Физические основы добычи газа

ГЛАВА

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА

2.1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

2.1.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДВИЖЕНИЯ ГАЗА

ПО ТРУБАМ

Для решения задачи одномерного нестационарного движении газа и сжимаемой жидкости в трубах применяют следующие дифференциальные уравнения, которые связывают средние в сечении давления р и температуры Г с координатой |>,\(1ль трубы х и временем f.

1. Уравнение движения

₊ 5(?VV) _

_д_

дх

(2.1)

(1 + P)PW²]

I v (I — поправка Кориолиса на неравномерное распределение скоростей в сечении; р — плотность газа; w — средняя

¦ корость течения; а — угол между осью трубы и горизонта-ч.ю; Я — коэффициент гидравлического сопротивления, Я =

/(Re, е); D — диаметр трубы.

Для движения в горизонтальных трубах sina = 0, для движения в вертикальных трубах sina = 1. Для турбулентного имения Р = 0,02+0,03, при равномерном распределении скоростей Р = 0. Последнее значение принимают практически п.. всех проводимых расчетах.

2. Уравнение неразрывности или закон сохранения массы

Э(ру» ) _ Эр дх д(

J Р пр

0.2

» 1I?J	1,05	1,1 0	1.15	1.20	1.25	1,30	1,35	1,40	1,45	1,50
1	2	³	4	5	6	7	8	9	1 0	и
0,2	0	0 •	0	0	0	0	0	0	0	0
0,3	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350	0,350
0,4	0,615	0,619	0,623	0,626	0,628	0,630	0,632	0,633	0,634	0,635
0,5	0,805	0,816	0,826	0,834	0,839	0,844	0,848	0,851	0,854	0,850
0,6	0,955	0,971	0,985	0,998	1,011	1,022	1,032	1,040	1,045	1,048
0,7	1,078	1,100	1,124	1,145	1,162	1,178	1,190	1,190	1,203	1,207
0,8	1,175	1,207	1,239	1,264	1,285	1,300	1,313	1,322	1,322	1,340
0,9	1,256	1,300	1,335	1,365	1,386	1,403	1,417	1,429	1,440	1,450
1,0	1,327	1,375	1,420	1,455	1,479	1,500	1,515	1,530	1,541	1,551
1,1	1,380	1,438	1,485	1,528	1,552	1,573	1,591	1,606	1,616	1,631
1,2	1.433	1,500	1,550	1,600	1,625	1,645	1,666	1,682	1,690	1,710
1,3	1,463	1,545	1,602	1,657	1,684	1,709	1,731	1,746	1,758	1,779
1,4	1,492	1,590	1,654	1,713	1,742	1,772	1,795	1,810	1,825	1,847
1,5	1,510	1,620	1,690	1,757	1,791	1,824	1,848	1,867	1,884	1,906
1,6	1,527	1,649	1,726	1,800	1,839	1,875	1,900	1,923	1,943	1,964
1,7	1,544	1,670	1,754	1,834	1,876	1,917	1,943	1,969	1,991	2,012
1,8	1,560	1,690	1,782	1,867	1,913	1,958	1,985	2,014	2,038	2,060
1,9	1,575	1,708	1,808	1,896	1,944	1,993	2,022	2,054	2,079	2,100
2,0	1,590	1,725	1,833	1,924	1,975	2,027	2,059	2,093	2,119	2,140
2,1	1,604	1,743	1,854	1,947	2,003	2,057	2,092	2,126	2,153	2,176
2,2	1.617	1,761	1,876	1,971	2,031	2,086	2,125	2,160	2,187	2,212
2,3	1,631	1,779	1,897	1,994	2,059	2,116	2,157	2,193	2,222	2,249
2,4	1.644	1,797	1,919	2,018	2,087	2,145	2,190	2,227	2,256	2,285
2,5	1,658	1,815	1,940	2,041	2,115	2,175	2,223	2,260	2,290	2,231
2,6	1,672	1,830	1,958	2,061	2,137	2,198	2,249	2,288	2,318	2,350
2,7	1,695	1,845	1,976	2,081	2,159	2,221	2,275	2,316	2,347	2,379
2,8	1,699	1,860	1,994	2,101	2,180	2,245	2,302	2,344	2,375	2,407
2,9	1,712	1,875	2,012	2,121	2,202	2,268	2,328	2,372	2,404	2,436
3,0	1,726	1,890	2,030	2,140	2,224	2,291	2,354	2,400	2,432	2,465
3.1	1,740	1,904	2,046	2,157	2,243	2,311	2,376	2,423	2,455	2,489
3,2	1,754	1,918	2,062	2,175	2,261	2,331	2,397	2,446	2,478	2,512
3,3	1,767	1,932	2,078	2,192	2,280	2,350	2,419	2,449	2,502	2,536
3,4	1,781	1,946	2,094	2,210	2,298	2,370	2,440	2,492	2,525	2,559
3,5	1,795	1,960	2,110	2,227	2,317	2,390	2,462	2,515	2,548	2,583
3,6	1,808	1,974	2,125	2,243	2,333	2,407	2,480	2,535	2,568	2,603
3,7	1,822	1,988	2,140	2,259	2,349	2,424	2,498	2,556	2,588	2,624
3,8	1,835	2,002	2,155	2,275	2,365	2,440	2,517	2,576	2,609	2,644
3,9	1,849	2,016	2,170	2,291	2,381	2,457	2,535	2,597	2,629	2,665
4,0	1,862	2,030	2,186	2,306	2,397	2,474	2,533	2,617	2,649	2,685
4,1	1,875	2,044	2,201	2,321	2,413	2,490	2,569	2,634	2,667	2,703

