Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
Предисловие
В предлагаемом читателю справочном пособии «Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» освещен широкий круг вопросов, возникающих перед инженерно-техническими и научными работниками газовой промышленности, занятыми исследованиями, проектированием и эксплуатацией объектов газодобывающих предприятий. Авторами обобщены богатый практический опыт, сведения как из отечественной, так и из зарубежной технической литературы.
Особенность пособия заключается в том, что оно состоит из трех частей: «Технология», «Оборудование» и «Материалы». Авторы впервые предприняли попытку органически и система- тизированно в одной книге осветить вопросы технологии, оборудования и материалов, используемых исследователями, проектировщиками и эксплуатационниками на всех этапах создания газопромысловых объектов (проектирование, строительство, эксплуатация и реконструкция, совершенствование и модернизация).
В первой части освещены исследовательские, проектные и эксплуатационные вопросы технологических процессов добычи углеводородного сырья и проведения промысловых работ и операций по исследованию, интенсификации и капитальному ремонту скважин, приводятся данные о характеристике газопромыслового оборудования.
Во второй части даны описание, условия применения и техническая характеристика основного газопромыслового оборудования. Широко представлены данные о наземном устьевом и подземном скважинном оборудовании, о технике для освоения и ремонта скважин. Авторы удачно систематизировали материал по трубам (насосно-компрессорные, обсадные, бурильные), га- зосепараторам, теплообменному оборудованию, абсорбционнодесорбционному, холодильному, компрессорному, насосному и другим видам техники, что открывает широкие возможности в реализации технологических процессов, изложенных в первой части.
В третьей части приведены основные свойства материалов, химических реагентов и веществ, рабочих жидкостей для глушения, освоения и ремонтных работ на скважинах, а также ■свойства тех реагентов и ингибиторов, которые используют при добыче и подготовке газа и конденсата.
Пособие написано простым, доходчивым языком и рассчитано на широкий круг инженерно-технических и научных работников, занятых в области добычи углеводородного сырья и эксплуатации газопромысловых объектов, а также может быть использовано студентами вузов нефтегазового профиля.
Р. И. ВЯХИРЕВ, первый заместитель министра газовой промышленности СССР
Часть I
ТЕХНОЛОГИЯ
ГЛАВА 1
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ И ПРОДУКТЫ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ
Природный газ, состоящий из метана и в убывающей степени этана, пропана, бутанов и конденсирующихся более тяжелых углеводородов, может содержать инертные (азот, гелий и аргон) и кислые (двуокись углерода, сероводород, меркаптаны) газы, а также другие компоненты.
Природный газ и продукты его переработки — этан, пропан, бутан, пропан-бутан, широкая фракция легких углеводородов, конденсат — являются топливом для промышленных и бытовых потребителей или исходным сырьем для переработки в нефтехимической и химической отраслях народного хозяйства. При использовании природного газа и продуктов его переработки в качестве топлива или сырья к ним предъявляют требования, с одной стороны, по качеству товарной продукции, а с другой — по ограничению уровней возможных загрязнений окружающей среды при сбросе продуктов сгорания в атмосферу (табл. 1.1).
Номенклатура показателей качества жидких топлив и сырья регламентируется ГОСТ 4.25—83.
Природный газ и продукты его переработки, направляемые промышленным и бытовым потребителям, должны отвечать стандартам или техническим условиям их транспортировки, хранения, поставки и использования. Приемку товарных продуктов по качественным показателям производят в пунктах сдачи поставщикам. В случае несоответствия качества товарных продуктов установленным стандартам или техническим условиям их обычно определяют повторно. В спорных случаях представители поставщика и потребителя проводят совместные контрольные либо арбитражные измерения. Результаты оформляют двусторонними актами. Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества товарных продуктов устанавливают по договоренности между поставщиком и потребителем в соглашениях на поставку. При невозможности двустороннего разрешения спорные вопросы решают в арбитражном порядке.
Природный газ. Технические условия или стандарты на природный газ, передаваемый потребителям, должны отражать
Допустимые нормы и опасные концентрации загрязнения воздушных бассейнов отходами промышленных производств
Компоненты
Допустимая норма, мг/м3, на территории
Средняя опасная концентрация, мг/м3, в тече-
особо охраняемой
прочих
средняя за
24 ч
максимально допустимая
средняя за
24 ч
максимально допусти-
1
24
Аммиак
0,20
0,20
0,50
1,50
-
Бензин
1,50
5,00
80,00
240,00
—
—
Фенол
0,01
0,0b
0,20
0,60
—
Фториды
0,01
0,03
0,03
0,10
—
—
Двуокись серы
0,15
0,50
0,50
1,00
•—
2,620
Сероводород
0,008
0,008
. 0,15
0,30
—
—
Серная кислота
0,10
0,30
0,10
0,30
—
—•
Хлор
0,03
0,10
0,30
0,60
— —
—
Сажа
0,05
0,05
0,10
0,10
•—►
—
Двуокись азота
0,085
0,085
0,15
0,50
3,750
0,938
Свинец
0,0007
0,0007
—
0,001
0,002
—.
Пыль парящая
0,15
0,15
0,20
0,20
-—
1,000
Пыль осевшая
150*
150*
200*
200*
—
—
Окись углерода
1,00
3,00
2,00
6,00
0,144
■ —
Фотохимические
.—
■—
—
—
1,400
—
окислители
* В течение года, т/км2.
допустимые содержания сероводорода, воздуха или кислорода, углекислого газа, окиси углерода, а также допустимую влаго- насыщенность, содержание твердых примесей и других компонентов, теплотворную способность и т. п. Различают требования, предъявляемые к природным газам, подаваемым в магистральные газопроводы (табл. 1.2) и коммунально-бытовым потребителям.
Технические требования к качеству природного газа в СССР, подаваемого коммунально-бытовым потребителям по ГОСТ 5542—78
Допускаемые отклонения от номинальной низшей
теплотворной способности, % ......<±10
Содержание сероводорода, мг/м3<20
Содержание аммиака, мг/м3<20
Содержание смолы и пыли, мг/м3<1
Содержание нафталина, мг/м3:
l.V —30.IX<50
LX —30.IV<100
Запах Должен ощущаться при
содержании в воздухе 1% газа
Объемная доля кислорода, %<1
Влажность , кг/1000
Температура, С
Рис. 1.1. Номограмма влажности природных газов при давлении, МПа
Требования к качеству природного газа в СССР, подаваемого в магистральные газопроводы, по ОСТ 51-40—83
Показатели
Климатический район
Метод испытания по гост
умеренный
ХОЛОДНЫЙ
1.V-
30.IX
1.Х—
30.IV
1.V—
30.IX
1.Х—
30.IV
Точка росы газа, °C: по влаге, не более
0
—5
— 10
—20
20060—83
поуглеводородам,
0
0
—5
—10
20061—84
не более
Масса механических при-
0,003
0,003
0,003
0,003
22387.4—77
месей в 1 м3 газа, г, не более
Массасероводорода
0,02
0,02
0,02
0,02
22387.2—83
в 1 м3 газа, г, не более Масса меркаптановой се-
0,036
0,036
0,036
0,036
—
ры в 1 м3 газа, г, не более
Объемная доля кислоро-
1,0
1,0
1,0
1,0
23781—83;
да, %, не более
22387.3—77
Примечания: 1. Климатические районы по ГОСТ 16350—80.
2. Для месторождений, в газах которых содержание углеводородов Сд + не превышает 1 г/см3, точка росы по углеводородам не нормируется.
3. Допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям.
Содержание цианистых соединений в пересчете
на HCN, мг/м3<50
Влагонасыщенность (в %) газа при выходе из источника газа в городскую и поселковую газовую сеть:
l.V —30.IX<20
.Х —30.1 V<35
Содержание окиси углерода в газе сгорания, мг/м3<2
Примечания: 1. Показатели по содержанию аммиака и нафталина для природного газа не определяются.
. В поселках и городах, в которых бытовой газ сжигается только в печах и плитах с вытяжными трубами, разрешается применять газ в неочищенном виде.
Спецификации на поставку газа промышленным и бытовым потребителям включают один или несколько показателей технических условий или стандартов. В основном указываются содержание воды, углеводородов и кислых газов, теплотворная способность и плотность природного газа.
При отборе проб газа для контроля качества должны быть соблюдены условия, исключающие попадание воздуха и посторонних примесей в состав пробы. Пробы отбирают по ГОСТ 18917—82.
Содержание воды в газе определяют по температуре точки росы для данного давления газа. Из номограммы влажности
Рис. 1.2. Зависимость содержания воды в углекислом газе (а) и сероводороде (б) от давления при температуре насыщенных смесей, °C:
1 - 25; 2 — 30; 3 — 40; 4 — 50; 5 — 60; 6—70; 7 — 80; 8 — 90; 9 — 100; 10 — 110; 11 — 120; 12 — 130; 73 — 140
природных газов (рис. 1.1) по температуре точки росы и давлению (рис. 1.2) содержание воды в газе может быть найдено в килограммах на 1000 м3 газа.
Точку росы газа по воде и тяжелым углеводородам рекомендуется определять по ГОСТ 20060—83 (СТ СЭВ 3764—82) и ГОСТ 20061—84 (СТ СЭВ 4491—84).
Температура точки росы газа может быть определена конденсационным методом. Приборы, основанные на этом методе измерения, состоят из камеры давления с термометром и зеркалом. При охлаждении камеры начало конденсации легко находят визуально, а температуру точки росы — по термометру. Указанным способом определяют температуру точки росы природных газов по воде и тяжелым углеводородам.
В тех случаях, когда требуется непрерывно фиксировать температуру точки росы природного газа по воде, применяют приборы, основанные на принципе измерения электропроводности гигроскопической соли. Влага из потока анализируемого газа поглощается гигроскопической солью. Как правило, используют соли с радикалом Р2О5. При поглощении влаги происходит электролитическое разложение воды на водород и кислород. Значение тока электролиза (чем выше влажность, тем больше ток) является мерой содержания воды в анализируемом природном газе.
По составу газа можно рассчитать содержание тяжелых углеводородов в природном газе, его теплотворную способность
и плотность. Оценить их содержание можно, используя малые низкотемпературные конденсационные установки.
Плотность определяют взвешиванием заданного объема газа и сравнением его с весом того же объема воздуха. Плотность можно также рассчитать, если известны состав газа и коэффициент сжимаемости.
Содержание кислых газов — сероводорода (ГОСТ 22387.2— 83), двуокиси углерода, сероуглерода, меркаптанов — находят с помощью сорбционных методов или хроматографов. Содержание меркаптановой серы находят по поглощению ее раствором уксуснокислого кадмия и при последующем йодометрическом определении сульфида в поглотительном растворе или фотоко- лориметрическом определении метиленовой сини с диметилпарафенилендиамином в присутствии хлорного железа.
Теплотворная способность природных газов может быть определена калориметрическим способом по ГОСТ 22387.1—77. Сущность метода заключается в непрерывном сжигании в калориметре газа замеренного объема и измерении выделившегося тепла, поглощаемого непрерывно протекающим потоком воды.
Определение наличия механических примесей и их количественная оценка производятся по ГОСТ 22387.4—77 методом фильтрации анализируемой представительной пробы газа через стандартные фильтры-аллонжи с последующим определением привески на фильтре взвешиванием его до и после отбора пробы.
Содержание кислорода в природном газе допускается находить по методам, описанным в ГОСТ 23781—83 и ГОСТ 22387.3—77. Сущность метода заключается в поглощении кислорода раствором пирогаллола А из газа, предварительно освобожденного от кислых компонентов, и в определении количества поглощенного кислорода.
Природный газ пожаровзрывоопасен. Условия безопасности работы с природным газом регламентируются «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» и «Правилами эксплуатации магистральных газопроводов».
Пределы взрываемости (объемная доля) природного газа (в смеси с воздухом) и его компонентов в воздушной среде, %
Природный газ с относительной плотностью 0,6 ....4,5—14,5
Метан 5,0—15,0
Этан 2,9—13,0
Пропан 2,1—9,5
н-бутан 1,8—8,4
Изобутан 1,8—8,4
«-пентан 1,4—8,3
Изопентан 1,4—8,3
Гексан 1,2—7,7
Гептан'.1,0—7,0
Октан 0,96
Нонан .. 0,87—2,9
Декан 0,78—2,6
Конденсат. Тяжелые углеводороды, конденсирующиеся из газа в процессе его добычи или переработки, представляют собой газовый конденсат — группу углеводородов С5 плюс высшие— другой важнейший товарный продукт газодобывающих и газоперерабатывающих предприятий. Конденсат используется, как и нефть, в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газобензиновых заводах для получения бензина.
Конденсаты, выделенные из газов различных месторождений, заметно отличаются между собой по фракционному составу: метановые или парафиновые, нафтеновые или ароматические и т. д. Сорт конденсата (стабильный или нестабильный, содержащий наряду с С5 и более легкие компоненты) определяется упругостью его паров и выкипанием при температуре 50 °C и атмосферном давлении (25—85%). Температура точки конца кипения большинства конденсатов лежит в пределах 150—190 °C, хотя иногда превышает и 300 °C (для месторождений с нефтяной оторочкой). Упругость пара стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при атмосферном давлении обеспечивалось хранение его в жидком состоянии при температуре до 37,8 °C. Такие параметры конденсата, как плотность, концентрация примесей, цвет, содержание серы и парафина, определяют стандартными методами, используемыми при анализе нефти и нефтепродуктов.
Стабильный газовый конденсат, применяемый в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, должен отвечать отраслевому стандарту Министерства газовой промышленности СССР ОСТ 51.65—80. В зависимости от содержания нормируемых примесей установлены две группы товарного стабильного конденсата (табл. 1.3).
Наряду с требованиями ГОСТ 19121—73 содержание серы оценивается по коррозионной активности на медной пластинке и может быть определено в соответствии с требованиями ГОСТ 1437—75 и 1431—85, содержание парафина — ГОСТ 1 1851—85.
В конденсате допускается (0,1—0,5%) содержание воды в пределах, несколько меньших, чем для сырой нефти (0,5—1%).
Стабильный газовый конденсат, являющийся жидким горючим продуктом, по токсикологической характеристике относится к веществам 4-го класса опасности (ГОСТ 12.1.007—76). Санитарными нормами устанавливается предельно допустимая концентрация паров углеводородов (в пересчете на углерод) в рабочей зоне, равная 300 мг/м3.
Пары конденсата образуют с воздухом взрывоопасные смеси с объемным содержанием 1,4—8%. Температура вспышки паров конденсата ниже 0°С, температура самовоспламенения 380 °C и более. Транспортировку и хранение стабильного газового конденсата производят в соответствии с ГОСТ 151'0—84 и «Пра-
Технические требования к качеству стабильного газового конденсата (ОСТ 51.65—80)
Показатели
Норма для бильного
I
группы ста- конденсата
II
Давление насыщенных паров в мм рт. ст. (Па), не более:
l.V —30.IX
1.Х—30.IV
Массовая доля воды, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Удельная масса хлористых солей, мг/л, не более
Массовая доля общей серы, %
Плотность при 20 °C, г/см3
700 (93 325)
500
(66 661) 0,1
0,005
10
Не нормируй ление по тр< требителя Не нормируе ление обяза!
700 (93 325) 700 (93 325) 0,5 0,05
Не нормируется ;тся. Опреде- ;бованию по
тея. Опреде- 'ельно
Примечание. Лето — 1.V — ЗОЯХ; зима — 1.Х — 30.IV.
вилами безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов».
Жидкие продукты газоперерабатывающих предприятий — этан, пропан, бутан, пропан-бутан, широкая фракция углеводородов — характеризуются такими показателями, как упругость паров, плотность, содержание легких фракций, цвет, содержание примесей и воды (табл. 1.4).
Сжиженные углеводородные газы, поставляемые в качестве топлива для коммунально-бытовых, энергетических и других целей, регламентируются ГОСТ 20448—80 (табл. 1.5, 1.6).
Таблица 1.4
Углеводород
t, °C
р, МПа
Углеводород
t, °C
р, МПа
Этан
10
3,23
Бутан
10
0,15
32,2*
4,98
37,8
0,37
Пропан
10
0,65
65,6
0,77
37,8
1,34
93,3
1,39
65,6
2,53
121,1
2,39
93,3
4,15
148,9
3,73
96,7*
4,34
151,7
3,87
* Критическая температура.
Технические требования к сжиженным техническим углеводородным топливным газам
Показатели
Норма для марки
пропан
бутан
смесь пропана и бутана
Объемный компонентный состав, %:
этан-этилен
<4,0
Отсутствует
<4,0
пропан-пропилен бутан-бутилены
>93,0
<3,0
<4,0
>93,0
93,0
пентан-амилены
Объемная доля жидкого остатка при температуре, °C:
Отсутствует
<3,0
<3,0
—20
<2,0
Не нормируется
—
20
Избыточное давление насыщенных паров, МПа, при температуре, °C:
Отсутствует
<2,0
<2,0
—20
<0,16
Не нормируется
—
45
<1,6
0,42—0,5
<1,6
Содержаниесероводорода,
мг/м3
<50
<50-
<50
Примечания: 1. Соотношение пропана и бутана в смеси этих газов устанавливается по соглашению между поставщиком и потребителем, а жидкий остаток и давление насыщенных паров при 20 °C в зависимости от соотношения пропана и бутана в смеси.
