелочами с образованием соответствующих солей, а также результаты исследования водородного обмена в тиолах и сероводороде свидетельствуют о значительной подвижности водорода в тиогидрильной группе. Вследствие подвижности атома водорода тиолы проявляют слабокислотные свойства. Тиолы хорошо растворимы в органических реагентах. При этом в ароматических углеводородах растворимость тиолов выше, чем в парафиновых. Обычно в газовой фазе присутствует несколько тиолов - от метантиола до бутантиола включительно.

В отличие от газовой жидкая фаза - газовый конденсат -содержит значительно больше тиолов. К примеру, в составе

конденсата Оренбургского месторождения обнаружено свыше 20 меркаптанов. Тиолы способны взаимодействовать с кислородом и сероводородом, образуя полисульфиды. В то же время, обладая высокой реакционной способностью, они могут окисляться до дисульфидов, которые менее вредны. Содержание дисульфидов в газе обычно низкое.

Меркаптаны применяют в основном для производства инсектицидов для борьбы с вредителями сельского хозяйства. Потребность в них покрывается за счет производства их синтетическим путем. Меркаптаны применяют также для получения разнообразных моющих средств. Окислительным хлорированием меркаптанов, сульфидов, дисульфидов получают сульфохлориды, которые являются исходными продуктами для синтеза растворителей, пластификаторов, поверхностноактивных веществ. Легкокипящие меркаптаны, выделенные из

г

Нормальный бутан СН₃— СН₂— СН₂— СБз

Изобутан

сн₃— СН—сн₃

СН₃

Рис. 1.1. Структурные формулы предельных углеводородов:

а — общая формула предельных углеводородов С_гН_2п+3; 6, в — метан СН,; г — нормальный бутаы л-С₄Н,₀; д — изобутан г-С₄Н_ш

Среди тяжелых газообразных углеводородов в составе природного газа преобладают этан и пропан, в меньших количествах присутствуют бутан, пентан, гептан и более тяжелые (по числу атомов углерода и водорода) углеводороды. Они образуют с метаном единый гомологический ряд, их называют гомологами метана. Гомологами называют вещества со сходными химическими свойствами, но отличающиеся на одну или несколько групп СН> (метилен).

Некоторые из тяжелых углеводородов — бутан, пентан и более тяжелые — имеют изомеры. Изомерами называются вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Например, существование нормального и изомерного бутана объясняется структурной изомерией углеводородного скелета (рис. 1.1, г, д).

В природных условиях изомеры бутана и пентана ведут себя иначе, чем нормальные формы. Этим различием пользуются, в частности, для определения типа залежей газа и нефти по соотношению /'-С₄Н₁₀ к f'-C₄H₁₀ или другим термобарическим показателям углеводородных систем. По мнению авторов, использованию термобарических показателей при разведке газовых и нефтяных месторождений принадлежит большое будущее.

Метан (СН₄), этан (С₂Н_е) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Г = 273 К) являются бесцветными газами.

Пропан (С₃Н₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (/-С₄Н₁₀), нормальный бутан (л-С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенном давлении — в жидком. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (г-С₅Н₁₂) и более тяжелые, входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, содержащие от пяти до пятнадцати атомов углерода, при атмосферном давлении и нормальной темпера-type — жидкости (до пентадекана). Свыше пятнадцати атомов углерода — твердые вещества, например, парафин.

Основные физико-химические свойства алканов (предельных углеводородов) приведены в табл. 1.5.

Метан легче воздуха (относительная плотность его по воз-

С

(I

н н

н —с С—Н

с

в

н

с=с

II

с—н

н в

% /

н—с

с

с

н

н

Рис. 1.2. Структурные формулы непредельных и ароматических

углеводородов:

а — этилен С-₂Н₄; 6 - циклогексан С₅Н₁₂; в — бензол С_Г)Н₆

§ 4. Ёлияние весомости жидкости на характеристики кавитациойнбгО

W    АЁ60А1ЁА

АЁААА    ЙЁАА^Ё I

Глушение скважин — это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Он предшествует капитальному и текущему ремонту скважин.

9.1. ODAAiAAiEB Ё ^EAfilNOB I

АЁО0А ieb ЯЁАА^Ё I

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности вследствие загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте. Одна из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта — несоответствие применяемых жидкостей глушения (ЖГ) геологотехническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта.

Основные требования к жидкостям глушения состоят в том, чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаробе-492 зопасность, термостабильность) и успешное проведение различных операций, а также были технологичными в приготовлении и использовании. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

Для выбора жидкости глушения учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температура замерзания, коррозионная стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможная опасность для персонала и окружающей среды.

Выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: 5—10 % NaCl, 1—3 % CaCl₂, 1—3 % KCl.

Плотность растворов (в г/см³) может составлять:    NaCl

1.0-1,17;    CaCl₂ 1,0-1,39; смесь NaCl и CaCl₂ 1,2-1,4; KCl

1.0-1,16; смесь CaCl₂ и CaBr₂ 1,4-1,81. Верхний предел плотности устанавливается исходя из условий растворимости при рабочей температуре или из условий замерзания, или из условий создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость глушения может быть плохо совместимой с пластовыми водами. В этом случае есть опасность снижения проницаемости из-за выпадения осадка в пористой среде. Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если составляет 0,125 мм в год. Наиболее распространенной в настоящее время жидкостью глушения является раствор NaCl. Значительно реже в качестве жидкости глушения используют растворы CaCl₂.

Однако использование этих материалов не обеспечивает сохранения, а тем более улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных терригенными отложениями. В условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.

В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин наряду с растворами NaCl, CaCl₂ предлагается использовать растворы KCl, Na₂SO₄, Na₂CO₃, NaHCO₃, CaBr₂, K₂CO₃ и их смеси, а также водный раствор К₃РО₄.