1,60

1.70

1,80

1,90

2,00

2,20

2,40

2,60

2,80

3,00

0,350

0,636

0,860

1,049

0,350

0,637

0,862

1,050

0,350

0,638

0,864

1,050

0,350

0,639

0,866

1,050

0,350

0,640

0,867

1,051

0,350

0,640

0,868

1,051

0,350

0,640

0,869

1,052

0,350

0,640

0,869

1,052

0,350

0,640

0,869

1,052

0,350

0,640

0,869

1,052

1,210

1,347

1,462

1,568

1,653

1,211 1,352 1,472 1,580 1,667

1,213

1,357

1,480

1,590

1,676

1,214

1,359

1,485

1,598

1,684

1,216

1,360

1,489

1,602

1,691

1,218

1,363

1,492

1,607

1,699

1,219

1,364

1,494

1,608

1,702

1,220

1,364

1,495

1,609

1,706

1,220

1,364

1,495

1,610

1,709

1,220

1,364

1,495

1,610

1,711

1,737

1,810

1,882

1,938

1,993

1,753

1,828

1,903

1,962

2,021

1,761

1,836

1,911

1,973

2,035

1,770

1,845

1,920

1,984

2,047

1,780

1,858

1,935

1,997

2,059

1,790

1,868

1,945

2,010

2,074

1,795

1,875

1,954

2,019

2,083

1,802

1,883

1,964

2,027

2,090

1,808

1,890

1,972

2,036

2,100

1,812

1,896

1,980

2,045

2,110

2,043

2,093

2,136

2,178

2,215

2,072

2,123

2,165

2,207

2,248

2,089

2,142

2,187

2,231

2,272

2,102

2,157

2,204

2,207

2,292

2,116

2,172

2,219

2,231

2,307

2,131

2,188

2,237

2,250

2,326

2,141

2,198

2,247

2,295

2,337

2,148

2,205

2,256

2,307

2,350

2,159

2,217

2,267

2,317

2,361

2,169

2,227

2,279

2,330

2,375

2,252

2,288

2,325

2,362

2,392

2,288

2,329

2,369

2,410

2,442

2,315

2,354

2,395

2,436

2,469

2,334

2,375

2,417

2,459

2,492

2,349

2,391

2,433

2,475

2,508

2,366

2,407

2,447

2,488

2,523

2,380

2,422

2,465

2,507

2,544

2,394

2,437

2,481

2,524

2,562

2,404

2,448

2,491

2,535

2,574

2,420

2,465

2,510

2,555

2,593

2,423

2,453

2,484

2,514

2,540

2,474

2,506

2,538

2,570

2,597

2,502

2,534

2,567

2,600

2,628

2,525

2,557

2,590

2,623

2,652

2,541

2,757

2,608

2,641

2,670

2,559

2,595

2,630

2,665

2,694

2,581

2,617

2,654

2,691

2,722

2,599

2,637

2,674

2,712

2,744

2,612

2,651

2,689

2,728

2,759

2,630

2,668

2,705

2,743

2,775

2,569

2,591

2,616

2,642

2,664

2,623

2,650

2,676

2,703

2,726

2,657

2,685

2,714

2,742

2,766

2,681

2,709

2,738

2,767

2,792

2,700

2,729

2,759

2,788

2,813

2,723

2,752

2,781

2,810

2,836

2,753

2,783

2,814

2,845

2,872

2,775

2,807

2,838

2,870

2,910

2,790

2,821

2,852

2,883

2,911

2,806

2,838

2,869

2,901

2,929

2,686

2,708

2,730

2,752

2,771

2,748

2,771

2,793

2,816

2,836

2,791

2,815

2,840

2,864

2,885

2,817

2,843

2,868

2,893

2,915

2,839

2,864

2,890

2,915

2,938

2,862

2,888

2,914

2,940

2,963

2,899

2,925

2,952

2,979

3,002

2,950

2,990

3,030

3,070

3,081

2,938

2,966

2,993

3,031

3,045

2,958

2,984

3,012

3,040

3,064

Рис. 2.7. Принципиальная блок-схема Уренгойского ЗПК:

УСК - установка стабилизации конденсата; УДК - установка деэтанизации конденсата; УПДТ - установка получения дизтоплива; БП - блок получения пропан-хладагента; ДКС - дожимная компрессорная станция; / - нестабильный конденсат; II - стабильный конденсат; III ~ деэтаннэированный конденсат; IV - газы деэтанизации; V - дизтопливо; VI - бензиновая фракция, VII - пропан; VIII, IX - ШФЛУ

В случае переработки бессернистых газов в ряде случаев схема ГПЗ аналогична схеме газового промысла. Приведем несколько примеров.

Уренгойский завод по переработке конденсата. Этот завод включает в себя процессы стабилизации конденсата с получением ШФЛУ переработки конденсата на моторное топливо и компрессии низконапорных газов (рис. 2.7).

Сравнение схемы Уренгойского ЗПК и Шуртанского промыслового комплекса показывает, что последний является более сложным объектом как по числу установок, так и по применяемым процессам.

Эти примеры показывают, что технологические схемы и процессы первичной переработки природных газов в промысловых и заводских условиях весьма близки и деление объектов на промысел и завод носит чисто условный характер.

Важное значение имеет также взаимоувязка показателей промысловых и заводских технологических установок. Этот тезис проиллюстрируем на примере Оренбургского комплекса. В промысловых системах сбора и подготовки газа к транс-

порту Оренбургского ГКМ для интенсификации добычи газа, борьбы с коррозией и гидратообразованием используются различные ингибиторы. Одна часть этих ингибиторов выделяется на промысловых установках, а другая вместе с газом поступает на заводские установки. Туда же поступают минерализованная вода, углеводородная жидкость, механические примеси и т.д. Попадание этих веществ на ГПЗ вызывает снижение качества продукции (товарного газа, газовой серы), повышает потери амина, снижает эффективность работы тепло- и массообменно' го оборудования и т.д.

На показатели заводских установок серьезное влияние оказывает также снижение пластового давления ГКМ. В частности, изменение состава добываемой продукции (уменьшение в нем доли тяжелых углеводородов, облегченного конденсата, повышение концентрации воды и сероводорода в газе и т.д.) приводит не только к перераспределению материальных потоков заводских установок, но и к изменению режима их эксплуатации.

Приведенные факты показывают, что вопросы промысловой и заводской обработки природных газов тесно взаимосвязаны и представляют собой единый комплекс в системе их добычи, сбора, подготовки к транспорту и переработки. Следовательно, нельзя допустить разное отношение к промысловым и заводским установкам. (В настоящее время действуют различные нормы проектирования промысловых и заводских установок.)

Исходя из изложенного, считается целесообразным вести проектирование промысловых и заводских установок обработки газа и конденсата по единым нормам.

2.7. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОЦЕССОВ

ОБРАБОТКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

В настоящее время для извлечения из газов этана и более тяжелых углеводородов в основном применяются процессы низкотемпературной конденсации и абсорбции. Использование адсорбционных процессов носит единичный характер (при малых объемах добываемого газа).

Выбор технологии обработки газа определяется в первую очередь требуемой глубиной извлечения целевых компонентов и обусловливает проведение в каждом конкретном случае всесторонних технико-экономических проработок. При этом наряду с потребностью других отраслей народного хозяйства в

*^т _+W^ST + ^А	*V Т*	( ЭУ-		Эр ^ Aw	*V Т*	*(dv)*		Эр
*dl дх с_р*		*[дт)*	р.	Э t с_р			р.	дх

где с_р — изобарическая теплоемкость; V — удельный объем газа; А — тепловой эквивалент работы; в

дх‘

работы; в СИ А = — коэффициент температуропровод-

A*ir

= 1 Дж/(Н-М); а = —

носги; Хо — коэффициент теплопроводности.

Для замыкания системы уравнений (2.1) — (2.3) к ним необходимо присоединить уравнение состояния вида

Ф(р, р, Т) = 0. (2.4)

входящую в (2.3), можно най

(?)•

Частную производную

Для решения системы уравнений (2.1) — (2.4) необходимо доиолнитъ ее соответствующими начальными и граничными условиями.

ти по правилу дифференцирования неявных функций

_ ЭФ _;ЭФ дТ dv

Уравнения нестационарного одномерного неизотермического движения реального газа (2.1) — (2.4) в общем виде представляют весьма сложную систему нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных. Данная нелинейная система уравнений для одномерного нестационарного движения сжимаемой жидкости является системой уравнений гиперболического типа и решается численно.

В связи с этим для практических расчетов вводятся соответствующие приближения с целью упрощения данной системы уравнений и возможности ее решения.

Для стационарного течения газа по вертикальным трубам при равномерном распределении скоростей система уравнений (2.1) — (2.3) будет иметь следующий вид.

Уравнение движения

— } + dx+X^dx = 0. (2.5)

2 g 2gD

Уравнение неразрывности

d{pw) = 0 или рwF = G = const,

где G — массовый расход газа; F — площадь поперечного сечения трубы.

Уравнение энергии

(2.7)

2д A AG

где i, и — энтальпия и внутренняя энергия, отнесенные к «•динице массы.