2. Запах должен ощущаться при содержании в воздухе 0,5% газа.
3. Допускается по требованию потребителя в зимнее время поставлять для газобаллонных автомобилей технический пропан с повышенным содержанием этан-этилена (с соответствующим уменьшением пропан-пропилена). Упругость паров при этом должна быть не менее 0,1 МПа.
Товарный пропан — это жидкость, содержащая не менее 93% пропана или пропилена, упругость паров которой при 45 °C не превышает 1,6 МПа. Содержание бутанов-бутенов допускается до 3%, этана-этилена (до 4%) ограничивается максимальным давлением паров. Предъявляемые к товарному пропану требования по коррозионной активности, содержанию серы, влажности и плотности регламентируются техническими условиями на его поставку. Если пропан используется в качестве моторного топлива, то ограничивается допустимое содержание пропилена. Жидкий остаток при —20°C ограничивается 2%, содержание сероводорода — 50 мг/м3 газа.
Товарный бутан — жидкость, содержащая в основном (не менее 93%) бутаны или бутены и имеющая упругость паров не более 0,5 МПа при 45°C. При атмосферном давлении температура испарения товарного бутана (объемная доля 95%) не должна превышать 1,2 °C. Требования по ограничению примесей в товарном бутане аналогичны требованиям, предъявляемым к товарному пропану. Содержание пропана-пропилена ограничи-
Технические требования к сжиженным, техническим, углеводородным топливным газам для коммунально-бытового потребления (свободная вода и щелочь отсутствуют)
Показатели
Норма для марки
смесь пропана и бутана технических
бутан технический БТ
зимняя
летняя
Массовый компонентный состав, %:
сумма метана, этана и этилена
<4
<6
<6
сумма пропана и пропилена
>75
>34
-—
<34
сумма бутанов и бутиленов
-—
—
>60
Объемная доля жидкого остатка (в том числе Cs+) при 20 °C, % Избыточное давление насыщенных паров, МПа, при температуре, °C:
<20
<60
—
<2
<2
—20
0,16
—
—
45
1,6
1,6
1,6
Содержание сероводорода, мг/м3
<50
<50
<50
Содержание общей серы, %
<0,015
<0,015
<0,015
Содержание газа в воздухе, %, при котором ощущается запах
0,5
0,4
0,3
Рис. 1.3. Зависимость упругости паров жидких углеводородов от температуры при упругости пара по Рейду (при 38 °C) в кПа:1 — 234; 2 — 179; 3 — 124; 4 — 96; 5 — 83; 6 — 76; 7 — 69; 8 — 62Рис. 1.3. Зависимость упругости паров жидких углеводородов от температуры при упругости пара по Рейду (при 38 °C) в кПа:1 — 234; 2 — 179; 3 — 124; 4 — 96; 5 — 83; 6 — 76; 7 — 69; 8 — 62
Рис. 1.3. Зависимость упругости паров жидких углеводородов от температуры при упругости пара по Рейду (при 38 °C) в кПа:
1 — 234; 2 — 179; 3 — 124; 4 — 96; 5 — 83; 6 — 76; 7 — 69; 8 — 62
Рис. 1.3. Зависимость упругости паров жидких углеводородов от температуры при упругости пара по Рейду (при 38 °C) в кПа:
1 — 234; 2 — 179; 3 — 124; 4 — 96; 5 — 83; 6 — 76; 7 — 69; 8 — 62
При концентрациях в воздухе пропана от 2,3 до 9,5%, изобутана от 1,8 до 8,4%, н-бутана от 1,5 до 8,4% сжиженные газы образуют взрывоопасные смеси. Содержание сжиженного газа в воздухе в количествах, снижающих объемную концентрацию в нем кислорода от 21 до 15—16%, может привести к удушью.
При производстве, хранении, транспортировке и применении сжиженных газов необходимо соблюдать «Правила безопасности в газовом хозяйстве» и «Правила эксплуатации кустовых баз и газонаполнительных станций сжиженных углеводородных газов».
Хранение газового конденсата и товарных продуктов, извлекаемых из природных газов, должно обеспечивать минимальные их потери от испарения, которые зависят от упругости паров конденсата и товарных продуктов переработки природных газов (рис. 1.3, табл. 1.7). Общие объемные потери от испарения не должны превышать 1,25—4,5% углеводородных жидкостей, подлежащих хранению.
ГЛАВА 2
ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ГАЗА И ЖИДКОСТИ
Основу измерительных комплексов составляют измерительные устройства (датчики расхода), преобразователи и приборы, регистрирующие расход и количество газов и жидкостей.
Методы измерения по принципу действия условно могут быть разделены на две большие группы:
гидродинамические, в основу которых положены гидродинамические явления, наблюдаемые при протекании потока через различные устройства или обтекании потоком различных тел;
электромагнитные, тепловые, ультразвуковые и оптические, в основе которых лежат соответствующие физические явления.
Таблица 1.7
Фугитивность паров легких углеводородов при температурах —20 °C и +45 °C
Фугитивность углеводородов, Па
Давление, МПа
СЩ
СаНе
с3н8
изо-С^Ню
Н-С4Н10
И30-С5Н12
Н-С5Н12
Температура —20 °C
0,1
14,50
1,15
0,25
0,08
0,046
0,014
0,009
0,5
11,0
1,20
0,26
0,09
0,050
0,018
0,013
1,0
10,00
1,37
0,32
0,12
0,070
0,027
0,019
1,5
9,90
1,47
0,36
0,13
0,105
0,036
0,025
2,0
9,20
1,56
0,42
0,19
0,152
0,050
0,038
2,5
8,75
1,72
0,52
0,24
0,195
0,075
0,057
3,0
8,10
1,98
0,66
Температ
0,34
ура 45 °C
0,258
0,108
0,081
0,1
18,90
4,29
1,250
0,535
0,405
0,1685
0,1300
0,5
16,00
4,37
1,300
0,580
0,440
0,2045
0,1535
1,0
14,25
4,45
1,410
0,700
0,447
0,2450
0,1925
1,5
12,80
4,51
1,515
0,817
0,585
0,2920
0,2325
2,0
12,20
4,55
1,715
1,010
0,720
0,3700
0,2960
2,5
10,56
4,69
2,015
1,250
0,935
0,4945
0,3845
3,0
10,35
4,80
2,345
1,475
1,110
0,6675
0,5250
По принципу регистрации методы измерения могут быть разделены на динамические (измерение скорости), объемные (измерение объема) и массовые (измерение массы).
В зависимости от условий эксплуатации применяют приборы как для хозрасчетных стационарных, так и для оперативных и временных измерений. Особую группу приборов и расходоизмерительных комплексов составляют образцовые замерные устройства.
Метод измерения расхода газов и жидкостей по переменному перепаду давления прост в реализации, хорошо изучен и, по существу, является единственным стандартизированным методом для хозрасчетных измерений. Основные положения метода изложены в «Правилах РД 50—213—80 для измерения расхода газов и жидкостей сужающими устройствами Госстандарта СССР» (введены в действие с 1.07.82) и в Международном стандарте ИСО 5167.
В большинстве расходоизмерительных комплексов находят применение диафрагменные сужающие устройства. В целях снижения безвозвратных потерь давления вместо диафрагм могут быть использованы трубы Вентури или расходомерные сопла.
Основные уравнения объемного расхода имеют вид при измерении: сухого газа
Q = 0,2109a6№id22t,j/’^-;(2.1)
сухой части влажного газа
Q = 3,553a#А Ms ^.^^Д^^,(2.2)
жидкостей
(2 = 0,0125а№ЛКДр7р,(2.3)
где Q — объемный расход при стандартных условиях (ГО 1,325 кПа и 293,15 К), м3/ч; а, е — соответственно коэффициенты расхода и расширения газа сужающего устройства; Kt— коэффициент температурного расширения сужающего устройства; d^Q— диаметр отверстия сужающего устройства при стандартных условиях, мм; р— давление перед сужающим устройством, МПа; Ар — перепад давления на сужающем устройстве, МПа; Рв.п — давление насыщенного водяного пара (справочное значение), МПа; р — плотность газа или жидкости при стандартных условиях, кг/м3; ф — относительная влажность газа, доли ед.; z — коэффициент сжимаемости; Т — абсолютная температура, К.
Приведение объемного расхода газа к иным стандартным условиям осуществляется введением поправочных коэффициентов (табл. 2.1).
При использовании поправочных коэффициентов для нахождения расхода газа в искомых условиях по значению расхода Таблица 2.1
Поправочные коэффициенты по приведению расхода газа к различным стандартным условиям по РД 50-213—80 «Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами» (М.: Изд-во стандартов, 1982)
Единица измерения
Коэффициент
Па
бар
атм
Па
1,0
10-5
0,98692-Ю-5
бар
105
1,0
0,98692
атм
101,048-Юз
1,01325
1,0
кгс/см2
98,0665-103
0,980665
0,96784
мм рт. ст.
133,322
1,3332-Ю-з
1,3158-Ю-з
мм вод. ст.
9,80665
0,980665-10"4
9,6784-Ю"5
Продолжение табл. 2.1
Единица измерения
Коэффициент
кгс/см2
ММ рт, ст.
ММ вод. ст.
Па
1,01972-10-5
7,5-Ю-з
0,10197
бар
1,01972
750,075
10 197
атм
1,0332
760,00
10 341
кгс/см2
1,0
735,56
1018
мм рт. ст.
1,3595-Ю-з
1,0
13,595
мм вод. ст.
ю-4
7,3556-10-2
1,0
Таблица 2.2
Предельные значения числа Рейнольдса (Re) и коэффициента расхода а для стандартных диафрагм, сопел и труб
Модуль диафрагмы m=d161jD3?
Re для
а для
диафрагм
сопел и труб Вентури
диафрагм
сопел и труб Вентури
0,05
23 000
60 000
0,598
0,987
0,10
30 000
66 000
0,602
0,989
0,15
40000
80 000
0,608
0,993
0,20
57 000
90 000
0,615
0,999
0,25
75 000
110 000
0,624
1,007
0,30
93 000
125 000
0,634
1,017
0,35
110 000
140 000
0,645
1,029
0,40
130 000
165 000
0,660
1,043
0,45
150 000
175 000
0,676
1,060
0,50
185000
190 000
0,695
1,081
0,55
210 000
195 000
0,720
1,111
0,60
240 000
200 000
0,740
1,142
0,65
270 000
210 000
0,768
1,183
0,70
300 000
—
0,802
—
газа в заданных условиях необходимо быть уверенным, что измерения расхода в заданных и искомых условиях выполнены по одной методике.
Для других методик измерения перерасчет должен осуществляться через сравнение произведений поправочных коэффициентов при У Ар и заданных и искомых условиях. В особенности это касается измерения расхода газов с помощью расходоизмерительных комплексов, применяемых в зарубежной практике.
Коэффициенты расхода а для нормальных сужающих устройств, установленных в трубопроводах с гладкими стенками, зависят от модуля т сужающего устройства и режима течения, определяемого Re трубы. Выше некоторых предельных значений Re трубы коэффициенты расхода становятся постоянными и зависят только от модуля. Шероховатость трубопровода увеличивает коэффициент расхода. Для диафрагм влияние шероховатости возрастает с увеличением модуля. На коэффициент расхода значительно влияет состояние входной кромки диафрагмы, которая с течением времени затупляется, снижая этот коэффициент.
Приведенные в табл. 2.2 значения коэффициентов расхода являются исходными. К ним должны быть введены поправки на остроту входной кромки, шероховатость труб, вязкость протекающей среды (если измерения производят не в зоне гидравлической автомодельности). Значения поправочных коэффициентов могут быть заимствованы из Правил РД 50-213—80.
Стандартная диафрагма для измерения расхода представляет собой сужающее устройство в виде плоского диска с концентрическим отверстием для истечения газа и жидкости.
Диафрагмы используют для установки в трубопроводах диаметром не менее 50 мм. Модуль или отношение площади отверстия диафрагмы к площади сечения трубопровода находится в пределах 0,05стс0,7. Со стороны входа потока отверстие диафрагмы имеет цилиндрическую форму, со стороны выхода — коническую. Образующая цилиндрической части со стороны входа потока должна быть перпендикулярна к плоскости диска диафрагмы и оси потока. Угол между образующими цилиндрической и конической частей отверстия диафрагмы должен быть не менее 30°, обычно он составляет 45°. Толщина 6 диска диафрагмы в зависимости от ее диаметра D должна быть 6 <0,052), а длина цилиндрической части отверстия 6х <0,022). Для трубопроводов большого диаметра допускается 6 = 6\ Отклонение действительного диаметра отверстия диафрагмы от расчетного при модуле т<0,45 не должно превышать 0,1%, при модуле 0,45 —0,05%.
Стандартные сопла и трубы Вентури могут быть использованы вместо диафрагм для измерения расхода газа или жидкости. Стандартные сопла имеют продольную часть со стороны входа потока и цилиндрическую часть, заканчивающуюся на выходе острой кромкой.
Трубы Вентури состоят из трех частей и отличаются от стандартных сопел наличием конической расширяющейся части на стороне выхода потока. Профильные части сопел и труб Вентури со стороны входа потока должны быть гладко отшлифованы. Угол ф конусности диффузора на выходе потока из труб Вентури обычно составляет 5°<ф<30°. Указанные в табл. 2.2 коэффициенты расхода действительны при тщательной установке измерительных сужающих устройств в измерительных линиях.
Сужающие устройства устанавливают в прямолинейном участке трубопровода. Направление проходящего потока должно соответствовать направлению, указанному на кольцевой камере или маркировочной пластине. Длина патрубка перед сужающим устройством должна обеспечивать нормальное распределение профиля скоростей по сечению потока. Это возможно, если длина патрубка перед сужающим устройством не менее 202).
Применение пластинчатых или трубчатых струевыпрямителей уменьшает длину участка трубопроводов перед сужающим устройством. Длина прямого участка трубопровода за сужающим устройством должна быть не менее 52). Отбор давления для измерения перепада давления осуществляется с плюсового и минусового штуцеров камер, в которых размещается сужающее устройство. Штуцера для отбора давления, измерения тем-
пературы и плотности протекающего потока необходимо ставить в верхней части сечения трубы.
Указанные рекомендации имеют большое значение, которое увеличивается с ростом модуля сужающего устройства и числа Рейнольдса. В этой связи для повышения точности измерения больших расходов газа или жидкости оправданы рекомендации по увеличению числа измерительных линий.
При выборе сужающих устройств обычно учитывают следующие факторы: их стоимость, потери давления; сложность изготовления и монтажа; длину прямых участков измерительных линий; условия износа и скорость движения потока. Наибольшие потери давления возникают в диафрагмах, наименьшие — в трубах Вентури.
В газовой промышленности наибольшее распространение получили диафрагменные сужающие устройства, как наиболее простые для обслуживания, ревизии и монтажа. В практике эксплуатации расходоизмерительных комплексов возникает необходимость периодической поверки сужающих устройств, их очистки или замены. Снятие и установку сужающих устройств производят обычно после перекрытия запорных устройств на входе и выходе измерительных линий и после стравливания из них газа или жидкости. Указанная операция может быть осуществлена и под давлением, если конструкция камеры для установки сужающих устройств обеспечивает такую возможность.
Для стандартных расходоизмерительных устройств, работающих по переменному перепаду давления, точность измерения лежит в пределах 1—2%, хотя известны случаи измерения расхода с большей точностью.
ГЛАВА 3
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОЦЕНКА
ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ
Характеристика месторождений. Природные углеводороды (газ, газовый конденсат, нефть) приурочены, как правило, к осадочным отложениям пористых и проницаемых пород, способных содержать и отдавать эти флюиды при разработке месторождений.
Углеводородсодержащие породы-коллекторы подразделяют на гранулярные (терригенные), трещинные и трещиновато-пористые (смешанные). Гранулярные или терригенные коллекторы сложены песчано-алевролитовыми породами, известняками и доломитами. Трещинные коллекторы сложены как осадочными, так и изверженными метаморфическими породами. Смешанные коллекторы представлены и теми и другими видами горных пород.
Рис. 3.1. Диаграмма фазового состояния (р—V—Г) для многокомпонентных смесей:
0; 20; 40; 60; 80; 100 — линии постоянного объема пара в системе газ — жидкость; С — критическая точка; N — криконденбар — максимальное давление на линии точек кипения, при котором может существовать жидкость; М — крикондентерм — максимальная температура на линии точек росы, при которой жидкость и пар могут существовать в равновесии; Е — точка гиД- ратообразования; АВДЕ — изотерма петро- градной конденсации; месторождения: / — нефтяные; // — нефтегазоконденсатные; III— газоконденсатные; IV — газовые; V— газогидратные
К важнейшим параметрам коллекторов относят пористость, проницаемость и насыщенность флюидами. Для трещинных и трещиновато-пористых коллекторов характерным параметром является трещиноватость горных пород.
В зависимости от характера флюидов, находящихся в продуктивном пласте, ^р—V—Т) -состояния этих флюидов месторождения природных углеводородов классифицируют на нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные, газовые и газогидратные. На рис. 3.1 представлена типичная диаграмма фазового состояния (р—V-—7) флюида для многокомпонентных углеводородных смесей. Нефтяные месторождения (/) могут существовать при температурах ниже критической (левее точки С). Различают нефтяные месторождения с давлением выше давления насыщения (зона I, выше точек кипения), нефтяные месторождения с давлением, равным давлению насыщения (зона /, кривая точек кипения), и нефтяные месторождения с давлением ниже давления насыщения (зона /, ниже точек кипения) или так называемые двухфазные нефтяные месторождения (нефть и газовая шапка). Характерен для всех нефтяных месторождений процесс выделения газа при снижении давления и постоянной температуре.
В ретроградной области (на рис. 3.1 заштрихована) имеет место обратное явление. При снижении давления при постоянной температуре (например, изотерма АВДЕ) в ретроградной области наблюдается выделение жидкости (конденсация углеводородов). В этой области между критической точкой (С) и криконденбаром (N) лежит зона II— зона существования нефтегазоконденсатных месторождений. В этой же ретроградной области между криконденбаром ^М) и крикондентермом (М) лежит зона III — зона существования газоконденсатных месторождений.
Нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения могут быть как недонасыщенными (пластовое давление выше
давления точек кипения), насыщенными (пластовое давление равно давлению точек кипения), так и двухфазными (пластовое давление ниже давления точек кипения).
Зона IV правее точки М (крикондентерм) и ниже линии точек росы представляет зону существования газовых месторождений. В этой зоне снижение давления при постоянной температуре не приводит к возникновению углеводородной жидкой фазы. Наконец, левее точки Е (точка гидратообразования) находится зона V — зона существования газогидратных залежей.
Пластовое начальное давление в месторождениях, как правило, соответствует гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания продуктивного коллектора. Известны месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями (давление в пласте выше гидростатического) и с аномально низкими пластовыми давлениями.
Определение запасов газа и газового конденсата и оценку добывных возможностей определяют с помощью метода материального баланса. Значение пластового давления приводят к отметке газоводяного контакта или к середине этажа газоносности пласта-коллектора. Для подсчета запасов газа объемным методом или по методу падения давления используют значение средневзвешенного по объему залежи пластового давления. Для слоистой модели пласта, используя карту изобар, это давление находят по формуле
J Р dQ 2 ptFihi
р=4— (3.1)
J рЙ2 Fihi
о1=1
где pt — пластовое давление в i-м объеме Fihi; Fi — площадь, заключенная между двумя соседними линиями равных произведений VphV\ hi — эффективная толщина в пределах F^ Q— объем порового пространства пласта-коллектора.
Потенциальные запасы газа в пласте-коллекторе объемным методом определяют по формуле
<2=ГЛт^--К-^“г’<32>
Рст 1 цл
где F—площадь газоносности, м2; h — средневзвешенная эффективная толщина пласта-коллектора, м; т — средневзвешенная по объему газовой залежи пористость, доли единицы; рн — начальное средневзвешенное по газонасыщенному объему залежи пластовое давление, МПа; гн— коэффициент сжимаемости при давлении ри (безразмерный); Тпл— пластовая средневзвешенная по газонасыщенному объему залежи температура, К;
аг=(1—SB)—средневзвешенный по газонасыщенному объему коэффициент газонасыщенности порового объема, доли единицы; SB — средневзвешенная водонасыщенность, доли единицы; Рет, Т'ст — стандартные давление и температура, соответственно в МПа и К.
При подсчете запасов по формуле (3.2) значения средневзвешенных эффективной толщины h и пористости т находят, пользуясь картами изопахит, по формулам
№
h= ;(3.3)
S Ft i=i
N^i
т=Ч,(3.4)
2 htFi i=i
где Ft — площадь газоносности между двумя соседними изопахитами; hi — средняя эффективная толщина в пределах Fr, mi — средняя пористость; п — число изопахит.
Аналогичным образом определяют средние проницаемость К и коэффициент продуктивности Khjp.
При газовом режиме естественного истощения пласта запасы газа подсчитывают по методу падения давления по формуле, вытекающей из материального баланса:
(3.5)
где QA06 — объем накопленной добычи к моменту времени t\ Pt, zt — средневзвешенные текущее пластовое давление и коэффициент сжимаемости.
При выработке месторождения на конечной фазе его разработки, когда Pt = pK и Zt = zK, первоначальные запасы газа определяют по формуле
Q3 = Fhm (аг. (3.6) 3 ZK у рстТпл Г V '
При этом коэффициент конечной газоотдачи пласта находят из выражения
P=<WQ3=1P=<WQ3=1Рк£н_Рн^кРк£н_Рн^к(3.7)(3.7)
P=<WQ3=1
P=<WQ3=1
Рк£н_
Рн^к
Рк£н_
Рн^к
(3.7)
(3.7)
Коэффициент текущей газоотдачи может быть определен из выражения (3.7) при замене Qдoб = Qt; Рк=Рг, z^z-t.
Запасы газового конденсата рассчитывают по запасам газа, если известны результаты термодинамического анализа (р—V—Г) газоконденсатной смеси, используя формулу
(Qk)s—Ю 6Qa^KpK,(3.8)
где (9к)з — запасы конденсата, т; дк— содержание конденсата в газе, см3/м3; рк — плотность конденсата, г/см3.
При водонапорном режиме, зная на момент времени t объем добытого газа QA06 и объем вторгшейся в залежь воды QB(/), начальные запасы газа определяют по формуле
Q3 =Q3 =(3.9)(3.9)9доб Qb(0 " z g I ^ПЛ
Q3 =
Q3 =
(3.9)
(3.9)
~ГPt ZH V
П Н СТ
В зависимости от количества вторгающейся пластовой воды различают активный водонапорный режим (PiZ^p^zt во времени не изменяется) и водонапорный режим [частичное замещение объема добытого газа Q^ объемом вторгшейся воды QB(OL Степень активности воды находят по отклонению величины PtZ^pKzt при изменении режима от водонапорного к газовому. Значение QB(0 определяют на основании специальных расчетов или фактических данных. При защемлении газа за фронтом его вытеснения вторгающейся в залежь водой объем защемленного газа должен быть учтен в формуле (3.9).
Применение метода падения давления позволяет уже при отборе 4—6% начальных запасов газа довольно точно определять запасы и ускорять промышленную разведку месторождения. При этом приведенное текущее средневзвешенное давление находят по формуле
(3.10)(3.10)^н(Рн/2н) (РстТцл/Тст^доб
(3.10)
(3.10)
где Q/ = fiH—QB(0 —объем порового газонасыщенного пространства пласта к моменту времени t; Qs^t)—суммарный объем вторгшейся в залежь воды к моменту времени t.
При газовом режиме QBU)=O уравнение (3.10) записывают в виде
Pt/2t= Ph/Zh — Е (рст7'пл)/(Нц7'ст) J Qдoб• (3.1 1)
Оценка уровней отборов и компонентоотдачи пластов. В процессе разработки месторождений природного газа по мере роста накопленного отбора дебит скважин снижается. Если по исследованиям кернового материала известны пористость т, 24
Рис. 3.2. Зависимость относительного (к начальному) дебита скважины от относительного (к запасам) накопленного отбора газаРис. 3.2. Зависимость относительного (к начальному) дебита скважины от относительного (к запасам) накопленного отбора газа
Рис. 3.2. Зависимость относительного (к начальному) дебита скважины от относительного (к запасам) накопленного отбора газа
Рис. 3.2. Зависимость относительного (к начальному) дебита скважины от относительного (к запасам) накопленного отбора газа
проницаемость К и водонасыщенность 5В отдельных п пропластков всей газоносной толщи, то можно построить график (рис. 3.2) зависимости относительного (к начальному) дебита скважины от относительного (к запасам) накопленного отбора из пласта. При этом относительный дебит q и относительный отбор Q определяют из выражений
КгЬ^Рг/Рн^
2 тг{\ — SB)(1 —pifp^hi
Q = -^-=‘^—n■(313)
2 mtU-SB)hi i=i
Построение зависимости (см. рис. 3.2) позволяет оценивать добывные возможности пласта-коллектора во времени и определять необходимое число добывающих эксплуатационных сква
жин при заданном годовом уровне отбора газа из месторождения.
Уровень годового отбора газа из месторождения рассчитывают в каждом конкретном случае на начальной стадии его освоения, т. е. на стадии создания проекта опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) и составления технико-экономического обоснования добычи газа. В дальнейшем по мере накопления информации по результатам ОПЭ уровни годового отбора газа из месторождения уточняются в проектах и анализах разработки месторождения. Как правило, уровни годового отбора газа из месторождений составляют 2—4% от извлекаемых запасов, по отдельным месторождениям-регуляторам уровень годового отбора газа из месторождений достигает 10%, а в некоторых случаях — и более. Освоение и эксплуатация месторождений на всех стадиях их разра-
ботки регламентированы «Правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений».
В процессе эксплуатации и оценки добывных возможностей месторождений большое значение имеет информация о газо- и конденсатоотдаче пластов.
Коэффициент К объемной компонентоотдачи — отношение объема Qa добытого из пласта компонента к его геологическим запасам Q3. Различают конечный (окончание эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Выражая К в процентах, получаем
(3.14)(3.14)Ki - (QAi/Q3t-) 100 = (1 — Qoi/Qai) 100,
(3.14)
(3.14)
где i— рассматриваемый компонент пластового газа (метан, этан, ..., гелий, сероводород и т. д.); Qoi — остаточные запасы данного компонента.
Если рассматривать газ как смесь углеводородных компонентов С1-С4, а конденсат как смесь Cs+, то коэффициенты газо- и конденсатоотдачи можно выразить следующим образом (В %):
Кг=^100; Кк = -^.(3.15)
5 Q3Ci i=i
Из практики эксплуатации отечественных и зарубежных месторождений следует, что при режиме естественного истощения конечный коэффициент газоотдачи составляет 85—95%, в то время как конечный коэффициент конденсатоотдачи 30—60%, а при благоприятных факторах до 75%.
Основные факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи: режим эксплуатации месторождения; средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление; площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; тип месторождения (пластовое, массивное); темп отбора газа; охват пласта вытеснением (при естественном или принудительном воздействии на пласт); размещение скважин на структуре и площади газоносности; состояние вскрытия пласта скважиной и конструкция скважины; виды работ по интенсификации скважин.
Объем остаточного Qor в пласте газа в конце разработки месторождения выражают уравнением
<?0Р=Й„4^ + (Ян-е„)^-а,(3.16)
ZKZB
где QH, Qk — начальный и конечный газонасыщенные объемы порового пространства пласта, м3; pK/zK, р^£в— конечные средневзвешенные по газонасыщенному (индекс к) и обводненному (индекс в) объемам порового пространства пласта безразмерные (отнесенные к атмосферному давлению) приведенные (разделенные на соответствующие коэффициенты сверхсжимаемости z газа) давления; сс = а(рв, Q^lQs, рн)—коэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (йн—йк) зоны порового объема пласта, доли единицы; Q(Z)—текущий добытый объем газа, м3; рн— начальная газонасыщенность пласта; Q3— запасы газа, м3.
С учетом этого уравнения коэффициент газоотдачи (в %) описывают формулой
{^н[Рн/гн — ^(РвДв) ] — ^к[ркДк — а(РвДв) ] } ЮО^2 17) Qs’
где pH/zH— начальное средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта приведенное (разделенное на г) давление.
При газовом режиме эксплуатации[QH — QK = const;
Q3 = Q(Ph/^h); а = 0] коэффициент газоотдачи
кгг=( 1—§^100.(3.18)
\ РнДн /
При жестком водонапорном режиме эксплуатации (Йн>йк; pB/zB~Pk/zk—Ph/zh; а=0) коэффициент газоотдачи
/Сгв = [ (1—ссо)(1 —ПкМ)И00,(3.19)
где cto — коэффициент остаточной объемной газонасыщенности обводненной (QH—йк) зоны пласта, доли единицы.
Для песков
аоп= (1—1,415]/рнЩо)рн;(3.20)
для доломитов
аод = (1—1,085]/рнЩо)рн.(3.21)
При ЙК/ЙН = О в случае жесткого водонапорного режима эксплуатации коэффициент газоотдачи принимают равным:
для песков
(Агв)п= 1 >415]/ рнт0;(3.22)
для доломитов
(Л'гв)д = 1,085]/ рнт0.(3.23)
В формулах (3.20) — (3.23) т0 — пористость пласта.
При упругом водонапорном режиме эксплуатации (QH>HK;: Р^2н>р^г^>p^z*; а = 0) коэффициент газоотдачи
^гу =^гу =Р^н2ВРнР^н2ВРн100,100,(3.24)(3.24)
^гу =
^гу =
Р^н
2ВРн
Р^н
2ВРн
100,
100,
(3.24)
(3.24)
где a=aof[^B, QtO/Qs], a—функция литологического строения пласта; Q(0/Qs— уровень годового отбора газа из месторождения.
При Q(/)/Q3<0,2 и пласте, представленном несцементированным песком:
f (рв) = 1,49—(рв/рн — 0,3)2.(3.25)
При Q(/)/Q3>0,2 и пласте, представленном песчаником:
f (рв) = 1,25—(Рв/Рв — о,5)2.(3.26)
Коэффициент конденсатоотдачи несцементированного песка или песчаника при вытеснении выпавшего в пласте газового конденсата водой и постоянном давлении определяют из уравнения
п \ 1/8 57,-1
1-1,415(^/рв^о1рт,(3.27)
где цк, цв — вязкость соответственно конденсата и воды; рнк — начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли единицы.
Коэффициент конденсатоотдачи Кко при разработке газоконденсатной залежи в режиме естественного истощения при йн = const может быть рассчитан при наличии экспериментальных данных (р—У—Т) по дифференциальной конденсации пластовых флюидов. Влияние пористой среды на коэффициент конденсатоотдачи в этом случае учитывают выражением
Кк = Кко —27,8- Ю"4^,(3.28)
где F — удельная поверхность пористой среды, см2/см3.
Вероятностно-статистические модели для прогнозирования нефтегазодобычи. Наряду с описанными детерминированными методами оценки запасов, уровней отбора и компонентоотдачн пластов, основанных на методе материального баланса, разработано множество решений на базе двухмерных и объемных моделей пласта при многокомпонентной фильтрации добываемых флюидов, а также для вероятностно-статистических моделей. Описания таких решений в этой работе не рассматриваются. Однако следует отметить, что в процессе разработки месторождений статистическая информация о накопленной и текущей добыче газа, газового конденсата и воды может служить для построения несложных стохастических моделей. Такие модели
Таблица 3.1
Формулы для корреляции нефтегазодобычи по S-образным кривым роста
Показатель
S-образные кривые роста
Перла
Гомперца
Накопленная добыча Q
Q=Qs/(l+ae-«)
Q^e-ae-M
Годовая добыча q=dQ{dt
q^bQ^-Q/Qa)
q = abQ
Уровень годового отбора Yq—qlQ3
Yq=bQ^-QIQ3)jQ3
Yq = abQ!Q3
Компонентоотдача
K=QIQa
Падающая добыча наступает при:
K=l/(l+ae-6t)
K_e-ae-bt
tn
^n= (In a)/b
fn=(ln a)/6
Qn
Qn=Q3/2
Qn^2 Qa/в
q™
qn = bQ3H
7n=&Q3/e
У,™
Yq=b^
Yq=bie
Кп
K„=H2
Kn=l/e
Время разработки t} гоЗ
Рис. 3.3. Прогноз накопленный QB0 (а) и годовой qB0 (6) добычи воды по' Оренбургскому газоконденсатному месторождению для различных объемов вторгшейся воды QB (в Ю6 м3):
1 — 40; 2 — 20; 3—10; 4 — 5; 5 — 3; 5 — 1
позволяют эксплуатационному персоналу промыслов, во-первых, анализировать и расширять представления о параметрах разрабатываемых залежей и технологических показателях их эксплуатации и, во-вторых, служат основой прогнозирования этих показателей на перспективу.
При построении стохастических моделей в нефтегазодобыче большой интерес могут представить так называемые S-образные кривые роста, в которых искомая функция, пусть накопленная добыча Q, во времени возрастает и ограничивается некоторым пределом, в данном случае запасами Q3, например, извлекаемыми.
В табл. 3.1 приведены расчетные формулы для прогнозирования нефтегазодобычи с использованием кривых Перла и Гом- перца.
Для примера на графиках (рис. 3.3) представлены результаты прогнозных расчетов накопленной QB0 и годовой ^во добычи пластовой воды по Оренбургскому газоконденсатному месторождению, полученные с использованием кривой Гомперца. В расчетах был задан объем пластовой воды QB, внедрившейся в залежь от контура питания. Для повышения точности расчетов QB может быть вычислен одним из известных методов.
ГЛАВА 4
ИСПЫТАНИЕ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Дебит газовых скважин и режим добычи. Важнейшими источниками информации о продуктивном пласте, скважинах и их добывных возможностях служат результаты газогидродинамических исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах притока в них флюида. Результаты испытаний являются основой для установления технологических режимов эксплуатации скважин (проектных дебитов с учетом ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности).