Учитывая известные термодинамические соотношения для •ктальпии реального газа

(2.8)

di = c_pdT + А V -Т

и принимая закон теплообмена в форме Ньютона, имеем

(2.9)

du = knD[T₀ — T)dx,

| дг к — коэффициент теплопередачи.

Решая систему уравнений (2.5) — (2.7) совместно с уравнением состояния (2.4), получаем уравнение одномерного стационарного неизотермического движения реального газа по нертикальным трубам.

Уравнение состояния (2.4) для идеального газа подчиняется •икону Менделеева — Клапейрона, и для них предложено тожество эмпирических и полуэмпирических уравнений со-

• тяния. Для природных газов уравнение состояния обычно принято писать в виде (1.22).

В уравнение (2.5) входит коэффициент сопротивления, ко-I <'рий согласно формуле Дарси — Вейсбаха

<*Ртр

(2.10)

dx pw²

~D~2~

i ,\e dp_Tp — потери давления на трение.

При движении чистого газа в трубах с неравномерной шероховатостью коэффициент сопротивления трению является Функцией числа Re и относительной шероховатости. При ла-Iпиарном режиме течения чистого газа к зависит только от числа Re. При турбулентном режиме с увеличением числа Re млинние шероховатости на величину к сказывается более значительно, а роль числа Re постепенно снижается. В зоне турбулентной автомодельности для чистого газа к зависит только от степени шероховатости труб и не зависит от Re.

Режим движения газа по трубе влияет на коэффициент тдранлического сопротивления к. При встречающихся на

'-лр	1,05	1,10	1.15	1,20	1,25	1,30	1,35	1,40	1,45	1,50
1	2	3	4	⁵ 1	6	7	8	9	10	11
4,2	1,889	2,058	2,216	2,336	2,429	2,506	2,586	2,651	2,685	2,721
4,3	1,902	2,073	2,230	2,351	2,444	2,523	2,602	2,669	2,702	2,740
4,4	1,916	2,087	2,245	2,366	2,460	2,539	2,619	2,686	2,720	2,758
4,5	1,929	2,101	2,260	2,381	2,476	2,555	2,635	2,703	• 2,738	2,776
4,6	1,942	2,115	2,274	2,395	2,491	2,570	2,651	2,719	2,751	2,793
4,7	1,955	2,128	2,288	2,409	2,507	2,586	2,666	2,735	2,770	2,810
4,8	1,969	2,142	2,301	2,423	2,522	2,604	2,682	2,752	2,786	2,826
4,9	1,982	2,155	2,315	2,437	2,538	2,617	2,697	2,768	2,802	2,843
5,0	1,995	2,169	2,329	2,451	2,533	2,632	2,713	2,784	2,818	2,860
5,1	2,009	2,183	2,342	2,465	2,567	2,646	2,728	2,799	2,834	2,876
5,2	2,024	2,197	2,355	2,479	2,581	2,661	2,743	2,914	2,850	2,892
5,3	2,038	2,210	2,369	2,492	2,595	2,675	2,758	2,830	2,865	2,908
5,4	2,053	2,224	2,382	2,506	2,609	2,690	2,773	2,845	2,881	2,924
5,5	2,067	2,238	2,395	2,520	2,683	2,704	2,788	2,860	2,897	2,940
5,6	2,079	2,251	2,408	2,533	2,636	2,718	2,801	2,874	2,912	2,955
5,7	2,091	2,264	2,421	2,547	2,650	2,731	2,815	2,888	2,926	2,970
5,8	2,102	2,277	2,435	2,560	2,663	2,745	2,828	2,902	2,941	2,985
5,9	2,114	2,290	2,448	2,574	2,677	2,758	2,842	2,916	2,955	3,000
6,0	2,126	2,303	2,461	2,587	2,690	2,772	2,855	2,930	2,970	3,015
6,1	2,139	2,316	2,474	2,600	2,703	2,785	2,869	2,943	2,984	3,029
6,2	2,152	2,328	2,486	2,612	2,716	2,799	2,882	2,956	2,997	3,043
6,3	2,165	2,341	2,499	2,625	2,729	2,812	2,896	2,970	3,011	3,056
6,4	2,178	2,353	2,511	2,637	2,742	2,826	2,909	2,983	3,024	3,070
6,5	2,191	2,366	2,524	2,650	2,755	2,839	2,923	2,996	3,038	3,084
6,6	2,204	2,379	2,536	2,662	2,768	2,852	2,936	3,009	3,051	3,098
6,7	2,217	2,391	2,548	2,675	2,781	2,864	2,949	3,022	3,064	3,112
6,8	2,229	2,404	2,560	2,687	2,794	2,877	2,963	3,034	3,077	3,126
6,9	2,242	2,416	2.572	2,700	2,807	2,889	2,976	3,047	3,090	3,140
7,0	2,255	2,429	2,584	2,712	2,820	2,902	2,989	3,060	3,103	3,154
7,1	2,268	2,442	2,597	2,724	2,832	2,915	3,002	3,073	3,116	3,167
7,2	2,281	2,454	2,609	2,737	2,844	2,928	3,014	3,085	3,129	3,180
7,3	2,294	2,467	2,622	2,749	2,856	2,941	3,027	3,098	3,141	3,194
7,4	2,307	2,479	2,634	2,762	2,868	2,954	3,039	3,110	3,154	3,207
7,5	2,320	2,492	2,647	2,774	2,880	2,967	3,052	3,123	3,167	3,220
7,6	2,333	2,505	2,660	2,786	2,892	2,979	3,065	3,135	3,180	3,233
7,7	2,346	2,517	2,672	2,799	2,904	2,991	3,077	3,147	3,192	3,246
7,8	2,359	2,530	2,685	2,811	2,916	3,003	3,090	3,160	3,205	3,260
7,9	2,372	2,542	2,697	2,824	2,928	3,015	3,102	3,172	3,217	3,277
8,0	2,385	2,555	2,710	2,836	2,940	3,027	3,115	3,184	3,230	3,287
8,1	2,398	2,568	2,723	2,848	2,952	3,039	3,127	3,197	3,242	3,299