Результаты исследований скважин на приток обычно обрабатывают по двучленной или степенной формуле. В процессе обработки результатов по двучленной формуле используют зависимость
р2пл — p'^Aq + Bq2, (4.1)
где Рпл, Рз — соответственно пластовое и забойное давления; q— дебит скважины; А, В — коэффициенты фильтрационного сопротивления (размерные). ,
Коэффициенты А и В обычно находят графическим способом, построив линейную зависимость (рПл2—Рз2)/Ч = Ш- При 30
этом тангенс угла наклона полученной прямой численно равен значению коэффициента В, а отрезок, отсекаемый этой прямой на оси (Рпл2—Рз2)/^, равен значению коэффициента А. Более точное определение коэффициентов А и В при наличии нескольких результатов испытания <кважины выполняют по методу наименьших квадратов. При этом
2-^-2»|а-2««2№=
(4.3)(4.3)" 2 W - 2 4i 2 ^
(4.3)
(4.3)
где п — число режимов, при которых исследована скважина на приток; Ар/2 = рпл2—Рз2-
При обработке результатов по степенному закону <7=С(рпл2—p32V обычно пользуются логарифмической бумагой, строя зависимость (рПл2—Рз2^=!^. В логарифмических координатах указанная зависимость представляется прямой линией. Тангенс угла наклона этой линии определяет значение показателя степени п, а отрезок, отсекаемый на оси (рпл2—Рз2),— значение коэффициента С в степенной формуле притока газа. Характерной особенностью обработки результатов исследования скважины на приток с использованием степенной формулы является возможность установления графически (рис. 4.1) значений свободного (ру = 0,1 МПа) для зависимости q = Сх (р32— —Ру2)"1 и абсолютно свободного (рз = 0,1 МПа) для зависимости <7 = С2(рпл2—рз2)"2 дебита газовой скважины.
Факторы, ограничивающие дебит газовых скважин, подразделяют на геолого-промысловые (разрушение призабойной зоны пласта, вынос частиц породы, т. е. пескопроявление; образование конусов подошвенной воды и преждевременный прорыв краевой воды в скважину, т. е. водопроявление) и промысловотехнологические (гидратообразование в стволе скважины, опасность возникновения предельных напряжений в колонне лифтовых труб, ограничение пропускной способности труб вследствие отсутствия другого типоразмера, возможность вибрации устьевого оборудования, возможность коррозионного и эрозионного износа труб, наземного и подземного скважинного оборудования и др.).
Исходя из принятых отборов газа из месторождения и режима истощения (естественное или с поддержанием пластового давления) и принимая во внимание режим фильтрации и притока флюида в скважину, а также факторы, ограничивающие дебит скважины, можно установить технологический режим ее
Рис. 4.1. График данных обработки испытаний скважины с 73-мм НКТ по степенной зависимости:
^=Ci(p32—ру2)п1; 2 — q—C2(pn]I2—Р32)па ; при ^=750 тыс. м/сут=4 — свободный дебит для (р32—ру2) = (17,1)2—(0,1)2=292,4 (МПа)2; при <7=4500 тыс. м/сут=В — абсолютно свободный дебит для (рпл2—р32) = (28,1)2— (0,1)2=533,6 (МПа)2
эксплуатации. Совместное решение уравнения притока газа в скважину и уравнения движения газа по колонне насоснокомпрессорных труб позволяет определить или диаметр НКТ, или забойное или устьевое давление, или дебит скважины при указанных заданных параметрах. Решение выполняют аналитически или графически, налагая на индикаторную линию притока характеристики лифтовых колонн.
В случае газового режима естественного истощения продуктивного пласта могут возникнуть следующие возможные режимы эксплуатации скважин.
Режим постоянной депрессии на пласт Ар = рпл—р3 = const. Из двучленной формулы при этом имеем
? . -А + УАа + 4ВДр(2рпл-Др)(44)
Из уравнения (4.4) следует, что при режиме постоянной депрессии на пласт и снижении пластового давления дебит скважины во времени будет снижаться.
Режим постоянного градиента давления на стенке скважины
I dp!dR |R=rc = const или C = ^/p3 = const.
Из двучленной формулы при максимально допустимом градиенте
[ dp/dR | я=Гс = ф = Л0-^-+В0-£- = const.(4.5)
В случае линейного закона фильтрации ф=Л0 (?/р3) =const или С = ф/Лo = qlp3 = const, т. е. имеют место условия постоянства скорости фильтрации в призабойной зоне скважины. Коэффициенты Ло и Во определяются выражениями
л°=л:<4-6)
0° 2rc2(l/rc-1/PK) Llnt^/^+C^+l/t^o)
где п— число перфорационных отверстий на 1 м колонны; Ro — радиус пулевого отверстия (2—3 см); Ci — коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия; С/ — коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия.
В случае ф = const давление на забое скважины
р3 = Л(7/ф) + В(72/ф)-(4.8)
Задаваясь значениями q, можно определить соответствующие забойные давления р3. Из уравнения материального баланса истощения залежи строят зависимость q = f(pnn). При линейном законе фильтрации p3 = q(C, В = 0 дебит скважины во времени находят из уравнения
Режим постоянного дебита q = const. Забойное давление и депрессии на пласт определяются двучленной формулой
p3 = V P^ — Aq — Bq2-,(4.10)
Ар = Рпл — Р з = рпл — V p2nn — Aq — Bq2.(4.11)
При q = const в процессе эксплуатации скважины Др возрастает. В случае, когда Ар = Артахдоп, необходимо сменить тех-
плотность воды; рк — давлениеплотность воды; рк — давление
плотность воды; рк — давление
плотность воды; рк — давление
нологическии режим эксплуатации скважин, например перейти на режим Др = const или р3 = const.
Режим постоянного забойного давления р3 = const. Из двучленной формулы получим
л - -Л+УА2 + 4В(р2пл-р%),, .
2В1
Режим постоянного устьевого давления ру = const. Решая совместно двучленную формулу притока газа к скважине и уравнение движения газа в стволе насосно-компрессорных труб (характеристика лифта), находим забойное давление
p23 = p\e2s + eq2.(4.13)
Из двучленной формулы при ру = const имеем
/А2 + 4(0 + В) (р3пл - p%)e2s _ А'
2(0+В)•
В формулах (4.13) и (4.14) .
0 = [ (1 .ЗТТХТ^^/^.в] (ем — 1); 3 = 0,03415^+;(4.14)
zcp* ср
X— коэффициент гидравлического сопротивления НКТ.
Режим предельного безводного дебита при проявлении подошвенной воды определяют с использованием графика (рис. 4.2) по формуле
__ 2лЛ71арвРк */^ i£x
' ррст 4V )
где h — толщина пласта до зеркала подошвенной воды; рв—
на контуре питания; q* = f(h, р) —
Рис. 4.2. Зависимость безразмерного q* предельного безводного дебита от степени вскрытия Ъ пласта при анизотропии пласта р:
7 — 2; 2 — 4; 3—10; 4 — 30: 5 — 100
безразмерный предельный безводный дебит (см. рис. 4.2); h = h^lh — степень вскрытия пласта; p = RJ^KrlK^—степень анизотропии пласта; Кг, Кв — соответственно проницаемость по горизонтали и по вертикали; RK— радиус контура питания.
Найдя из графика q*, можно рассчитать безводный дебит q. Затем для полученного значения q определяют допустимую депрессию на пласт, ниже которой предполагают эксплуатацию скважины без водопроявлений. Депрессию находят по двучленной формуле Ар = ^пл—УРпл2—Aq—Bq2.
При возможности образования гидратов в стволе НКТ предельный безгидратный дебит определяют совместным решением уравнений изменения давления и температуры по длине НКТ. Режимы с другими ограничениями (эрозия, вынос воды и др.) рассчитывают по критической допустимой скорости газа в колонне нкт.
Распределение давления и температуры в стволе скважины. При установлении технологических режимов эксплуатации скважин большое значение уделяют информации о давлении и температуре на забое и об их распределении по стволу НКТ.
Давление и температуру на забое скважины измеряют непосредственно на устье при помощи глубинных приборов или вычисляют по известным параметрам.
Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле
д^руехр fo,O3415 —) (4.16)
X ZCp‘ ср /
ИЛИ
p3 = pYes> (4.17) где р3, ру — давление соответственно на забое и устье (статическое) скважины, МПа; р — относительная плотность газа; Н— глубина скважины, м; zCp — коэффициент сверхсжимаемости газа при рср и Уср; S = 0,03415 (рЯ/2срУср); Уср— средняя температура газа в скважине, К.
Значения рср и Тср могут быть приняты как средние арифметические между устьевым и забойным значениями давлений и температур (допущение о линейности распределения р и Т по стволу скважины). В случае значительных отклонений от линейного распределения
Тср = (Т3— Уу)/1п(У3/Уу); (4.18)
Pcp = Py[(l + es)/21. (4.19)
Процедура расчета рср и Уср по формулам (4.18) и (4.19) предполагает использование метода итераций (последовательных приближений).
3* 3
Следует отметить, что в работающей незапакерованной скважине (эксплуатация по НКТ, в затрубье неподвижный столб газа или наоборот) забойное давление может быть рассчитано по формулам (4.16) и (4.17). В этом случае за величину давления на устье скважины принимают давление в затрубном пространстве.
В случае, если скважина запакерована и эксплуатируется по НКТ с дебитом газа q, забойное давление при известном устьевом давлении
р3 = У/т^2Н 0,01377X-z^^^ (e2S — 1) q\(4.20)
где рз,.Ру— забойное и устьевое давления работающей скважины, МПа; X— коэффициент гидравлического сопротивления НКТ; 2Ср — средний коэффициент сверхсжимаемости (для Тср и рср); 7ср-—средняя температура газа в скважине, К; q— дебит газа, тыс. м3/сут; dB— внутренний диаметр НКТ, см.
Коэффициент гидравлического сопротивления X находят по известным в трубной гидравлике формулам или определяют по графикам зависимости % = %(7?с; е).
Практическое значение 1 для конкретных условий эксплуатации скважины можно установить, решая уравнение (4.20) относительно X. Как правило, для общеходовых типоразмеров НКТ X принимают от 0,015 до 0,02. При эксплуатации скважины по затрубному пространству (НКТ закрыты) забойное давление в работающей скважине может быть рассчитано с использованием формулы (4.20) после замены dB на гидравлический диаметр, т. е.
с?5в = (D-dH)4D-VdHy; (4.21)
Рз”]/ PW2S + 0.01377Х -^^"^ ,(4.22)
где D, dH — внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр НКТ, см; Рзатр— затрубное давление на устье, МПа.
Расчет забойных давлений по формулам (4.16) и (4.17) в практических условиях требует известной затраты времени, так как необходимо определить плотность, средние по стволу НКТ температуру и коэффициент сжимаемости газа. Не снижая точности расчетов, забойное давление в остановленной скважине при известном устьевом давлении (или при известном затрубном давлении в отсутствие пакера) р3 = Сру, где C = es— корреляционный коэффициент (рис. 4.3), установленный практикой эксплуатации скважин в отсутствие аномальных проявлений пластовых давлений и температур.
Рис. 4.3. Зависимость корреляционного коэффициента C=es от глубины скважины Н при относительной плотности газаРис. 4.3. Зависимость корреляционного коэффициента C=es от глубины скважины Н при относительной плотности газа(4.23)(4.23)р —Рг/рв;р —Рг/рв;
Рис. 4.3. Зависимость корреляционного коэффициента C=es от глубины скважины Н при относительной плотности газа
Рис. 4.3. Зависимость корреляционного коэффициента C=es от глубины скважины Н при относительной плотности газа
(4.23)
(4.23)
р —Рг/рв;
р —Рг/рв;
При аномальных пластовых давлениях и температурах газа забойные давления необходимо рассчитывать по указанным выше формулам.
При эксплуатации газовых скважин с применением жидкости в стволе скважины, во-первых, увеличивается вес столба добываемой среды, во-вторых, увеличиваются потери давления газа в стволе скважины на преодоление веса столба и потери на трение (обусловлено наличием жидкости) и, наконец, в-третьих, уменьшается устьевое давление при прочих равных условиях. Забойное давление в работающей скважине с учетом наличия жидкости в стволе определяют по формуле
Рг;
7—0,9; 2 — 0,8; 3 — 0.7; 4—0,6
р3=У Ле25о + 0,01377 б^М2™ (е23о—1),
где So = 0,03415р = ф+ (1-ф) -^-; zcP> "ср Y vРг.р
рг.р = ргрерТст/рстТср; ф < Р < 9г.р/(9г.р + 9ж)1
Qr.p = QtPctTcp/РсрТст",Qcm = (^гН-Сж)/рг; Gr=Qrpr;
Тст — стандартная (например, равная 293 К) температура, К; рст — стандартное (например, равное атмосферному) давление; QCM; Qr; Q^— объемные расходы смеси, газа и жидкости, тыс. м3/сут; Gr, Ож— массовый расход газа и жидкости, т/сут.
Изменение температуры газа по стволу остановленной скважины (при линейном распределении)
Тн=Т^-ГШ-к\(4.24)
где Ть, 7ПЛ — температура газа в скважине на глубине h и пластовая температура, °C; Н, h— глубины залегания пласта и скважины, на которых определяют температуру, м; Г — градиент температуры, °С/м.
Средний геотермический градиент Г зависит от ряда факторов:
Т=^Тйл — Тн.а/(Н— йн.с),(4.25)
где 7н.с — температура нейтрального слоя, °C; йн.с— глубина залегания нейтрального слоя, м.
При наличии зоны многолетнемерзлых пород
Г=(ТПЛ-ГМ)/(Н —йм),(4.26)
где Тм— температура многолетнемерзлых пород, °C; км— глубина нижней границы многолетнемерзлых пород, м.
Формулу (4.26) используют для определения геотермического градиента в интервале продуктивный пласт — нижняя граница многолетнемерзлых пород.
В зоне многолетнемерзлых пород
ГМ = (ТМ— ^н.с)/(йм — йн.с).(4.27)
Перепад температуры в призабойной зоне пласта при эксплуатации скважины
,ГGCpT 1
1П02
ДГ=7’пл-7'3=Вг(рпл-р3)I™" °J,(4.28)
где Тпл, Т3 — пластовая и забойная температура газа, °C; Dt— дифференциальный коэффициент Джоуля — Томсона, °С/МПа (изменяется в среднем от 2 до 4°С/МПа); рпл, Рз— пластовое и забойное давление, МПа; G— расход газа, кг/ч; Ср— теплоемкость газа, кДж/(кг-°C); т — время работы скважины с начала эксплуатации, ч; Сп — теплоемкость горных пород пласта. кДж/(кг-°С); RK, Rc — радиус контура питания и радиус скважины, м; йпл — перфорированная толщина пласта, м.
Массовый расход газа G (кг/ч) при известном дебите q газа (тыс. м3/сут) определяют по формуле G = 54pg.
Теплоемкость горных пород Сп изменяется незначительно и для сухих пород колеблется в пределах 0,80—0,88 кДж/(кг-°С), а для насыщенных влагой возрастает до 1,26—2,940 кДж/(м3-°C).
В стволе работающей скважины температуру газа на глубине находят следующим образом:
Г— Гй—ДТе-^ +—— -^l, (4.29)
л пл1 a L47
где Ти, Тпл— температура газа на глубине h и в пласте, °C; Г-—средний геотермический градиент, °С/м; АГ—перепад температур в призабойной зоне пласта, °C; D;— дифференциальный коэффициент Джоуля — Томсона, °С/МПа (определяется по рис. 4.4); р3, Рп — давление на забое и на глубине скважины, МПа; й— глубина скважины, где определяется температура, м; Л = 1/1,8 кДж/(кг-м)—термический эквивалент работы; Ср — средняя теплоемкость газа при рСр= (Рз + Рй)/2, кДж/(кг-°C); а = 2лХп/ССД (т)—коэффициент; X— теплопроводность горных
Рис. 4.4. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в завиРис. 4.4. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в зависимости от приведенных давления и температурысимости от приведенных давления и температуры
Рис. 4.4. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в зави
Рис. 4.4. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в зави
симости от приведенных давления и температуры
симости от приведенных давления и температуры
пород, кВт/(м-°С-ч); G — массовый расход газа, кг/ч; /(т)— безразмерная функция времени:
(4.30)(4.30)f (т) = In [ 1 + /(лХпТ)/(Сп^2с)1 -
(4.30)
(4.30)
Теплопроводность горных пород зависит от их свойств (рис. 4.5). При наличии разнородных по теплопроводности горных пород оценивают средневзвешенную теплопроводность по толщине пропластков.
При наличии в разрезе скважины многолетнемерзлых пород распределение температуры по стволу скважины до нижней
Рис. 4.6. Зависимость теплоемкости (а) и теплопроводности (б) мерзлых грунтов от их плотности:1 — глина; 2 — песчаникРис. 4.6. Зависимость теплоемкости (а) и теплопроводности (б) мерзлых грунтов от их плотности:1 — глина; 2 — песчаник
Рис. 4.6. Зависимость теплоемкости (а) и теплопроводности (б) мерзлых грунтов от их плотности:
1 — глина; 2 — песчаник
Рис. 4.6. Зависимость теплоемкости (а) и теплопроводности (б) мерзлых грунтов от их плотности:
1 — глина; 2 — песчаник
Рис. 4.5. Зависимость теплопроводности сухого скелета горных пород от плотности и поправочного множителя Кх от объемной влажности В горных пород
границы толщи многолетнемерзлых пород определяют по формуле (4.26). При глубине залегания подошвы многолетнемерзлых пород h = h0M температура газа на этой глубине
V ТI е °м Г Г ^ё(Рз Р^ом) ~1 о
?ом = 1 пл — lh№ — АГе “йом Н 1тг р,
(4.31)
где Г — геотермический градиент для разреза без многолетнемерзлых пород, определяемый по формуле (4.25).
В интервале многолетнемерзлых пород распределение температуры по стволу скважины Тн определяют по формуле
*г Г fc 1 е Г г D{(phyM Рдм) „А ,.1 о /л оо\
1 h— 1 Ом — 1 м^мЧ 1 мZг Р> (Л
где Ам — глубина в пределах зоны многолетнемерзлых пород, на которой определяется температура Гм газа в стволе скважины; Гм — геотермический градиент мерзлых пород, определяемый по формуле (4.27); раом; рпм — давление газа в стволе скважины на глубине залегания подошвы многолетнемерзлых пород и на глубине Ам; ам = 2лА,м/(7Ср/:(т); Ср— теплоемкость многолетнемерзлых грунтов (рис. 4.6, а); Хм — теплопроводность многолетнемерзлых грунтов (рис. 4.6,6); 0 = (7V—Тс.г) 2ЦТСГ2)—коэффициент, учитывающий изменяющуюся скорость теплообмена при наличии отрицательных температур многолетнемерзлых пород; Тм — средняя температура многолетнемерзлых пород; Тел — среднегодовая температура на поверхности почвы; Цт)— безразмерная функция времени, определяемая по формуле (4.31) при замене Хп на Хм (коэффициент теплопроводности мерзлых пород).
ГЛАВА 5
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ И ПОВЫШЕНИЕ КОМПОНЕНТООТДАЧИ ПЛАСТОВ
Растущая потребность народного хозяйства в жидком углеводородном сырье вызывает необходимость разрабатывать и совершенствовать технологию воздействия на продуктивные горизонты с целью повышения компонентоотдачи пластов при разработке и эксплуатации газоконденсатных и нефтяных месторождений. Повышение отдачи жидких углеводородов при разработке нефтегазоконденсатных залежей в сравнении с режимом естественного их истощения связано с применением разнообразных технологических воздействий на продуктивные пласты. Основными технологическими воздействиями, нашедшими практическое использование на промыслах, являются закачка воды в пласт; закачка газа в газовую шапку или нефтяную зону при использовании методов несмешивающегося вытеснения; закачка углеводородных растворителей при смешивающем вытеснении, в том числе использование сайклинг-процесса; применение термических методов воздействия; использование интенсифицирующих методов (применение полимерных растворов, пенных систем, закачка углекислоты) и др.
Общие факторы, которые должны быть учтены при проектировании методов технологического воздействия на продуктивные горизонты, подразделяются на промыслово-геологические и технологические. Среди геолого-промысловых факторов важное значение имеют средняя глубина залегания продуктивного горизонта, характеристика структуры с точки зрения возможности вытеснения пластового флюида закачиваемым рабочим агентом, степень неоднородности коллектора, петрофизические свойства пласта (пористость, проницаемость, капиллярное давление.
Рис. 5.1. График относительной накопленной добычи газа (/, Г) и газового конденсата (2) при режиме естественного истощения со снижением давления в пласте U'— с учетом коэффициентов сжимаемости газа)Рис. 5.1. График относительной накопленной добычи газа (/, Г) и газового конденсата (2) при режиме естественного истощения со снижением давления в пласте U'— с учетом коэффициентов сжимаемости газа)флюидонасыщенность), (р— V—Т) -характеристики пластового флюида и его свойства.
Рис. 5.1. График относительной накопленной добычи газа (/, Г) и газового конденсата (2) при режиме естественного истощения со снижением давления в пласте U'— с учетом коэффициентов сжимаемости газа)
Рис. 5.1. График относительной накопленной добычи газа (/, Г) и газового конденсата (2) при режиме естественного истощения со снижением давления в пласте U'— с учетом коэффициентов сжимаемости газа)
К технологическим факторам относят коэффициент охвата залежи вытеснением, модель вытеснения, систему расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, объемы закачки и добычи и другие, принятые при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.
При разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений для оценки добычи газового конденсата с использованием методов технологического воздействия на пласт важно знать газоконденсатную характеристику пластового газа и ее изменения с падением давления в залежи. Данные по изменению газоконденсатной
характеристики с падением пластового давления в залежи позволяют рассчитать накопленную добычу газового конденсата при режиме естественного ис
тощения залежи и оценить пластовые потери газового конденсата при ретроградной его конденсации в результате падения давления в залежи. Обычно по данным (р—V—7)-исследований пластового флюида строят зависимость содержания газового конденсата (Cs+) в пластовом газе и его пластовых потерь в функции пластового давления.
Эти данные позволяют рассчитать накопленную добычу конденсата (рис. 5.1).
Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения конденсато- и нефтеотдачи пластов зависят от характеристики пластового флюида, подлежащего вытеснению, характеристики пласта и условий его залегания (табл. 5.1, 5.2). Указанные условия апробированы отечественной и зарубежной теорией и практикой разработки нефтегазовых месторождений. Они также могут служить ориентиром при выборе методов воздействия при разработке конденсатонефтегазовых месторождений с целью более глубокого извлечения из них жидких углеводородов.
Важнейшим технологическим показателем, от которого существенно зависит конденсато- и нефтеотдача пластов при воз-
действии на пласт различными технологическими процессами вытеснения, является общий коэффициент охвата. Общий коэффициент охвата Е представляет собой произведение коэффициента площадного охвата Es, коэффициента охвата вследствие неоднородности пласта-коллектора по разрезу (по вертикали) Ен и коэффициента охвата микровытеснением Ем, т. е.
E = EsEhEM<\.(5.1)
Коэффициент площадного охвата Es находят как функцию величин fx и М. Величина /1 представляет собой долю вытесняющего флюида в общем потоке вытесняемого и вытесняющего флюидов на перемещающемся фронте вытеснения.
Величина fv в общем случае вне зависимости от принятой модели вытеснения (линейно-фронтальное или поршневое, двух- и трехмерное вытеснение) может быть определена соотношением
— —— Ар sin а,
1 + (Кз^/^)И"^/^) ’
где К — проницаемость пласта; K-z, Ki— фазовые проницаемости пласта для вытесняемого и вытесняющего флюидов; ц2, Ц1 — вязкости вытесняемого и вытесняющего флюидов; и — скорость фильтрации; Др— депрессия на пласт; g— ускорение свободного падения; а — угол наклона пласта к горизонтальной плоскости (для горизонтальных пластов sina = 0).
Величина М для всех моделей вытеснения представляет собой отношение подвижностей вытесняющего флюида X] и вытесняемого Х2:
-Mi =Xi/X2 = (/Cip2)/(piK2).(5.3)
Процесс вытеснения характеризуется также относительной приемистостью пласта ч, выражаемой отношением темпа закачки к перепаду забойных давлений в нагнетательной и эксплуатационной скважинах во времени.
Для схемы поршневого линейного вытеснения относительная скорость фильтрации v на фронте вытеснения может быть найдена из выражения
где у, у0 — скорости фильтрации на фронте вытеснения в точках X и 0; X— текущее положение фронта вытеснения; L — протяженность пласта (расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами); М — отношение подвижностей фаз/ Приемистость пласта• ;
"Хр = ML -V X(Y — му..^‘5^
Таблица 5.1
Геолого-физические условия аффективного применения методов увеличения
Метод вытеснения нефти
Факторы, характеризующие
Пластовая нефть
Пластовая вода
Вязкость, МПа-с
Состав
Насыщенность пор, %
Минерализация
Растворами ПАВ
<50
Асфальтены и смолы
<30
<150—200 мг/л
Растворами полимеров
104-100
То же
<30
Ограниченное содержание ионов Са2+, Mg2+
Мицеллярными растворами
<10
»
<70
То же
Растворами щелочей
<100
Органические кислоты
<60
Содержание ионов Са2+<0,025 г/л
Серной кислотой
14-30
Асфальтены и смолы
30
То же
Двуокисью углерода
<50
Ограниченное содержание асфальтенов и смол
<60
Ограниченное содержание ионов Са2+
Двуокисью углерода в сочетании с заводнением
<100
То же
<60
—
Газ высокого давления
<10
—
<60
—
Водогазовой смесью
<50
—
<60
—
Внутрипластовым горением
10
Ограниченное содержание серы
50
—
Паром
50
Легкие компоненты
30
Относительная приемистость пласта
(9/Др)0 “ М-НХ/ШД-М) ’
где q— темп закачки; Лр= (р3)н—(Рз)э — перепад забойных давлений в нагнетательной и эксплуатационной скважинах; ин-
успешность проведения процесса
Коллектор
Условия залегания
Неоднородность
Проницаемость, мкм2
Тип и физико-химические свойства
Давление в пласте
Температура, °C
Толщина пласта, м
Неоднородный, отсутствие трещин
>0,01
Глинистость
<5-10%
—
<90
<15
То же
>0,1
То же
—
<90
—
Однородный
>0,1
Ограниченное содержание карбонатов
—
<654-90
—
Неоднородный, отсутствие трещин
>0,1
Глинистость
>5-10%
—
—
—
Умеренно неоднородный
<0,5
Терригенный с содержанием карбонатов 1— 2%
Однородный
>0,005
Выше давления насыщения
При пологом залегании
<15, при крутом — не ограничена
Неоднородный, отсутствие трещин
>0,05
То же
—
То же
Однородный
>0,005
—
>15 МПа, выше давления насыщения
—
»
Неоднородный, отсутствие трещин
>0,05
—
>15 МПа, выше давления насыщения
»
Отсутствие трещин
>0,1
>0,1
—
—
—
>3
>6
дексы X и 0 — текущее и начальное состояния на фронте вытеснения.
Изменение относительной скорости фильтрации у и приемистости пласта у для различных значений относительной подвижности флюидов М представлено на рис. 5.2.
Для гомогенных горизонтальных пластов постоянной толщины при Af= 1 коэффициент площадного охвата Es может быть
Таблица 5.2
Удельные расходы рабочего агента на дополнительную добычу конденсата Y
Месторождение
Накопленная добыча газа, %
Накопленная закачка газа, %
У, 103 м3/т
Карачаганакское (СССР)
17,2
120
9,63
Ен-Яхинское (СССР)
19,7
100
14,36
Новотроицкое (СССР)
76,2
25
4,34—7,0*
Котелевское (СССР)
71
60
11,82
Тимофеевское (СССР)
69
60
11,05
Березовское (СССР)
64
100
17,5
Альрар Эст (Алжир)
60
60
20,5
Хасси Р’Мель (Алжир)
50
100
30,5
Хасси Р’Мель (Алжир)
50
40
18,7
Хасси Р’Мель (Алжир)
50
20
11,3
* Фактические данные.
определен в зависимости от параметра d/a, где d— расстояние от галереи эксплуатационных скважин до галереи нагнетательных, а — расстояние между нагнетательными скважинами (рис. 5.3). Маскет установил, что для прямолинейных линий тока при d/a^ 1,5
£s=l—0,441(a/d).(5.7)
Для dla>l приемистость пласта может быть найдена из уравнения
Р ~ d/a - 1,17 + (2/n)lg(a/rc) ’
где В — объемный фактор (коэффициент пластового объема); гс — радиус скважины.
Установлено, что коэффициент площадного охвата Es и относительная приемистость пласта у зависят не только от fx и М, но и от объема закачки Vt вытесняющего флюида, выраженного в единицах объема Vd пор пласта: V\!VD (рис. 5.4, 5.5).
Как правило, для гомогенных горизонтальных пластов постоянной толщины коэффициент площадного охвата Es до прорыва вытесняющего флюида в нагнетательную скважину составляет 70% для пятиточечной схемы размещения скважин и 74,5% для семиточечной.
Коэффициент охвата вытеснением по вертикали Ен существенно зависит от степени неоднородности проницаемости по разрезу пласта.
Обычно Ен принимают 70—80% и более.
Коэффициент охвата микровытеснением Ем характеризует неравновесность положения флюидов на фронте вытеснения
Рис. 5.2. Зависимость относительной скорости фильтрации (а) и приемистости пласта (б) от относительного продвижения фронта вытеснения XiL при относительных подвижностях М (для условий поршневого вытеснения): 1 — >1; 2—1; 3 —<1
Рис. 5.3. Зависимость коэффициента площадного охвата (а) и отношения продуктивностей на фронте вытеснения и закачки (б) от параметра dja;
/ — прямолинейные трубки тока (Маскет); 2 — криволинейные трубки тока (Маскет); 3 — криволинейные трубки тока (Праатс)
вследствие проскальзывания вытесняющего флюида по отношению к вытесняемому. Для фронтального линейного вытеснения Ем находят из выражения
Ем = (5щт — Siz)/(1 — Si,).
Для поршневого линейного вытеснения -
Ем = (1 - Su- — Soc)/( 1 — Sit), (5.9) где Sium, Si, и Soc — насыщенность пласта флюидом соответственно экономически предельная, минимальная начальная (связанная) и остаточная. ’
Расчет Ем по указанным формулам сопряжен с проведением экспериментальных исследований и построением для конкретного случая вытеснения зависимости fi = A(Si). Обычно считают, что величина коэффициента охвата микровытеснением близка к единице, и в технологических расчетах принимают Ем~1.
Расстояние между скважинами (табл. 5.3) наряду с коэффициентом охвата вытеснением является другим важнейшим технологическим показателем.
Рис. 5.4. Зависимость коэффициента площадного охвата Е$ от соотношения подвижностей Л1 при различных /1 (а) и Vi/Vd (б)
Рис. 5.5. Зависимость относительной приемистости пласта на фронте вытеснения и закачки у от соотношения подвижностей М при различных Es (а) и VJVD (б)
При выборе метода технологического воздействия на пласт необходимо обращать внимание и на технико-экономические факторы.
Для реализации методов увеличения конденсате- и нефтеотдачи пластов следует производить исследовательские и опытноконструкторские работы, бурить дополнительные скважины, переводить часть эксплуатационного фонда скважин в нагнетательные, строить и эксплуатировать поверхностное оборудование (насосы, компрессоры, резервуары, фильтры).
Закачка воды в нефтяные залежи и нефтяные оторочки — основной метод повышения нефтеотдачи пластов. Объем воды, поступающей в систему нагнетания, возрастает с увеличением давления закачки, которое ограничивается давлением гидрораз-
Таблица 5.3
Соотношение расстояния от галереи эксплуатационных скважин до галереи нагнетательных скважин d к расстоянию между скважинами а и отношение числа нагнетательных скважин I к числу эксплуатационных Р
Схема размещения скважин
dja
ЦР
Простая линейная
1/2
1
Пятиточечная
1/2
1
Семиточечная
УЗ/4
2
Обращенная семиточечная
1/2
1/2
Девятиточечная
1
3
Обращенная девятиточечная
1/2
1/3
рыва пласта, чтобы технология воздействия на пласт оказалась эффективной. Обычно градиент закачки не превышает 0,01 — 0,02 МПа/м.
В процессе закачки воды количество добываемой нефти (в м3) может быть оценено по формуле
(5.10)(5.10) ^dK^hIh (Sh)k]^S^/i
(5.10)
(5.10)
где Уп — поровый объем пласта, м3; Es, Ен — коэффициенты площадного и вертикального охвата пласта вытеснением;. Вн — коэффициент пластового объема нефти; (SH)H, (SH)K — на-* чальная (до) и конечная (после закачки воды) нефтенасыщен- ность пласта.
В большинстве случаев за счет закачки воды удается повысить коэффициент нефтеотдачи пластов от 30 до 50%, причем с повышением нефтеотдачи начинает резко возрастать водонефтяной фактор WOR = (/BSH)/[(1 — /в)Вв].
Для оценки величины нефтеотдачи пластов R в зависимости от нефтенасыщенности пластов SH= (1—SB), подвижность флюидов M= (ЛвЦн)/(ЛнЦв) и степени неоднородности проницаемости Кн пласта по разрезу могут быть использованы графики (рис. 5.6). Степень неоднородности проницаемости пласта по разрезу определяют выражением
Kh=VK^q — Км)/Кв4, (5.11)
где Kso, Км— проницаемость пласта для 50 и 84% исследованных по толщине пласта кернов.
Например, для пласта с Х/г = 0,3; SB = 0,3; Л4 = 2,6 и начальной нефтеотдачей Bi=10% коэффициент нефтеотдачи при закачке воды R с ростом WOR от 1 до 100 увеличивается с 33 до 52% (табл. 5.4, рис. 5.7).
При закачке большое внимание уделяют обработке воды, чтобы обеспечить совместимость закачиваемой и пластовой вод
0,11101000,1110100Рис. 5.6. Зависимость степени неоднородности проницаемости пласта Кп от подвижности флюидов М при различных коэффициентах нефтеотдачи R и • водонефтяном факторе WOR, равном:а— 1; 6 — 5; в—25; г—100Рис. 5.6. Зависимость степени неоднородности проницаемости пласта Кп от подвижности флюидов М при различных коэффициентах нефтеотдачи R и • водонефтяном факторе WOR, равном:а— 1; 6 — 5; в—25; г—100
0,1110100
0,1110100
Рис. 5.6. Зависимость степени неоднородности проницаемости пласта Кп от подвижности флюидов М при различных коэффициентах нефтеотдачи R и • водонефтяном факторе WOR, равном:
а— 1; 6 — 5; в—25; г—100
Рис. 5.6. Зависимость степени неоднородности проницаемости пласта Кп от подвижности флюидов М при различных коэффициентах нефтеотдачи R и • водонефтяном факторе WOR, равном:
а— 1; 6 — 5; в—25; г—100
и избежать заиливания призабойной зоны солями и механическими примесями, а также предотвратить коррозию (влияние О2, H2S, СО2) оборудования. Также важное значение придают поддержанию необходимой температуры закачки, так как пониженные температуры закачиваемой воды (по отношению к пластовой) могут привести к нежелательным явлениям, связанным с уменьшением подвижности вытесняемой нефти. Как правило, для закачки воды используют насосное оборудование с подачей до 1000 м3/сут при давлении нагнетания 20 МПа.