1,60

1.70

1,80

1,90

2,00

2,20

2,40

2,60

2,80

3.00

2,789

2,808

2,826

2,845

2,863

2,856

2,875

2,895

2,915

2,933

2,907

2,928

2,950

2,971

2,990

2,937

2,958

2,980

3,002

3,022

2,960

2,983

3,005

3,028

3,048

2,985

3,0:)8

3,030

3,053

3,074

3,025

3,049

3,072

3,095

3,117

3,092

3,103

3,114

3,125

3,147

3,069

3,094

3,118

3,142

3,164

3,088

3,112

3,136

3,160

3,182

2,881

2,899

2,917

2,935

2,952

2,970

2,989

3,007

3,024

3,009

3,027

3,046

3,065

3,082

3.041

3,061

3,080

3,100

3,118

3,068

3,088

3,108

3,128

3,146

3,095

3,115

3,136

3,157

3,177

3,139

3,161

3,183

3,205

3,225

3,168

3,190

3,211

3,233

3,253

3,186

3,209

3,231

3,253

3,274

3,203

3,225

3,246

3,268

3,288

2,968

2,985

3,001

3,018

3,037

3,042

3,059

3,077

3,094

3,110

3,099

3,117

3,134

3,151

3,168

3,136

3,153

3,171

3,189

3,206

3,164

3,182

3,200

3,218

3,235

3,196

3,216

3,235

3,255

3,273

3,244

3,264

3,283

3,303

3,321

3,273

3,294

3,314

3,334

3,352

3,295

3,315

3,336

3,357

3,375

3,308

3,328

3,348

3,368

3,386

3,049

3,065

3,080

3,096

3,111

3,125

3,141

3,156

3,172

3,187

3,185

3,201

3,218

3,235

3,250

3,224

3,241

3,259

3,276

3,292

3,252

3,270

3,287

3,304

3,321

3,291

3,309

3,327

3,345

3,362

3,339

3,356

3.374

3,392

3,409

3,370

3,389

3,407

3,425

3,442

3,393

3,412

3,430

3,448

3,466

3,405

3,423

3,442

3,460

3,477

3,125

3,140

3,154

3,169

3,183

3,202

3,218

3,233

3,248

3,262

3,266

3,281

3,297

3,312

3,327

3,308

3,323

3,339

3,355

3,370

3,337

3,354

3,370

3,387

3,402

3,379

3,395

3,412

3.429

3,444

3,426

3,443

3,460

3,477

3,493

3,459

3,476

3,493

3,510

3,526

3,483

3,501

3,518

3,536

3,551

3,494

3,511

3,528

3,545

3,561

3,197

3,210

3,224

3,238

3,251

3,276

3,291

3,305

3,319

3,332

3,341

3,356

3,370

3,385

3,399

3,385

3,399

3,414

3,429

3,443

3,417

3,432

3,447

3,462

3,477

3,459

3,475

3,490

3,505

3,520

3,508

3,524

3,539

3,555

3,570

13,542

.3,557

^т3,573

'3,589

3,604

3,567

3,582

3,598

3,613

3,628

3,577

3,592

3,608

3,624

3,639

3,264

3,278

3,291

3,304

3.317

3,345

3,359

3,372

3,385

3,398

3,413

3,427

3,441

3,455

3,468

3,457

3,472

3,486

3,500

3,514

3,491

3,506

3,520

3,535

3,548

3,534

3,549

3,563

3,578

3,591

3,584

3,599

3,613

3,628

3,642

3,618

3,633

3,647

3,662

3,676

3,643

3,659

3,674

3,689

3,703

3,654

3,670

3,685

3,700

3,714

3,330

3,344

3,357

3,370

3,382

3,411

3,424

3,437

3,450

3,462

3,482

3,495

3,509

3,522

3,534

3,528

3,541

3,555

3,569

3,581

3,562

3,575

3,589

3,602

3,615

3,605

3,618

3.632

3,645

3,658

3,656

3,670

3,684

3,698

3,711

3,690

3,704

3,718

3,732

3,745

3,718

3,732

3,747

3,761

3,774

3,728

3,742

3,756

3,770

3,783

компонентах природных газов (С₂, С₃, С* и т.д.) учитываются также параметры месторождения (запасы сырья, температура, давление, объемы добычи и т.д.), наличие оборудования и средств контроля и автоматизации, климатические условия районов добычи и транспортирования газа и т.д.

Анализ и обобщение накопленного опыта промысловой и заводской обработки природных газов позволяют выделить предпочтительные области применения различных технологических процессов (табл. 2.13).

В начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений извлечение из газа тяжелых углеводородов осуществляется за счет охлаждения газа путем его дросселирования (эффект Джоуля - Томсона). Такие установки принято называть установками низкотемпературной сепарации (НТС). Число установок, работающих на основе эффекта Джоуля -Томсона, невелико и составляет менее 10 % от общего количества технологических установок (см. табл. 2.13).

Основным критерием, определяющим режим работы промысловых установок НТС, является обеспечение надежности транспортирования газа. Последнее достигается путем глубокого извлечения конденсата из газа. Как было указано выше, при этом достигается также степень извлечения пропана и бутанов до 30 и 60 % соответственно. Причем эти цифры получены только на самых современных установках. Более глубокое извлечение этих компонентов обусловливает снижение изотермы или применение абсорбционных процессов.

Таблица 2.13

Структура мощностей газоперерабатывающих установок США и Канады по процессам

Г	США		Канада
Процесс	число установок	% от общего числа	число установок	% от общего числа
Абсорбция без применения искусственного холода	38	5,0	149	28,8
Низкотемпературная абсорбция	147	19,2	61	11,8
Низкотемпературная сепарация (эффект Джоуля - Томсона)	51	6,7	8	1,5
Низкотемпературная конденсация с применением турбодетандеров	299	39,1	25	4,8
Низкотемпературная конденсация с применением искусственного холода	193	25,3	182	35,1
Компримирование	19	2,5	30	5,8
Адсорбция	17	2,2	63	12,2

Процесс	Глубина охлажде	Степень извлечения, %
	ния, °с	с_г		с,
Абсорбция без применения искусственного холода	10-45	25—30	40-60	60-80
НТА	-40	30-40	90	97
НТС с использованием дрос-сель-эффекта	-25	25-30	40-60	60-80
НТК с пропановым холодильным циклом	-40	35-40	90	97
НТК с пропан-этановым холодильным циклом	-80	60-80	95	99
НТК с пропановым и детан-дерным холодильным циклом	-(80-90)	60-90	95	99
НТК с этан-этиленовым и де-тандерным холодильным циклом	-120	85	95	99

В соответствии с данными табл. 2.14 для достижения степени извлечения этана 60 % и выше необходимо понизить температуру процессов переработки газа до -80 ^вС и ниже. Для этой цели чаще всего применяются криогенные процессы с каскадным холодильным циклом или турбодетандерными агрегатами (ТДА). Установки низкотемпературной конденсации с турбодетандерным агрегатом на вновь проектируемых заводах преобладают над другими типами установок.

При первичной переработке природных и нефтяных газов применяются также абсорбционные процессы. Первые абсорбционные установки работали без использования искусственного холода. Для охлаждения газа и абсорбента использовались воздушные и водяные холодильники. На этих установках в качестве абсорбента использовались тяжелые нефтяные фракции, внешне похожие на нефтяные масла. В связи с этим такие установки получили название маслоабсорбционных (МАУ).

В период, когда основной задачей переработки газа было извлечение из него пропана и более тяжелых углеводородов, абсорбция считалась ведущим процессом газопереработки. На абсорбционных установках можно достичь степени извлечения пропана до 90 %.

С возрастанием потребности в этане - пиролизном сырье -процессы низкотемпературной конденсации с разными холодильными циклами, в том числе с изоэнтропийным расширением с применением ТДА, оттеснили абсорбционные процессы

практике скоростях в газовых скважинах л зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости е:

Re = wpD/ji; е = 2e_k/D, (2.11)

где w — средняя скорость течения; е_к — абсолютная шероховатость; D — внутренний диаметр труб.

Если режим ламинарный, коэффициент гидравлического сопротивления X не зависит от шероховатости и его определяют по формуле

X = 64/Re.