Закачку газа (несмешивающееся вытеснение) в газовую шапку или нефтяную зону используют для повышения нефтеотдачи в результате поддержания пластового давления.
В общем случае объем закачиваемого газа / (в долях единицы от объема добываемого газа) составляет
(5-12)(5-12)Вн + RcBr (Rs4-Rc) вг’
(5-12)
(5-12)
где Вн, ВГ— коэффициенты пластового объема нефти и газа; Rs, Rc — газовые факторы (GOR) соответственно растворенного и циркулирующего газа в системе закачки.
WORПриведенное ЛR(R-Ri)1^(1 — SB) =0,230,330,235/?(1— 0,72SB)=0,330,420,3225/?(1—0,52SB) =0,410,490,39100^(1—0,4SB)=0,460,520,42WORПриведенное ЛR(R-Ri)1^(1 — SB) =0,230,330,235/?(1— 0,72SB)=0,330,420,3225/?(1—0,52SB) =0,410,490,39100^(1—0,4SB)=0,460,520,42Таблица 5.4Таблица 5.4Данные об изменении коэффициента нефтеотдачи с ростом водонефтяного фактораДанные об изменении коэффициента нефтеотдачи с ростом водонефтяного фактораРис. 5.7. Зависимость нефтеотдачи пласта от обводненности добываемой продукции
WOR
Приведенное Л
R
(R-Ri)
1
^(1 — SB) =0,23
0,33
0,23
5
/?(1— 0,72SB)=0,33
0,42
0,32
25
/?(1—0,52SB) =0,41
0,49
0,39
100
^(1—0,4SB)=0,46
0,52
0,42
WOR
Приведенное Л
R
(R-Ri)
1
^(1 — SB) =0,23
0,33
0,23
5
/?(1— 0,72SB)=0,33
0,42
0,32
25
/?(1—0,52SB) =0,41
0,49
0,39
100
^(1—0,4SB)=0,46
0,52
0,42
Таблица 5.4
Таблица 5.4
Данные об изменении коэффициента нефтеотдачи с ростом водонефтяного фактора
Данные об изменении коэффициента нефтеотдачи с ростом водонефтяного фактора
В случае, когда ^с = 0 (до прорыва нагнетаемого газа в продукцию эксплуатационной скважины), объем закачиваемого газа /=Вн/(В5Вг). (5.13)
Для нормальных нефтяных пластов значение / выше единицы, что указывает на необходимость постороннего источника газа, а не только газа из газовой шапки.
При проектировании систем поддержания пластового давления с закачкой газа необходимо иметь в виду, что капитальные вложения на нее обычно выше, чем на закачку воды. Коэффициент охвата микровытеснением в этом случае меньше, чем при закачке воды.
Экспериментально установлено, что накопленная добыча нефти прямо пропорциональна логарифму накопленного объема закачиваемого газа. При равных объемах закачанного газа в случае увеличения градиента закачки (увеличения скорости газа) объем добытой нефти растет. При равных объемах закачанного газа чем выше вязкость пластовой нефти, тем ниже объем добываемой.
Рис. 5.8. Зависимость нефтенасы- щенности SH керна от объема закачки газа Vr/Vn, выраженного в объемах пор пласта:
/ — керн насыщен нефтью; 2 — керн насыщен нефтью и водой
Для постоянного градиента давления темп отбора нефти падает с увеличением водонасыщенности пласта (рис. 5.8):
Sh = (Sh)i — alg(Vr/Vn),(5.14)
где SH — текущая нефтей асыщенность пласта; (SH)i — нефтена- сыщенность при (Уг/К) = 1; (Vr/Vn)—объем закачанного газа, выраженный в объемах пор пласта.
Обработку и прогнозирование промысловых данных о темпе отбора нефти при закачке газа в пласт осуществляют по формуле
VQn=A-vBt,(5.15)
где QH — годовой темп отбора нефти; А, В — коэффициенты, определяемые в процессе ретроспективного анализа темпов добычи по промысловым данным; t— время отбора, годы.
Для модели фронтального вытеснения, исходя из материального баланса, можно найти долю газа /г в общем потоке добываемой продукции. Доля газа /г зависит от направления закачки газа (в газовую шапку или нефтяную зону).
(5.16)(5.16)При закачке в газовую шапку 1 ККН ,
(5.16)
(5.16)
*г. , ^нРг
где и— объемная скорость закачки газа на единицу площади контакта газ — нефть.
При закачке в нефтяную зону
fp= [1 + (КнРг)/№Рн)]'(5Л7)
Приращение нефтеотдачи Аг между временем / (пластовое давление р^ и временем / + 1 (пластовое давление р,+1) может быть определено из уравнения
(5.18)(5.18)Л, - О - rjWJB.-Rs) - (J - т)(Вн)нА(1/Вг) BH/Br-Rs-VR^-I)
(5.18)
(5.18)
где Г] — нефтеотдача в момент времени /; Вн, Вг— коэффициенты пластового объема нефти и газа соответственно; Rs— газовый фактор растворенного газа; т — отношение начального объема газовой шапки к начальному объему нефтяной зоны пласта; (5н)н—коэффициент пластового объема нефти для начальных условий (жидкость принимается насыщенной); / — объем закачиваемого газа в долях от объема добываемого газа; R — средний газовый фактор в промежутке времени между / и /+1.
В случае закачки газа в нефтяную зону пласта т = 0.
При поддержании постоянного давления в пласте закачкой газа объем закачиваемого газа определяется выражением
т ^ RsBr RBr Вн -{- RcBr
RBr " (Rs-VRe)Br*
где Rs, Rc — газовые факторы (GOR) соответственно растворенного и закачиваемого газа.
Построив зависимость fr = fr(Sr) для случая закачки газа в газовую шапку [см. уравнение (5.16)] или для закачки газа в нефтяную зону [см. уравнение (5.17)] и приняв при этом вязкость в условиях насыщения, можно определить газовый фактор и объем газа для поддержания давления на первоначальном уровне. Во всех других случаях (давление ниже или выше пластового) задача решается итеративным методом.
В случае закачки газа в газовую шапку и ее расширения газонасыщенность изменяется от (Sr)z до Sr. Приращение объема газовой шапки находят по формуле
BV=mN-^ [Br—(BrM-KSRNIMBt. (5.20)
Первое слагаемое уравнения — приращение объема газовой шапки за счет ее расширения, второе — накопленный объем закачанного газа.
При закачке газа в нефтяную зону и постоянной газонасы- щенности (Sr)t = O коэффициент нефтеотдачи г и газовый фактор определяют из следующих уравнений:
(5.21)(5.21)(5.22)(5.22)Я = 7МЯ = 7МBy / fr \Вг 1-fr fBy / fr \Вг 1-fr f- 1 (SH)h ( 1Sr Вн I1-SB
(5.21)
(5.21)
(5.22)
(5.22)
Я = 7М
Я = 7М
By / fr \
Вг 1-fr f
By / fr \
Вг 1-fr f
где SB — водонасыщенность.
Приращение нефтеотдачи вытекает из уравнения материального баланса и находится по формуле
д^.(1 —г ,)А(Бн/5г R$) (ВН)НА (1 /вг)(5 23)
(BH/Br-Rs) + R^-D 'k ’
При расчетах по уравнению (5.23) имеют в виду, что:
(1—5г)=5ж = £в+(1—Sb)[5h/(Bh)hK1—^(5.24)
к=(к + ^--^1=№+ка.<5-25>
\А нгг /
При проектировании и эксплуатации установок закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи пластов большое внимание уделяют установкам подготовки газа (осушка, очистка от сероводорода, углекислого газа, кислорода и механических примесей) и компрессорным станциям. Дожимные компрессорные станции используют самые разнообразные с установленной мощностью от нескольких тысяч до десятков тысяч киловатт. Как правило, применяют многоступенчатые дожимные компрессоры со степенью сжатия 5 и более. Для газоприводных компрессоров потребление газового топлива составляет 0,27—0,46 м3/кВт от установленной мощности.
Закачка углеводородных растворителей (смешивающееся вытеснение) позволяет повысить подвижность выпавшего в пласте ретроградного конденсата или нефти в результате их растворения закачиваемыми рабочими агентами. Тем самым удается увеличить конденсате- или нефтеотдачу пластов после завершения разработки газоконденсатного или нефтяного месторождения на режиме естественного истощения. В качестве углеводородных растворителей используют легкую нефть, газовый конденсат, сжиженный газ; газ, обогащенный широкой фракцией легких углеводородов, спирты. Как правило, технология реализуется закачкой определенного объема (оторочки) растворителя, проталкиваемого от нагнетательных скважин к эксплуатационным вытесняющим агентом (газ, вода).
Объем оторочки растворителя рассчитывают, исходя из термодинамики смешивающегося вытеснения (по постоянным равновесия или по экспериментальным данным), с учетом техникоэкономических показателей извлечения из пласта жидких углеводородов.
При закачке в газоконденсатный или нефтяной пласт газа под высоким давлением (в качестве растворителя) на фронте вытеснения в результате смешивания газа и пластовой углеводородной жидкости возникает подвижная углеводородная оторочка, способная при перемещении от нагнетательной скважины к эксплуатационной придавать подвижность вытесняемой пластовой жидкости. Продвижение и расширение этой оторочки
осуществляются нагнетанием под высоким давлением последующих объемов газа.
С помощью тройных диаграмм С!—(С2—Се)—С7+ или экспериментально для каждого конкретного месторождения может быть установлено значение давления смешивающегося вытеснения рт, при котором будет достигнут максимальный коэффициент конденсато- или нефтеотдачи пласта. Обычно процесс смешивающегося вытеснения для пластовых углеводородных жидкостей с относительной плотностью менее 0,85 проводят при давлениях 20—30 МПа и более. Для более тяжелых углеводородных жидкостей процесс закачки газа под высоким давлением становится малоэффективным.
Закачка обогащенного газа (компоненты С2—Се) используется для смешивающегося вытеснения из разработанных пластов оставшейся тяжелой нефти. Давление вытеснения 14—21 МПа. Оторочку обогащенного газа в некоторых случаях проталкивают инертным газом под высоким давлением. Применение инертного газа высокого давления, получаемого при сжигании метана, позволяет экономить природный газ, так как при сжигании одного объема метана получают девять объемов инертного газа (СО2, N2):
СН4+2О2+ 8N2 —>■ CO2+2H2O + 8N2.
Закачка оторочки сжиженного газа в качестве растворителя снижает эксплуатационные расходы, связанные с расходом рабочего агента. Объем оторочки сжиженного газа для достижения необходимого повышения компонентоотдачи обычно не превышает 2—9% порового объема пласта.
Закачка оторочки спирта в качестве растворителя обеспечивает вытеснение оставшихся в пласте жидких углеводородов при давлении вытеснения до 10 МПа. При повышении давления может возникнуть опасность гидроразрыва пласта и потери рабочего агента. В качестве вытеснителя используют изопропиловый, метиловый или бутиловый спирт. Для достижения одинакового повышения компонентоотдачи необходимо закачивать оторочки спирта в объеме от порового объема пласта (в %): изопропилового— 13, бутилового— 10, метилового — 4.
Для увеличения коэффициента площадного охвата Es при смешивающемся вытеснении применяют совместную закачку воды и углеводородного растворителя. Закачку воды выполняют или созданием предварительной (до растворителя) оторочки воды, или вместе с углеводородным растворителем. При создании перед фронтом углеводородного растворителя небольшой оторочки воды можно достичь роста (рис. 5.9) коэффициента компонентоотдачи на 10—12% (по сравнению со смешивающимся вытеснением без предварительной оторочки воды).
5050Рис. 5.9. Зависимость эффективности смешивающегося вытеснения от объема оторочки растворителя:/ — с предварительной прокачкой оторочки воды VB=0,54% Vnop; 2 — без оторочки водыРис. 5.9. Зависимость эффективности смешивающегося вытеснения от объема оторочки растворителя:/ — с предварительной прокачкой оторочки воды VB=0,54% Vnop; 2 — без оторочки водыРис. 5.10. График относительной накопленной добычи газового конденсата:1 — естественное истощение; 2 — 50%-ный сайклинг; 3— 50%-ный сайклинг и режим естественного истощенияРис. 5.10. График относительной накопленной добычи газового конденсата:1 — естественное истощение; 2 — 50%-ный сайклинг; 3— 50%-ный сайклинг и режим естественного истощения
50
50
Рис. 5.9. Зависимость эффективности смешивающегося вытеснения от объема оторочки растворителя:
/ — с предварительной прокачкой оторочки воды VB=0,54% Vnop; 2 — без оторочки воды
Рис. 5.9. Зависимость эффективности смешивающегося вытеснения от объема оторочки растворителя:
/ — с предварительной прокачкой оторочки воды VB=0,54% Vnop; 2 — без оторочки воды
Рис. 5.10. График относительной накопленной добычи газового конденсата:
1 — естественное истощение; 2 — 50%-ный сайклинг; 3— 50%-ный сайклинг и режим естественного истощения
Рис. 5.10. График относительной накопленной добычи газового конденсата:
1 — естественное истощение; 2 — 50%-ный сайклинг; 3— 50%-ный сайклинг и режим естественного истощения
Сайклинг-процесс, или рециркуляция сухого газа, при разработке газоконденсатных месторождений используется для более глубокого и опережающего отбора жидких углеводородов. На первом этапе разработки из добываемой продукции извлекают жидкие углеводороды (газовый конденсат, пропан, бутан), через систему нагнетательных скважин в пласт закачивают сухой газ, чтобы поддержать давление и избежать пластовых потерь газового конденсата, возникающих при снижении давления в результате ретроградной конденсации. На втором этапе разработку месторождения ведут при режиме естественного истощения, направляя газ и жидкие углеводороды потребителю.
Сайклинг-процесс по сравнению с режимом естественного истощения позволяет увеличить конденсатоотдачу пласта до 60—84% (рис. 5.10). Повышение конденсатоотдачи связано с необходимостью полного замещения добытого объема газа закачанным объемом. При частичном замещении пластового газа (объем закачанного газа меньше добытого) конденсато- отдача снижается со снижением коэффициента замещения:
Коэффициент замещения пластового газа, % -• •1007460
Конденсатоотдача, % 848280,7
Коэффициент конденсатоотдачи при сайклинг-процессе существенно зависит от коэффициента охвата. Обычно коэффициент площадного охвата Es в расчетах принимают равным 0,9, коэффициент охвата вытеснением по вертикали Ен 0,6, общий ко-
Рис. 5.11. Зависимость отношения объемов нагнетаемого и пластового газа в добываемой продукции VH/V™ от объема прокачанного газа, отнесенного к объему пор пласта Йн/^пор при проницаемости (неоднородности) 1К^-М[К^ равной:
/—0,9; 2 — 0,8; 3 — 0,7; 4 — 0,6; 5 — 0,5; 5 — 0,7; 7 — 0,3
эффициент охвата E = EsEhEM = 0,6. Для более резкой неоднородности проницаемости пласта коэффициент охвата может быть и меньше, что снизит возможности процесса и уменьшит конденсатоотдачу.
Конденсатоотдача при сайклинг-процессе после прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины существенно зависит от его объема в общем объеме добываемого газа (рис. 5.11). Обычно вскоре после прорыва сухого газа в эксплуатационные скважины сайклинг-процесс завершают.
При известной неоднородности пласта по проницаемости долю сырого газа в продукции эксплуатационных скважин после прорыва сухого газа находят из экспоненциального выражения / = е"(<9н-^н1>/№з-<?н1> # (5.26)
где QH — накопленная добыча; QHi — накопленная добыча к моменту прорыва сухого газа; Q3— запасы газа в пласте.
Продолжительность сайклинг-процесса существенно зависит от начального содержания газового конденсата в пласте. Экономически оправданная, она может быть определена по экспериментально установленному соотношению содержания газового конденсата в добываемом газе до и после процесса. Оптимизация режима сайклинг-процесса состоит в определении числа эксплуатационных и нагнетательных скважин, диаметров сборных и нагнетательных трубопроводов, мощностей установки по извлечению жидких углеводородов и дожимной компрессорной станции.
Термическое воздействие на пласт используют для повышения нефтеотдачи пластов благодаря возможности снижения вязкости пластовой нефти при ее прогреве закачиваемым теплоносителем. В качестве теплоносителя применяют горячую воду или пар. Эксперименты показали, что использование горячей воды, по сравнению с холодной, может увеличить нефтеотдачу на 10% (с 50 до 60%). После прокачки двух объемов пор пласта паром нефтеотдача может достигать 80—85%.
При закачке теплоносителей теплопотери могут составить 50% и более, что отрицательно повлияет на экономику процесса вытеснения. Оптимизация процесса заключается в минимизации потерь тепла в результате использования теплоизолированных труб и циклической закачки теплоносителей (пар — горячая вода— холодная вода). Практически установлено, что для эффективного проведения процесса теплового воздействия необходимо осуществлять теплоперенос в пласт (500—1600) 104 МДж на 1 м толщины продуктивного горизонта.
Метод внутрипластового горения флюида позволяет за счет теплоты, выделяющейся при сгорании углеводородов, прогревать пластовую нефть, снижать ее вязкость и вытеснять продуктами сгорания. Для этого в нагнетательные скважины закачивают воздух и вызывают возгорание.
Удельная масса сжигаемого сырья (в кг/м3) может быть найдена по формуле
Мв=10Ус(1+Х/12)р5(1 —т), (5.27)
где Ус — относительная доля углерода; X— отношение атомных весов водорода к углероду в пластовой жидкости (обычно 0,5—1,5); ps — плотность породы, г/см3; т — пористость.
Температура на фронте сжигания 400—700 °C. Для 80— 90%-ного вытеснения нефти из пласта необходимо обеспечить подвод 0,4—4 млн. кДж теплоты на 1 м3 породы пласта. Удельный объем закачиваемого воздуха 1—2 л на 1 м3 пластовой нефти.
Применение технологии внутрипластового горения ограничивается глубиной залежи до 1500—1800 м, толщиной пласта до 50 м, проницаемостью пласта 100-10-3 мкм2 и плотностью нефти 0,8—1 г/см3. Общая затрата мощности компрессоров при четырехступенчатом сжатии воздуха составляет 7,8—9,4 кВт (1000 м3/сут), давление закачки воздуха 1—7 МПа. При проектировании систем внутрипластового горения расстояние между нагнетательными скважинами принимают от 100 до 400 м.
Принимая минимальную скорость распространения фронта горения и = 4 см/сут, удельный объем воздуха (в см3/м3) для заданной площади фронта вытеснения можно определить из выражения
QB = ayS>4«10-2aS, (5.28)
где а — удельный расход воздуха для обеспечения требуемого фронта вытеснения (а = 1ч-2 л на 1 м3 породы); S — площадь фронта вытеснения, м2.
Максимальную скорость распространения фронта вытеснения принимают до 15 см/сут. С учетом этого расход воздуха определяют в интервале:
1,5- 10-2aS ^ QB > 4- 102aS. (5.29)
Для гомогенных пластов коэффициент площадного охвата вытеснением Es при внутрипластовом горении принимают до 60%, общий коэффициент охвата 30—40%. С учетом этого коэффициент нефтеотдачи в системах внутрипластового горения не превышает 40—50%.
Использование полимеров при закачке воды позволяет улучшить процесс вытеснения нефти. Применяют водо-, нефте- или спирторастворимые полимеры на водном растворе с концентрацией от 0,1 до 1 ppm, полиакриламиды, полисахариды и этиленполиоксиды с концентрацией от 0,01 до 0,1%. Объем оторочки составляет от 0,1 до 0,5 объема пор пласта, вязкость полимерных растворов — от 10 до 100 мПа-с. Процесс полимерного вытеснения при закачке воды определяют приведенной подвижностью R или FR;
R = FR=MB/Mn, (5.30) где Мв— относительная подвижность при закачке воды; Мп — относительная подвижность при закачке полимеров.
Использование пенных систем при закачке в пласт также может способствовать повышению нефтеотдачи пластов. Для повышения нефтеотдачи закачивают «сухие» (кратность 0,8— 0,96) или «сырые» (кратность 0,7—0,8 и менее) пены.
Подбор необходимого поверхностно-активного вещества вспенивателя пластовой жидкости с закачкой газа высокого давления вместе с пенообразующей жидкостью позволяет вести процесс вытеснения в пористых средах при проницаемости даже менее 1 • 10-3 мкм2. Концентрация пенообразователя для экономичного ведения процесса не должна превышать 1 % в растворе пенообразующей жидкости. Практически установлено, что успешность процесса вытеснения нефти пенной системой определяется соотношением подвижностей газонефтяной системы (М«1).
Использование поверхностно-активированных водных растворов для вытеснения нефти связано с экспериментально установленной закономерностью увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти водой, имеющей пониженное поверхностное натяжение, которое может составлять (0,01—0,001) • 10-1 Па-м. Это достигается добавкой 0,2—0,3 моля солей NaCI на 1 л воды или сульфонатов органических кислот с молекулярной массой сульфонатов 375—475.
Применение микроэмульсионного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов основано или на использовании реологических свойств рабочих вытесняющих растворов (одна группа рабочих жидкостей), или на использовании явления смешивающегося вытеснения (другая группа рабочих жидкостей). В качестве микроэмульсионной рабочей жидкости, например, можно рекомендовать следующий состав (%): 10—15 понизителя поверхностного натяжения; 1—3 спирта; 15—45 воды; 40—70 нефти (конденсата). Микроэмульсионная оторочка проталкивается водой. Для улучшения процесса вытеснения может быть рекомендована технология закачки: микроэмульсионная оторочка 5—15% порового объема пласта и полимерная оторочка 30—60% порового объема пласта.
Вытеснение нефти и газового конденсата двуокисью углерода основано на способности двуокиси углерода хорошо растворяться в углеводородных жидкостях, снижать их вязкость и тем самым увеличивать их подвижность в пластовых условиях (рис. 5.12, 5.13). Способность двуокиси углерода растворять горные породы также повышает нефте- и конденсатоотдачу пластов. Растворимость горных пород, содержащих СаСОз и MgCO3, увеличивается с повышением давления и понижается с ростом температуры. Увеличение нефтеотдачи с помощью закачки двуокиси углерода производят по следующей технологии: закачивают сначала карбонизированную воду (малоэффективный процесс), затем жидкую или газообразную двуокись углерода, чередующуюся с жидкой или газообразной двуокисью углерода и воды.
Процесс ведут при давлении 14—21 (технология смешивающегося вытеснения) или 5—10 МПа (технология закачки газа
Рис. 5.12. Зависимость |лсм/цн (а) и Нн/Цсм (5) от давления при растворении двуокиси углерода при температуре 49 °C для исходных нефтей вязкостью (мПа-с):7—5; 2-10; 3 — 50; 4 — 100; 5 — 500; 6 — 1000Рис. 5.12. Зависимость |лсм/цн (а) и Нн/Цсм (5) от давления при растворении двуокиси углерода при температуре 49 °C для исходных нефтей вязкостью (мПа-с):7—5; 2-10; 3 — 50; 4 — 100; 5 — 500; 6 — 1000Рис. 5.13. Зависимость коэффициента набухания нефти от содержания в ней двуокиси углерода при различной молекулярной массе нефти: 1 — 175; 2 — 200; 3 — 225; 4 — 250; 5 — 275; 6 — 300; 7 — 325; 8 — 350; 9 — 375; 70 — 400; 77 — 425; 72 — 450; 73 — 475
Рис. 5.12. Зависимость |лсм/цн (а) и Нн/Цсм (5) от давления при растворении двуокиси углерода при температуре 49 °C для исходных нефтей вязкостью (мПа-с):
7—5; 2-10; 3 — 50; 4 — 100; 5 — 500; 6 — 1000
Рис. 5.12. Зависимость |лсм/цн (а) и Нн/Цсм (5) от давления при растворении двуокиси углерода при температуре 49 °C для исходных нефтей вязкостью (мПа-с):
7—5; 2-10; 3 — 50; 4 — 100; 5 — 500; 6 — 1000
высокого давления). Объем оторочки закачиваемой двуокиси углерода — 0,1—0,2 объема пор пласта (в расчете на 100%-нук> концентрацию двуокиси углерода).
Экспериментально установлено, что при прокачке через пласт до 40 объемов пор двуокиси углерода проницаемость пласта увеличивается в 2—3 раза в результате растворения горных пород.
ГЛАВА 6
конструкция скважин
Опорные скважины бурят для изучения глубинного строения малоисследованных крупных районов, определения общих закономерностей стратиграфического и территориального распределения отложений, благоприятных для нефтегазонакопления. В процессе бурения и в период заканчивания в этих скважинах производят полный комплекс промыслово-геофизических исследований, по результатам которых дают прогнозную оценку запасов нефти и газа.
Параметрические скважины бурят с целью изучения глубинного строения и сравнительной нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, для ускорения поисковых работ и снижения их стоимости без ущерба для решения основных геологических задач. Отбор керна сокращен. По результатам бурения могут быть уточнены запасы по категории С2.
Поисковые скважины бурят для выяснения наличия или отсутствия нефтегазовых залежей на новых площадях и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. При вскрытии продуктивных горизонтов и на границах стратиграфических разделов предусматриваются сплошной отбор керна, комплекс промыслово-геофизических исследований и испытание возможно продуктивных горизонтов. По результатам бурения могут быть определены запасы категорий С2 и Сь
Разведочные скважины бурят на площадях, нефтегазоносность которых подтверждена поисковым бурением. При предварительной разведке делают оценку промышленного значения месторождения (залежи) и составляют технико-экономическое обоснование целесообразности его разведки. В результате детальной разведки подготавливают запасы промышленных категорий A + B + Ci и определяют данные для составления проектов разработки месторождений (залежей). При бурении таких скважин предусматривается отбор керна в пределах продуктивных горизонтов, проведение комплекса промыслово-геофизических исследований, а также пробная эксплуатация. Продуктивные разведочные скважины на месторождениях, вводимых в разработку, передают в фонд эксплуатационных.
Эксплуатационные скважины бурят для извлечения пластовых флюидов в соответствии с проектом разработки месторождения. В эту категорию входят также нагнетательные скважины, служащие для закачки в продуктивный объект воды, газа; оценочные— для оценки коллекторов продуктивных горизонтов; наблюдательные и пьезометрические — для наблюдения за изменением давления водогазонефтяного контакта в процессе эксплуатации месторождения.
Специальные скважины бурят для: сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа; проведения спе-
циальных работ по интенсификации притока; разведки и добычи технической воды и т. д.
Конструкция скважин. Ствол скважины сложен горными породами, отличающимися друг от друга литологическими, физико-механическими свойствами, видом насыщающих жидкостей, коэффициентами аномальности пластовых давлений и другими характеристиками.
В процессе бурения ствол скважины может проходить через неустойчивые, склонные к обрушению породы, поглощающие или проявляющие горизонты. В таких случаях трудно обеспечить рациональный режим проходки всех горизонтов.
Для обеспечения необходимых условий успешного строительства скважины и выполнения поставленных задач ее ствол надо крепить одной или несколькими обсадными колоннами. Обсадные колонны должны обеспечивать разобщение и изоляцию пластов с различными коэффициентами аномальности, предотвращение разрушения стенок скважины, сложенных неустойчивыми породами.
Число обсадных колонн, глубина их спуска, диаметры колонн и скважины, интервалы цементирования колонн — все это в совокупности характеризует конструкцию скважин.
Различают обсадные колонны, спускаемые в скважину.
Направление—внешняя обсадная колонна большого диаметра и длиной 20—40 м, предназначенная для предотвращения от размыва рыхлых верхних слоев пород.
Кондуктор — обсадная колонна, предназначенная для перекрытия неглубоко залегающих зон осложнений и крепления направления. Может спускаться до 400—500 м. Если кондуктор оборудуется противовыбросовой арматурой, то минимальную1 глубину установки башмака кондуктора (или промежуточной колонны) рассчитывают из условия предупреждения гидроразрыва при возможных ликвидациях нефтегазопроявлений по формуле:
Н = рн/а, (6.1)
где Н — минимальная глубина спуска кондуктора или промежуточной колонны для безопасного вскрытия горизонтов при опасности проявлений, м; рн — максимально возможное давление в скважине на глубине Н после герметизации устья при выбросе, МПа; а — градиент давления разрыва пластов, МПа/м (ориентировочно а = 0,02-4-0,024 МПа/м). При полном опорожнении скважины значение р» может быть близко к значению пластового давления.
Эксплуатационная колонна — последняя внутренняя обсадная колонна труб, предназначенная для изоляции стенок скважины от проницаемых горизонтов. Она выполняет роль долговремен-
кого герметичного канала, внутри которого по лифтовым трубам транспортируется на поверхность пластовый флюид.
Промежуточная колонна — обсадная колонна, спущенная между кондуктором и эксплуатационной колонной и служащая для перекрытия зон осложнений или горизонтов, которые расположены выше проектной глубины.
Необходимая и минимальная глубина спуска дополнительной промежуточной колонны (или хвостовика):
ц-^Оар^/Щ; ч=ЭДН;(6.2)
H2=(api — aH1)/(^ — ab),(6.3)
где а — коэффициент минимального превышения гидростатического давления над пластовым, установленный для конкретных условий (зависит от глубины скважины и интервала бурения); Рх — пластовое давление в кровле газоносного интервала, МПа; р— давление, вызывающее гидроразрыв, поглощение или прихваты бурильной колонны на глубине Н, МПа; Нх— глубина кровли газоносного интервала, м; Н— глубина подошвы газоносного интервала или проектная глубина скважины в случае неполного вскрытия последнего, м; Н2 — глубина спуска дополнительной промежуточной колонны (хвостовика), м; b— градиент увеличения пластового давления с глубиной в газоносном интервале, МПа/м; 71— плотность промывочной жидкости при вскрытии газоносного интервала, кг/см3; 72— плотность промывочной жидкости, максимально допускаемая при вскрытии этого интервала, кг/см3.
Необходимость спуска дополнительной колонны (хвостовика) возникает, если 71 >72.
В зависимости от числа промежуточных колонн конструкция скважины может быть:
одноколонная — в скважину спущены направление, кондуктор и эксплуатационная колонна;
двухколонная — в скважину кроме направления, кондуктора и эксплуатационной колонны спущена одна промежуточная колонна.
При спуске в скважину двух и более промежуточных колонн ее конструкция будет многоколонной.
Характерной особенностью ряда газовых месторождений является наличие аномально высоких пластовых давлений, а также массивных газовых залежей с большим этажом газоносности.
При строительстве скважин на газовых месторождениях необходимо учитывать специфические особенности:
упругость и сжимаемость газа, насыщающего промывочную жидкость во время бурения;
значительно более высокую подвижность газа и проникающую способность по сравнению с нефтью и водой;
Рис. 6.1. Статистическая кривая для оценки затрат металла на сооружение скважин:
G — масса колонны, кг; Q — дебит скважины, млн. м3/сут; Я — глубина скважины, м; D — диаметр эксплуатационной колонны, см; Кр — коэффициент аномальности пластового давления (Кр=рпл1рг ст)
значительно более высокое давление по стволу от забоя до устья по сравнению с нефтяными скважинами при равных пластовых давлениях;
высокие дебиты и скорости движения газа при эксплуатации газовых скважин, вызывающие значительные потери пластовой энергии.
С целью предупреждения разрыва стенок скважины на газовых месторождениях глубина спуска промежуточных колонн больше, чем на нефтяных месторождениях.
Во избежание возникновения грифонов необходимо до вскрытия газовых или напорных горизонтов кондуктором или промежуточной колонной перекрыть всю пачку пород, которые способны поглощать промывочную жидкость и через которые возможен выход газа на поверхность. Башмак колонны следует устанавливать в плотных непроницаемых породах.
Для газовых месторождений с большим этажом газоносности и аномально высокими пластовыми давлениями число промежуточных колонн и положение их башмаков должно обеспечить бурение без поглощений промывочной жидкости и связанных с ними выбросов и открытых фонтанов.
В общем случае специфика бурения газовых скважин требует применения более тяжелой конструкции по сравнению с нефтяными в аналогичных условиях.
Удельные затраты металла на 1 м проходки характеризуют технико-экономическую рациональность выбранной конструкции скважин (рис. 6.1).
Для сокращения расходов металла и цемента, а также для ускорения работ по креплению скважины, снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе при бурении и креплении, использования современных схем заканчивания и эксплуа-
тации скважины следует применять, если позволяют условия, колонны-хвостовики вместо сплошных обсадных колонн.
Обсадная колонна может спускаться в виде хвостовика в том случае, когда:
прочность предыдущей промежуточной колонны с учетом износа соответствует условиям бурения следующего после спуска хвостовика интервала или условиям эксплуатации скважины;
способ соединения хвостовика с предыдущей промежуточной колонной (подвеска-разъединитель, цементное кольцо, герметизирующее устройство и др.) по герметичности и надежности соответствует условиям дальнейшего бурения или эксплуатации скважины;
способ крепления скважины хвостовиком (подвеска в предыдущей колонне при помощи клинового устройства и др.) должен обеспечить сохранение продольной устойчивости колонны.
Выбор типа соединений обсадных труб определяется ограничениями, которые следуют из требований:
герметичности обсадной колонны в условиях ее испытания и эксплуатации;
скорости сборки колонны при ее спуске в скважину;
обеспечения проектирования скважины с многоколонной конструкцией при ограниченных начальном и конечном диаметрах ствола.
Диаметры колонн и долот выбирают последовательно снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Если скважина имеет открытый тип забоя, то выбор начинают с открытой части ствола.
Один из основных факторов, определяющих конструкцию проектируемой скважины,— диаметр эксплуатационной колонны, который, в свою очередь, зависит от типа пластового флюида, ожидаемого дебита, пластового давления, условий эксплуатации скважины.
Выбрав диаметр эксплуатационной колонны и установив необходимое число и вид промежуточных колонн для перекрытия осложненных участков ствола скважины, можно рассчитать диаметр ствола скважины под соответствующую промежуточную колонну:
Рд = Пм+26,
где /)д и DM — диаметры долота и муфты обсадной колонны, спускаемой в скважину, пробуренную данным долотом; 6 — зазор между муфтой и стенкой скважины, рекомендуемый в пределах от 15 (для крлонн малого диаметра 219—127 мм) до 50 мм (для колонн большого диаметра 407 мм и более).