При турбулентном режиме течения X в переходной зоне зависит от е и Re и определяется по формуле

5 62

(2.12)

7,41

а 9

ч Re

А. = 0,25/

При больших скоростях наступает так называемая турбулентная автомодельность и тогда X не зависит Re. В этом случае

(2.13)

X =

21д(7,41 /е)

На рис. 2.1 приведена зависимость X от Re и е. В ряде случаев требуется определить относительную шероховатость поверхности труб (коэффициент е). Для этого следует по результатам исследования скважины (при этом забойное давление измеряют глубинным манометром) определить коэффициент X. Далее, зная X, для зоны турбулентной автомодельности находим

(2.14)

е = 7,4М0

Для переходной зоны вместо формулы (2.14) рекомендуется использовать формулу

(2.15)

е =

0.9

7, 41 • 10 ²' ^К 41,64

Общее выражение для коэффициента сопротивления при турбулентном движении чистого газа в трубах с учетом шероховатости имеет вид

-пр	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30	1,35	1,40	1.45	1,50
1	2	3	4	5	б	7	8	9	10	" 1
8,2	2,411	2,580	2,736	2,861	2,964	3,051	3,139	3,209	3,254	3,311
8,3	2,424	2,593	2,748	2,873	2,977	3,064	3,151	3,222	3,266	3,323
8,4	2,437	2,605	2,761	2,886	2,989	3,076	3,163	3,234	3,278	3,335
8,5	2,450	2,618	2,774	2,898	3,001	3,088	3,175	3,247	3,290	3,347
8,6	2,462	2,631	2,787	2,910	3,013	3,100	3,187	3,259	3,302	3,359
8,7	2,475	2,643	2,799	2,923	3,025	3,112	3,199	3,270	3,315	3,370
8,8	2,487	2,656	2,812	2,935	3,038	3,124	3,211	3,282	3,327	3,382
8,9	2,500	2,668	2,824	2,948	3,050	3,136	3,223	3,293	3,340	3,393
9,0	2,512	2,681	2,837	2,960	3,062	3,148	3,235	3,305	3,352	3,405
9,1	2,524	2,693	2,849	2,972	3,074	3,159	3,246	3,317	3,364	3,417
9,2	2,536	2,706	2,861	2,985	3,085	3,170	3,257	3,329	3,376	3,429
9,3	2,549	2,718	2,872	2,997	3,097	3,182	3,268	3,340	3,388	3,440
9,4	2,561	2,731	2,884	3,010	3,108	3,193	3,279	3,352	3,400	3,452
9,5	2,573	2,743	2,896	3,022	3,120	3,204	3,290	3,364	3,412	3,464
9,6	2,585	2,755	2,908	3,034	3,131	3,216	3,302	3,376	3,424	3,475
9,7	2,597	2,767	2,919	3,045	3,142	3,228	3,314	3,388	3,435	3,487
9,8	2,610	2,780	2,931	3,057	3,153	3,239	3,326	3,399	3,447	3,498
9,9	2,622	2,792	2,942	3,068	3,164	3,251	3,338	3,411	3,458	3,510
10,0	2,634	2,804	2,954	3,080	3,175	3,263	3,350	3,423	3,470	3,521
10,1	2,646	2,816	2,966	3,092	3,187	3,274	3,361	3,434	3.482	3,532
10,2	2,658	2,828	2,978	3,103	3,199	3,286	3,372	3,446	3,494	3,544
10,3	2,671	2,840	2,989	3,115	3,211	3,297	3,382	3,457	3,506	3,555
10,4	2,683	2,852	3,001	3,126	3,223	3,309	3,393	3,469	3,518	3,567
10,5	2,695	2,864	3,013	3,138	3,235	3,320	3,404	3,480	3,530	3,578
10,6	2,707	2,876	3,025	3,150	3,246	3,332	3,416	3,492	3,541	3,588
10,7	2,719	2,888	3,037	3,161	3,258	3,343	3,428	3,504	3,552	3,598
10,8	2,732	2,900	3,048	3,173	3,269	3,355	3,440	3,515	3,562	3,609
10,9	2,744	2,912	3,060	3,184	3,281	3,366	3,452	3,527	3,573	3,619
11,0	2,756	2,924	3,072	3,196	3,292	3,378	3,464	3,539	3,584	3,629
11,1	2,768	2,936	3,084	3,208	3,304	3,389	3,475	3,551	3,595	-3,639
11.2	2,780	2,948	3,096	3,220	3,315	3,401	3,486	3,562	3,605	3,650
11,3	2,793	2,960	3,108	3,231	3,327	3,412	3,497	3,574	3,616	3,660
11,4	2,805	2,972	3,120	3,243	3,338	3,424	3,508	3,585	3,626	3,671
11,5	2,817	2,984	3,132	3,255	3,350	3,435	3,519	3,597	3,637	3,681
11,6	2,829	2,996	3,144	3,267	3,361	3,446	3,529	3,607	3,648	3,692
11,7	2,841	3,008	3,156	3,279	3,373	3,456	3,540	3,517	3,658	3,702
11,8	2,854	3,020	3,168	3,290	3,384	3,467	3,550	3,628	3,669	3,713
11,9	2,866	3,032	3,180	3,302	^h 3,396	3,477	3,561	3,638	3,679	3,723
12,0	2,878	3,044	3,192	3,314	3,407	3,488	3,571	3,648	3,690	3,734

Продолжениетабл. III.4

1,60 |

1.70

1,80

1,90

2,00

2.20

2,40

2,60

2,80

3,00

3,394

3,407

3,419

3,431

3,441

3,474

3,486

3,498

3,510

3,523

3,546

3,559

3,571

3,583

3,595

3.594

3,606

3,619

3,631

3,643

3,627

3,640

3,652

3,665

3,677

3,671

3,684

3,697

3,710

3,722

3,723

3,736

3,748

3,761

3,773

3,758

3,771

3,784

3,797

3,810

3,788

3,801

3,815

3,828

3,840

3,796

3,810

3,823

3,836

3,849

3,456

3,468

3,481

3,493

3,505

3,535

3,548

3,560

3,573

3,585

3,607

3,619

3,631

3,643

3,655

3,666

3,678

3,690

3,702

3,690

3,702

3,715

3,727

3,739

3,734

3,746

3,758

3,770

3,782

3.786

3.798

3.811

3.823

3,835

3,823

3,835

3,848

3,861

3,873

3,853

3,865

3,878

3,890

3,902

3,862

3,875

3,888

3,901

3.913

3,517

3,530

3,542

3.554

3,565

3,597

3.608

3,620

3,632

3,644

3,667

3,678

3,690

3,702

3,713

3,714

3.725

3,737

3,749

3,760

3,750

3,762

3,773

3.785

3,797

3,794

3,806

3,818

3,830

3,842

3,847

3,859

3,871

3,883

3,895

3,885

3,897

3.909

3,921

3,933

3,915

3,927

3.940

3,952

3,964

3,925

3,938

3,950

3,962

3,974

3,576

3,588

3,599

3,610

3,622

3,656

3,667

3,679

3,691

3,702

3,724

3,736

3,747

3,758

3,769

3,772

3,783

3,795

3,806

3,817

3,809

3,820

3,832

3,844

3,855

3,854

3,865

3,877

3,889

3,900

3,907

3,918

3,930

3,942

3,953

3,945

3,957

3,969

3,981

3,992

3,976

3,987

3,999

4,011

4,023

3,986

3,999

4,011

4,023

4,035

3,633

3,645

*3,656

3,668

3,679

3,714

3,725

3,737

3,748

3,758

3,780

3,790

3,801

3,812

3,823

3,828

3,840

3,851

3,862

3,873

3,867

3,878

3,890

3,901

3,912

3,911

3,923

3,934

3.945

3,956

3,965

3,976

3,988

3,999

4,010

4,004

4,015

4,027

4,038

4,049

4,035

4,046

4,058

4,070

4,081

4,046

4.058

4,069

4,081

4,092

3,689

3,700

3,710

3,721

3,732

3,769

3,779

3,790

3,800

3,811

3,834

3,844

3,855

3,886

3,877

3,883

3,894

3,904

3,915

3,926

3,923

3,933

3,944

3,955

3,966

3,967

3,978

3,989

4,000

4,011

4,021

4,031

4,042

4,053

4,064

4,060

4,071

4,082

4,093

4,104

4,093

4,104

4,116

4,127

4,138

4,104

4,115

4,127

4,138

4,149

3,743

3,753

3,764

3,775

3,786

3,822

3,832

3,843

3,854

3,865

3,888

3,899

3,910

3,921

3,932

3,937

3,947

3,958

3,969

3,980

3,977

3,988

3,999

4,010

4,022

4,033

4,044

4,055

4,067

4,075

4,087

4,098

4,109

4,121

4,116

4,127

4,139

4,150

4,161

4,150

4,161

4,173

4,184

4,195

4,160

4,172

4,183

4,194

4,205

3,797

3,808

3,819

3,830

3,876

3,886

3,897

3,908

3,943

3,955

3,966

3,977

3,991

4,003

4,014

4,025

4,034

4,045

4,057

4,069

4,079

4,090

4,102

4,114

4,132

4,144

4,155

4,167

4,172

4,183

4,194

4,205

4,206

4,217

4,228

4,239

4,216

4,227

4,238

4,249

на второй план. Тем не менее в ряде случаев абсорбционные процессы являются высокоэффективными при переработке углеводородных газов. В частности, это относится к сырью, содержащему парафинистые углеводороды с высокими температурами застывания, из-за чего охлаждение газа до более низких температур может вызвать осложнения в работе газоперерабатывающих установок.

2.8. СТРУКТУРА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ ГПЗ

Энергетические затраты являются основной составляющей эксплуатационных затрат на современных ГПЗ. Этот показатель зависит как от параметров сырья (состав, давление, температура), так и от способов его переработки, глубины извлечения компонентов, совершенства оборудования (теплообменников, насосов, компрессоров) и т.д.

В табл. 2.15 приведена примерная структура энергетических затрат на газоперерабатывающих установках (ГПУ) фирмы “Шелл" (США). Из-за отсутствия сведений об основных параметрах газа на входе в ГПУ и выходе из нее (давление, содержание кислых газов, степень извлечения целевых компонентов) эти данные недостаточны для полной оценки процессов газоразделения. Однако по ним можно сделать вывод о том, что для всех процессов основными являются энергозатраты на сжатие и технологические цели (подогрев и охлаждение потоков). Следовательно, снижение энергозатрат на ГПЗ можно считать основным направлением повышения эффективности работы технологических установок.

Как было отмечено, практически все компоненты природных и нефтяных газов различаются физико-химическими свойствами. Эти различия служат основой для разработки процессов разделения газожидкостных смесей. Причем существует прямая зависимость между соотношением физических констант и движущей силой процесса разделения компонентов.

Т аб ли ца 2.15

Структура энергозатрат (%) различных ГПУ фирмы "Шелл”

Статья расходов	НТА	НТК	Ректификация
Компрессоры для хладагентов	20-50	30-45	о-ю
Технологические компрессоры	1-10	0-20	-
Технологическое тепло	30-70	35-65	75-90
Насосы	5-10	1-5	5-10
Вентиляторы и газодувки	1-5	1-5	1-5
Прочее	1-3	1-3	1-3

Наиболее характерным показателем компонентов природных и нефтяных газов, оказывающим влияние на технологические параметры процессов, является давление насыщенных паров. Этот показатель характеризует их относительную летучесть а, определяемую из выражения

_а = т=*ц (2.2)

У2Р2

где у, и у₂ ~ коэффициенты активности компонентов; р, и р₂ ~ давление насыщенных паров чистых компонентов; и К₂ ~ константы равновесия компонентов.

Компоненты или фракции компонентов, имеющие наибольшую разность значений относительной летучести, разделяются с меньшей затратой энергии.

В табл. 2.16 даны значения относительной летучести этана а при давлении сходимости 14 МПа. Эти данные показывают, что значение а не является постоянной величиной. (Влияние а на показатели процесса конденсации будет рассмотрено в гл. 7.)

Эффективность процессов разделения смесей зависит также от числа теоретических ступеней и флегмового числа. На рис. 2.8 показана зависимость между числом теоретических тарелок и составом головного продукта для бинарной смеси при различных значениях относительной летучести. При снижении значения а от 1,50 до 1,2 для получения продукта чистотой 99 % требуется увеличение числа теоретических ступеней с 23 до 51, т.е. более чем в два раза. Путем повышения флегмового числа можно уменьшить необходимое число теоретических ступеней контакта. Однако это влечет за собой повышение затрат энергии как на испарение продукта, так и на-

Табли ца 2.16

Коэффициент относительной летучести этана

Г, ®с	Коэффициент относительной летучести а при давлении.					МПа
Г, ®с	0,7	1,4	2,1	2.8	4,2	5,6
38	3,37	3,40	3,12	3,05	2,77	2,68
27	3,63	3,51	3,28	3,19	2,95	2,69
16	3,64	3,77	3,39	3,38	3,00	2,69
5	4.21	3,80	3,57	3,70	3,21	2,75
-6	4,11	4,06	3,85	3,64	3,39	3,00
-17	4,66	4,32	4,63	3,94	3,50	3,22
-29	5,12	4,69	4,46	4,21	3,81	3,28
-40	6,05	5,22	5,23	4,94	4,46	3,52
-5	6,45	5,73	5,15	5,00	4,64	3,68

где т — параметр неравномерности шероховатости, равный при резко неравномерной шероховатости 2; е — относительная шероховатость.

Формула дает хорошее совпадение с экспериментальными данными для чистого газа. Л. Моуди по экспериментальным данным и по формуле (2.15) построил график зависимости А. от Re для труб различной шероховатости (см. рис. 2.1).

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твердых и жидких примесей и др. В процессе эксплуатации скважины сопротивление труб меняется по мере изменения шероховатости поверхности их стенок. При значительных дебитах, соответствующих так называемой зоне турбулентной автомодельности, X становится постоянной и зависит только от коэффициента относительной шероховатости е для труб различных диаметров.

Значения относительной шероховатости е, соответствующие различным значениям абсолютной шероховатости е_к в зависимости от диаметров труб D, приведены на рис. 2.2.

Шкала точных значений эффективной абсолютной шероховатости стенок для труб различных практических случаев может быть установлена на основании систематических испытаний труб, находившихся в эксплуатации в течение различных сроков (с учетом соответствующего значения среднесуточного дебита) при различных влажности, составе и загрязненности газа, т.е. при различных условиях, от которых зависит изменение поверхности стенок.

Для определения эффективной абсолютной шероховатости по данным испытаний следует определить коэффициент сопротивления, выразив его из уравнения для потока через входящие в это уравнение величины, значения которых получены при испытании, затем по коэффициенту сопротивления (если возможно, при режиме турбулентной автомодельности) найти значение е, по которому легко находится е_к.

•.им

8,0006

8,0802

8,84818

8,88812

0,04

0J035

а»

О)

0,025

20 30 40 50 70 100 80 60 90

0,008

8,88804

8.88802 8 888818 8888812 888801

Д. мм

0,018 3J

4000 ГООО 10000 5000 8000 600 900 3000 6000 9000

Рис. 2.2. Относительная шероховатость (в мм):

0,2 j 0,2

Значения j zd/пр. ]~р~^^Рпр^pnp ^pnp

			0.2				0,2
			*jzdpnp*				J Ра р ^dPn"
Гпр			^рпр				^рпр
	^пр
	0,2	0,15	о.ю	0,05	0	0,2	0.15	0,10	0,05
1,05	0	0,0472	0,0953	0,1441	0,1937	0	0,275	0,666	1,333
1,10	0	0,0477	0,0961	0,1451	0,1948	0	0,276	0,670	1,338
1,15	0	0,0479	0,0964	0,1455	0,1952	0	0,277	0,674	1,342
1,20	0	0,0482	0,0969	0,1460	0,1957	0	0,278	0,677	1,346
J,25	0	0,0484	0,0970	0,1466	0,1964	0	0,279	0,679	1,349
1,30	0	0,0486	0,0973	0,1471	0,1969	0	0,280	0,681	1,352
1,35	0	0,0487	0,0977	0,1472	0,1970	0	0,280	0,683	1,355
1,40	0	0,0488	0,0980	0,1474	0,1973	0	0,281	0,685	1,358
1,45	0	0,0490	0,0982	0,1476	0,1976	0	0,282	0,687	1,360
1,50	0	0,0492	0,0984	0,1480	0,1978	0	0,283	0,688	1,361
1,60	0	0,0493	0,0988	0,1485	0,1981	0	0,284	0,690	1,365
1,70	0	0,0494	0,0990	0,1488	0,1987	0	0,285	0,691	1,367
1,80	0	0,0495	0,0992	0,1491	0,1990	0	0,285	0,692	1,368
1,90	0	0,0496	0,0993	0,1492	0,1991	0	0,286	0,693	1,370
2,00	0	0,0497	0,0994	0,1493	0,1992	0	0,286	0,693	1,371
2,20	0	0,0498	0,0996	0,1496	0,1995	0	0,286	0,693	1,372
2,40	0	0,0499	0,0998	0,1498	0,1998	0	0,286	0,693	1,373
2,60	0	0,0499	0,0999	0,1499	0,1999	0	0,286	0,693	1,373
2,80	0	0,0500	0,1000	0,1500	0,2000	0	0,286	0,693	1,373
3,00	0	0,0500	0,1000	0,1500	0,2000	0	0,286	0,693	1,373

Ш.З. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ РАБОТАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Давление на забое работающей газовой скважины можно определить непосредственным измерением глубинным маномегром либо расчетным путем по давлению на устье. Если скважина эксплуатируется но фонтанным трубам (за-трубному пространству), то в затрубном пространстве (фонтанных трубах) будет неподвижный столб газа, как в остановленной скважнне. В этом случае давление на забое можно рассчитать способами, описанными в п. II 1.2.

Однако в практике исследований скважин применение формул при неподвижном столбе невозможно в следующих случаях.

Скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно.

Скважина не имеет фонтанных труб.

Скважина оборудована пакером.

В таких случаях забойное давление определяют по формуле

p.-]/,P²y'*^S + 1.377Х !)<*>, (III.9)

F — В Н

где X — безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; cf_B„ — внутренний диаметр фонтанных труб (эксплуатационных колонн), см; Q — дебит газа при 20 ^СС и 760 мм рт. ст., тыс. м³/сут.

Основные размеры отечественных и зарубежных фонтанных и обсадных труб приведены в табл. II 1.6, II 1.7.

Коэффициент гидравлического сопротивления X зависит от режима движения газа и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых екзажинах основными параметрами, от которых зависит коэффициент являются числе Рейнольдса Re и относительная шероховатость е, определяемые по формулам

Re =k (ШЛО)

е=2/к/Швв, (III. 11)

где /_к — абсолютная шероховатость, мм; Q — дебит газа, тыс. м³/сут; d_BH — внутренний днгметр, см; ₄и — динамическая вязкость, сП; ^ — размерный коэффициент, кг-с^'м⁴.

При 20 ^СС и 760 мм рт. ст. k = 1777; при 0 ^СС и 760 мм рт. ст. k = 1910.

При ламинарном течении X практически не зависит от шероховатости и определяется по формуле

64/Re. (111.12)

При турбулентном течении, которое, как правило, имеет место в газовых

скважинах, 1 является функцией Re и е и определяется по формуле

К =

(111.13)

При больших расходах наступает так называемая турбулентная автомодельность, когда X не зависит от Re и определяется по формуле

>. =

7,41

2 lg

(III.14)

Коэффициент гидравлического сопротивления для известных Re и е можно определить по графику (рис. III. 1), построенному по формуле, идентичной (III.13). Относительную шероховатость е для труб различных диаметров определяют по рис. III.2.

Кривая 3 на рис. II 1.1 показывает границу зоны турбулентной автомодельности, где к зависит только от шероховатости. Абсолютная шероховатость труб зависит от их материала, способа изготовления, а также срока и условий эксплуатации. Сопротивление труб, составленных из отдельных элементов, включает также и местные сопротивления, вызванные небольшими искривлениями труб и неровностями в местах соединений. На сопротивление труб могут влиять наличие твердых и жидких примесей, образование (или удаление) налета на стенках труб, изменяющиеся в зависимости от режима работы скважины.

Если трубы были в эксплуатации длительное время, особенно при наличии в газе агрессивных компонентов и твердых примесей, шероховатость может не соответствовать начальным значениям. В этом случае значение Я, определенное по формулам (III.12)—(III.14) или по графику, не будет соответствовать действительности.

Рис. 2.8. Влияние четкости разделения на требуемое число ступеней

контакта при различных значениях относительной летучести разделяемых компонентов

Концентрация компанбнпюЬ В дистиллят9

охлаждение и конденсацию дистиллята. Поэтому на практике следует отдавать предпочтение не повышению числа тарелок в колонном оборудовании, а совершенствованию их конструкции.

С учетом изложенного можно указать следующие направления снижения энергозатрат на газоразделительных комплексах:

обеспечение дифференциального ввода и отвода тепла в разделительных колоннах;

выбор давления с учетом не только максимальной конденсации целевых компонентов, которые не требуется извлекать из газа;

снижение потерь тепла за счет повышения степени рекуперации энергии отдельных потоков, обеспечения режима работы теплообменников с большим значением коэффициента теплоотдачи.

Наряду с указанным при выборе режима установок низкотемпературной переработки необходимо учесть также следующие обстоятельства:

при проектировании массообменного оборудования, работающего с орошением, следует отдать предпочтение увеличению числа тарелок с тем, чтобы снизить количество орошения. В снижении энергозатрат большое значение имеет также точность определения тарелки ввода сырья в колонны и выбора параметров теплоносителя их испарителей;

высокая четкость предварительного выделения из сырья ме-

ханических примесей и качество хладагента обеспечивают поддержание чистой поверхности теплообменного оборудования и коммуникаций и тем самым снижают расход тепла на перекачку потоков, улучшают эффективность теплообмена;

в отдельные периоды года изменяется температура хладагентов, используемых в технологическом цикле. Учет этого фактора при корректировке режима работы колонны также может привести к снижению энергозатрат;

с повышением степени извлечения отдельных компонентов выше определенного значения резко возрастает расход энергии на процесс разделения. Особенно это касается этана. Следовательно, этот показатель в каждом конкретном случае следует определять на основе подробных технико-экономических расчетов. Такой же подход необходим при регенерации абсорбентов и стабилизации конденсата;

обеспечение хорошей изоляции с целью уменьшения потерь тепла в окружающую среду;

повышение глубины утилизации тепла технологических потоков и дымовых газов;

выбор значения давления в выветривателях, деметанизато-рах и деэтанизаторах во взаимоувязке с параметрами на ступенчатых сжатиях компрессорных агрегатов.

Наряду с указанным на тепловые затраты ГПУ заметное влияние оказывает также состав товарных продуктов: чем уже пределы колебания концентрации отдельных компонентов в них, тем выше энергоемкость установок. Поэтому не следует стремиться к получению особо чистых продуктов, когда в этом нет необходимости. Это, в первую очередь, касается сжиженных газов, ШФЛУ, топливных газов, а также природных и нефтяных газов, закачиваемых в пласт и подаваемых в расположенные поблизости тепловые электростанции.

2.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПО СТВОЛУ ГАЗОВОЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ

Определение пластовых давлений

Природный газ в газовых залежах обычно находится под высоким давлением, которое создается напором краевых или подошвенных вод и давлением вышележащих горных пород.

Горным давлением называется давление, под которым находятся породы, слагающие пласт. Оно создается вышележащими горными породами. Горное давление

Prop = 0₍01gp„L, (2.16)

где д — ускорение свободного падения; р_а — средняя плотность горных пород всех вышележащих пластов с учетом насыщающих их жидкостей; при ориентировочных расчетах р_и = 2,5 кг/м³; L — глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление.

Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного давления. Давление, под которым находится газ в пласте, является важной характеристикой газовой залежи, так как оно определяет значение энергии газа, запасы газа, влияет на дебит газовых скважин и т.п.

Давление на устье закрытой скважины обычно называют статическим давлением. До начала эксплуатации статические давления по скважинам в единой газовой залежи одинаковы.

Устьевые давления определяются с помощью обычных или образцовых манометров.

Пластовым давлением называется давление на забое закрытой газовой скважины.

Пластовое давление в газовой залежи определяется по давлению на забое закрытой скважины. Для большинства газовых месторождений, учитывая относительно небольшие углы наклона пластов, можно с достаточной точностью считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных углах наклона газовой залежи начальные пластовые давления будут отличаться по различным скважинам при одинаковых статических давлениях на устье, причем на своде давления будут меньше, чем на крыльях.

Начальное пластовое давление в большинстве газовых залежей равно гидростатическому, т.е. примерно равно глубине скважины, умноженной на плотность воды и ускорение свободного падения. На практике наблюдаются также и отклонения начального пластового давления от гидростатического.

Известно, что по многим месторождениям значение пластового давления бывает ниже гидростатического. Например, пластовое давление в месторождении Хьюготон (США) равно ЛА МПа при глубине 1000 м, в то время как на месторождении Лак (Франция) начальное пластовое давление равно около 65,0 МПа при глубине 4000 м. Аномально высокие давления часто имеют замкнутые пласты, не имеющие выходов на поверхность, при высоких этажах газоносности (Астраханское месторождение), уплотнении окружающих продуктивных пласт пород.

Значение пластового давления является важной характеристикой месторождений, определяющей запасы пластовой энергии, запасы газа, дебиты газовых скважин и т.д.

В процессе эксплуатации залежи периодически по всем скважинам производится измерение текущих пластовых давления с целью установления распределения давлений по плас-iy. При этом производится также измерение пластового давления в законтурных водяных скважинах.

Для различных расчетов при определении запасов газовых н газоконденсатных месторождений, проектировании разработки необходимо точно знать пластовое давление. Обычно его вычисляют по легко измеряемому статическому давлению на устье скважины. Непосредственно замерить пласто-ное давление глубинными приборами не всегда возможно, к юму же это связано с большими затратами времени и средств.

До начала эксплуатации статические давления по скважинам, приведенные к одной отметке, в единой газовой залежи одинаковы,

Начальные пластовые давления при значительных углах наклона залежи будут отличаться по различным скважинам при практически одинаковых статических давлениях на устье, причем на своде пластовые давления наименьшие, а на крыльях наибольшие. Для большинства газовых и газоконденсатных месторождений, учитывая относительно небольшие утлы наклона пластов, можно с достаточной точностью считать начальное пластовое давление одинаковым во всех точках залежи.

Ориентировочно можно считать, что начальное пластовое давление в большинстве газовых залежей равно гидростатическому. Иногда наблюдаются отклонения начального пластово-ю давления от гидростатического. Чаще всего аномальные давления свойственны газоконденсатным месторождениям на больших глубинах.

Основные размеры отечественных фонтанных и обсадных труб

Трубы	Диаметр труб, мм		Муфты, мм		Долота		л⁵ *вн ^см**
Трубы	^dH	*вн		Дли н а	Но мер	d, мм	л⁵ *вн ^см**
Фонтанные fS ГОСТ 3845—75 *2,С* 3 3,i 'М	48.3 60.3 73,0 88,9 101,6 114.3	40.3 50.3 62,0 59.0 76.0 88,6 100.3	56.0 73.0 89.0 107.0 121.0 132,5	96 110 132 146 150 156			1 063 3 219 9 161 7 149 25 355 54 598 101 500
Обсадные ГОСТ 6238—77	114,3	102.3 100.3 98.3 96.3	133	158 177 *	6в	145	112 041 101 509 91 784 83 819
	127	115 113 111 109	146	165 196*	7	161	201 135 184 243 168 506 153 862
	139,7	127.7 125.7 123.7 121.7 119.7 117.7	159	171 203 *	8	190	339 589 313 816 289 633 266 964 245 737 225 882
	146	133 132 130 128 126 124	166	177 215 *	8	190	416 158 400 746 371 293 343 597 317 580 293 162
	168,3	155.3 154.3 152.3 150.3 148.3 146.3 144.3 140.3	188	184 222 *	10	243	903 352 874'640 819 407 766 999 717 308 670 226 625 65Э 543 611

	Диаметр труб, мм		Муфты, мм		Долота		,5
Трубы	^dH	^dnu	*d_u*	Длина	Но мер	d. мм	'W ^см
Обсадные ГОСТ 6238—77	177,8	163.8 161.8 159.8 157.8 155.8 153.8 149.8	198	184	10	243	1 179 151 1 108 900 1 042 039 978 442 917 989 860 561 754 326
	193,7	179.7 177.7 175.7 173.7 169.7 165.7	216	190 235 *	10 11	243 269	1 873 874 1 771 891 1 674 398 1 581 245 1 407 373 1 249 144
х	219,1	205.1 203.1 201.1 199.1 195.1	245	196 254 *	1 1 12	269 295	3 629 345 3 455 808 3 288 973 3 128 645 2 826 743
	244,5	230.5 228.5 226.5 224.5 220.5 216.5	270	196 266 *	•L 12 13	295 320	6 506 608 6 229 182 5 961 300 5 702 716 5 212 463 4 756 522
	273,1	259.1 257.1 255.1 253.1 249.1	299	203	13 14	320 , 346	11 677 155 11 233 378 10 803 197 10 386 297 9 591 105
	298,5	282.5 280.5 278.5 276.5 274.5	324	203	16	394	17 992 531 17 364 582 16 754 289 16 161 277 15 585 518

Документы

Физические основы добычи газа

Сбор газа на промыслах »

Библиотека »