С увеличением глубины бурения значительно усложняется проблема надежного крепления скважин вследствие аномально высоких пластовых давлений (АВПД), повышенных забойных
Рис. 6.2. Схемы газовых скважин:
а — малый этаж газоносности, высокий дебит; б — большой этаж газоносности, осложненные участки в верхней части разреза, высокий дебит; в—большой этаж газоносно-, сти, высокие пластовые давления; г, д — высокие пластовые давления, наличие агрессивных компонентов; е — скважины на ПХГ, сооруженные в водонапорных структурах
температур, наличия агрессивных компонентов и осложненных зон. Все это требует проектирования сложных металлоемких многоколонных конструкций, подъема цемента за колоннами до устья.
В скважинах с АВПД сплошные промежуточные колонны следует опускать одной секцией, если нет ограничений, обусловленных геологическими особенностями или характеристикой применяемых технических средств.
На рис. 6.2 показаны схемы наиболее характерных конструкций газовых скважин в СССР и за рубежом, сооруженных в различных горно-геологических условиях, на различные объекты.
Высоту подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами выбирают исходя из конкретных горно-геологических условий. За кондуктором затрубное пространство полностью заполняют тампонажным раствором. За промежуточными и эксплуатационными колоннами высота подъема тампонажного раствора должна обеспечивать изоляцию всех напорных водоносных и газонефтяных горизонтов. В скважинах с АВПД следует предусмотреть установку заколонных пакеров типа ПГБ, ПДМ, ППГ и др.
При проектировании конструкций скважин морских месторождений, разбуриваемых со стационарных самоподнимающихся на домкратах и полупогружных оснований и с буровых судов,
необходимо предусматривать замкнутую циркуляцию промывочной жидкости путем использования водоотделительных колонн диаметром 406—610 мм и толщиной стенки до 25,4 мм.
Водоотделительная колонна соединяет подводное устье скважины с плавучим буровым основанием.
Особенности конструкций скважин ПХГ. Выбор конструкции скважины на подземных хранилищах газа (ПХГ), которые создают на истощенных газовых (нефтяных) залежах, водоносных горизонтах и соляных кавернах, должен быть обоснован. Как правило, глубина залегания таких объектов не превышает 2000 м (в основном 800—1200 м), начальные коэффициенты аномальности пластовых давлений изменяются от 0,2 до 1,2, а дебиты скважин на ПХГ — от 2,0 до 1500 тыс. м3/сут (в среднем 120—350 тыс. м3/сут).
Циклические изменения режима работы скважин (закачка — отбор) обусловливают колебания устьевых давлений от 1,5—2,0 до 18 МПа; температур — от 4 до 75 °C и влажности. Скважины ПХГ обычно сооружают вблизи застроенной территории при небольших расстояниях между устьями. Особые, отличные от стандартных повышенные требования к строительству скважин на ПХГ должны обеспечивать:
долголетний срок службы, значительно превышающий обычные сроки разработки газовых залежей;
предупреждение неконтролируемого выхода газа из скважин на дневную поверхность, загрязнение подземных источников водоснабжения и воздушного бассейна в связи с расположением объектов ПХГ обычно вблизи крупных городов и густонаселенных районов;
сохранение естественной проницаемости пород в призабойной зоне скважин при вскрытии пласта, освоении скважин в условиях резких изменений пластового давления в течение годового цикла работы ПХГ.
В связи с перечисленным выше на большинстве ПХГ промежуточная колонна должна практически дублировать эксплуатационную. Башмак эксплуатационной колонны следует оборудовать заколонным пакером (см. рис. 6.2, е).
Конструкция забоя скважины в продуктивном пласте зависит от многих факторов, в том числе от конструкции скважины, типа коллектора, его проницаемости, степени однородности и устойчивости пород коллектора и склонности его к разрушению в процессе разработки объекта, толщины продуктивного пласта и т. д. Конструкция забоя может быть выбрана (рис. 6.3): открытой, закрытой, смешанной, предотвращающей разрушение и вынос пластового песка.
Прочность пород, слагающих продуктивный горизонт, и склонность их к разрушению в процессе разработки являются основными условиями, определяющими необходимость крепле- 68
о
Рис. 6.3. Схема выбора конструкции забоя скважины
Рис. 6.4. Схемы конструкций призабойной зоны скважин:
а—открытый забой; б, s — забой перекрыт перфорированными обсадными колоннами (б) и хвостовиком (в); г, д — забой перекрыт перфорированной на поверхности обсадной трубой (а), фильтром (б)
ния забоя скважины. Если продуктивный пласт сложен непрочными породами (в основном это песчаные породы), то необходимо применять конструкцию забоя, обеспечивающую предотвращение разрушения пласта и выноса породы. В ряде случаев, особенно в скважинах подземных хранилищ газа, призабойную зону необходимо оборудовать противопесочными фильтрами, наиболее эффективные из которых гравийные.
Продуктивные горизонты, представленные прочными трещинными и порово-трещинными коллекторами, эксплуатируются скважинами с открытым забоем (рис. 6.4, а) или перекрытым перфорированной обсадной колонной или хвостовиком (рис. 6.4. б, в), не зацементированным в интервале продуктивного пласта.
В том случае, когда продуктивный горизонт независимо от типа коллектора представлен неоднородными по проницаемости породами, следует применять закрытый забой, т. е. забой, перекрытый зацементированной перфорированной обсадной колонной (хвостовиком).
Наличие в непосредственной близости (до 5 м) от продуктивного горизонта напорного пласта (вода, газ) обусловливает использование конструкции смешанного типа.
При проектировании конструкции забоя необходимо учитывать толщину продуктивного пласта. Так, в карбонатных породах при толщине пласта более 100 м рекомендуется использование конструкции забоя смешанного типа; в терригенных неустойчивых коллекторах при толщине пласта более 10 м рекомендуются фильтры различного типа (гравийные, из высокопроницаемого тампонажного материала и т. д.).
При выборе конструкции забоя для карбонатных коллекторов следует учитывать показатели, характеризующие устойчивость пород пласта и его фильтрационные свойства.
Устойчивость пласта-коллектора определяется при предельно допустимых перепадах давления (наличие или отсутствие пластового песка в продукции скважины при ее исследовании). Предельный перепад давления находят из условия grad рпл< <0,01 МПа/м. В этом случае возможна эксплуатация скважины с открытым забоем.
При grad рлл>0,01 МПа/м, но невысокой проницаемости пласта (/Сп<0,1 мкм2— поровая проницаемость или Кт<. <0,01 мкм2 — трещинная проницаемость) также возможна эксплуатация скважины с открытым забоем без оборудования забоя фильтром.
Если в последнем случае проницаемость пласта окажется высокой (/<п>0,1 мкм2 или ^>>0,01 мкм2), то забой скважины следует оборудовать фильтром (рис. 6.4, б).
При проектировании конструкций забоя скважин на подземных хранилищах газа следует учитывать дополнительно условия и особенности их работы. Скважины на ПХГ эксплуатируются в циклическом режиме (закачка — отбор), обусловливающем резкие колебания в призабойной зоне пласта давлений, температуры и влажности.
Кроме того, продолжительность эксплуатации скважин на ПХГ в несколько раз превышает время эксплуатации обычных эксплуатационных скважин. Учитывая эти особенности, скважины на ПХГ, сооружаемые даже в относительно устойчивых пластах-коллекторах порового или порово-трещинного типа, необходимо оборудовать противопесочными фильтрами.
В зависимости от физико-механических характеристик пласта-коллектора, его толщины и глубины залегания наибольшее применение получили гравийные фильтры следующих основных типов:
в открытом расширенном забое скважины (рис. 6.5, а);
в расширенном и перекрытом перфорированной на поверхности обсадной колонной или хвостовиком (рис. 6.5, б);
в перекрытом зацементированной и перфорированной обсадной колонной (рис. 6.5, в).
Наиболее эффективна конструкция открытого расширенного забоя с оборудованием его гравийным фильтром и использованием в качестве несущего каркаса сварного фильтра с трапецеидальным сечением проволоки.
Оборудование устья скважины для эксплуатации зависит от ее назначения, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации и числа одновременно эксплуатируемых объектов. После спуска обсадных колонн производят обвязку устья скважины при помощи колонной головки, которая предназначена
Рис. 6.5. Схемы оборудования скважин гравийными фильтрами:Рис. 6.5. Схемы оборудования скважин гравийными фильтрами:1—колонна НКТ; 2— пакер; 3— гравий; 4— проволочный фильтр-каркас; 5— заколонный пакер; 6 — перфорированная на поверхности обсадная труба; 7 — цементное кольцо;8 — перфорационные каналы1—колонна НКТ; 2— пакер; 3— гравий; 4— проволочный фильтр-каркас; 5— заколонный пакер; 6 — перфорированная на поверхности обсадная труба; 7 — цементное кольцо;8 — перфорационные каналы
Рис. 6.5. Схемы оборудования скважин гравийными фильтрами:
Рис. 6.5. Схемы оборудования скважин гравийными фильтрами:
1—колонна НКТ; 2— пакер; 3— гравий; 4— проволочный фильтр-каркас; 5— заколонный пакер; 6 — перфорированная на поверхности обсадная труба; 7 — цементное кольцо;
8 — перфорационные каналы
1—колонна НКТ; 2— пакер; 3— гравий; 4— проволочный фильтр-каркас; 5— заколонный пакер; 6 — перфорированная на поверхности обсадная труба; 7 — цементное кольцо;
8 — перфорационные каналы
для обвязки обсадных труб между собой и для герметизации межтрубного пространства.
На колонной головке устанавливают фонтанную арматуру, предназначенную для оборудования устья скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режима эксплуатации.
Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного заколонного пространства проверяют путем опрессовки после замены продувочной жидкости на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наибольшее ожидаемое давление в период эксплуатации или испытания.
Во всех случаях давление опрессовки верхней секции колонны должно быть не меньше следующих значений:
Наружный диаметр колонны, мм .Наименьшее давление опрессовки колонны, МПаНаружный диаметр колонны, мм .Наименьшее давление опрессовки колонны, МПаНаружный диаметр колонны, мм .Наименьшее давление опрессовки колонны, МПаНаружный диаметр колонны, мм .Наименьшее давление опрессовки колонны, МПа426—377351—273245—219426—377351—273245—219567194—178168146—140127—1147,591012567194—178168146—140127—1147,591012
Наружный диаметр колонны, мм .
Наименьшее давление опрессовки колонны, МПа
Наружный диаметр колонны, мм .
Наименьшее давление опрессовки колонны, МПа
Наружный диаметр колонны, мм .
Наименьшее давление опрессовки колонны, МПа
Наружный диаметр колонны, мм .
Наименьшее давление опрессовки колонны, МПа
426—377351—273245—219
426—377351—273245—219
567
194—178168146—140127—114
7,591012
567
194—178168146—140127—114
7,591012
Если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье, а давление, указанное выше, в период выдержки снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовочном давлении 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при меньшем опрессовочном давлении, то колонну считают герметичной.
В газовых скважинах герметичность устьевой части эксплуатационных колонн дополнительно проверяют опрессовкой воздухом.
Фонтанная арматура позволяет:
проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию скважины;
закачивать в скважину сжатый газ, воздух, жидкости и их смеси;
направлять продукцию скважины на сборные пункты, коллекторы, групповые установки;
регулировать отбор продукции из скважины;
замерять забойное, буферное, кольцевое и затрубное давления;
проводить различные исследовательские и геолого-технические мероприятия (очистка фонтанных труб от солей, парафина и т. д.);
в случае необходимости глушить скважину закачкой промывочной жидкости или закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески подъемных (фонтанных) труб, герметизации затрубного пространства (между эксплуатационной колонной и колонной НКТ), а также для закачки в скважину через это пространство воды, нефти, газа при освоении скважины, промывки ее от песчаных пробок на забое без подъема труб. Своим нижним фланцем трубная головка закрепляется на верхнем фланце колонной головки.
Фонтанную елку монтируют над трубной головкой. Она предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии, регулирования отбора пластовых флюидов, проведения различных исследовательских работ; переключения струи из одной струны в другую, для проверки и замены штуцеров, ремонтных работ на рабочем манифольде и в выкидной линии, для закрытия в случае необходимости фонтанирующей скважины под давлением.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным параметрам: рабочему и пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину колонн НКТ, виду запорных устройств. В соответствии с ГОСТ 13846—84 заводы выпускают фонтанные арматуры на давление 7—100 МПа с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм.
По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делят на тройниковые и крестовые, а по числу спускаемых в скважину рядов трубки — на одно- и двухрядные.
Фонтанные арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа используют в основном для фонтанных скважин, а на давление 35—100 МПа — для оборудования глубоких, сверхглубоких и скважин с аномально высоким пластовым давлением.
Арматуры с диаметром прохода стволовой части елки от 65 до 150 мм применяют для оснащения высокодебитных газовых скважин.
Для оборудования газовых скважин чаще используют фонтанную арматуру крестового типа с фланцевыми соединениями.
Пластовый флюид поднимается по колонне НКТ, спускаемой на определенную глубину перед пуском скважины в эксплуатацию.
Насосно-компрессорные трубы выпускаются следующих диаметров (в мм): 38—42; 48; 60; 73; 89; 102; 114 с толщиной стенок от 4 до 7 мм.
В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового давления, температуры, наличия жидкости в газе и других факторов используют две схемы обвязки: индивидуальную и групповую. При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регулирования работы, отделения примесей, измерения дебита и конденсата и предотвращения образования гидратов размещают на устье скважины и около него.
При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматуру, все остальное оборудование и приборы для группы скважин монтируют на групповом пункте, где производят смену штуцеров, отделение примесей из газа и сбор конденсата, осуществляют мероприятия против гидратообразования, измеряют дебиты газа и конденсата всех подключенных скважин. При этом каждая скважина в группе связана с групповым пунктом коллектором высокого давления.
Технологическую схему эксплуатации выбирают в зависимости от числа продуктивных объектов, вскрытых скважиной, пластовых давлений, температур, состава пластовых флюидов, расположения объектов.
Объекты с одинаковыми характеристиками эксплуатируют одновременно при спуске в скважину одной колонны НКТ. Как правило, газовые месторождения эксплуатируются по колонне нкт.
На рис. 6.6 показаны технологические схемы обвязки фонтанной арматуры однообъектных скважин, эксплуатация которых осуществляется только по колонне НКТ или по колонне НКТ и затрубному пространству.
Одновременная раздельная эксплуатация скважин (ОРЭ) — метод эксплуатации одной скважиной двух и более продуктивных пластов с различными геолого-техническими характеристиками многопластовых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, разбуриваемых одной сеткой скважин.
При эксплуатации скважин по этому методу ее устье оборудуют стандартной или специальной фонтанной арматурой, а в скважину спускают специальное оборудование (установки), обеспечивающее транспортирование пластовых флюидов каждого пласта на поверхность или закачку с поверхности в каждый пласт по самостоятельным каналам или совместному, независимое регулирование и отработку пластов, а также возмож-
Рис. 6.6. Технологические схемы обвязки фонтанной арматуры однообъектных скважин, эксплуатация которых осуществляется:
а — только по НКТ; б— по НКТ и затрубному пространству в один шлейф
ность проведения независимых исследований пластов, операций по освоению, глушению и технологических воздействий на призабойную зону каждого из пластов.
На рис. 6.7 приведены технологические схемы обвязки фонтанной арматуры двухобъектных скважин с концентрической подвеской двух рядов НКТ, эксплуатация которых осуществляется как в один, так и в два шлейфа.
В зависимости от назначения одновременной раздельной эксплуатации используют установки по добыче и закачке.
По числу одновременно эксплуатируемых пластов технологические схемы ОРЭ классифицируют для двух, трех и более пластов.
По конструктивному оформлению подразделяют установки: с концентрическими, параллельными и одноколонным рядами НКТ с регулированием отбора или закачки по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, давлений и температур, состав пластовых флюидов или закачивае-
Рис. 6.7. Технологические схемы обвязки фонтанной арматуры двухобъектных скважин (концентрическая подвеска двух рядов НКТ), эксплуатация которых осуществляется:
а — в один шлейф; б — в два шлейфа
мой жидкости, наличие или отсутствие агрессивных компонентов, наличие песка, парафина, минеральных солей, режим эксплуатации— форсированный или стандартный и т. д.) влияют на конструктивные особенности установок и технологические схемы О РЭ.
Расход газа через отверстия перепускных клапанов (диафрагмы) при однорядной конструкции скважин по схеме ОРЭ определяют по выражению
Q — Qrp
K^p \. ^р; т Г
(6Л)
р, МПа
Рис. 6.8. Зависимость расхода газа Q (А=0,6; Т=20°С) от давления р при перепаде давления на диафрагме Ар=0,2 МПа и различных диаметрах диафрагмы d
где QTp = Q^p; ^о)—из уравнения истечения газа при докрити- ческом режиме через отверстие (диафрагму), млн. м3/сут; Кьр — поправка на перепад давления; К- т — поправка на относительную плотность и температуру газа (рис. 6.8; 6.9; 6.10).
Технологические схемы ввода в скважины ингибиторов коррозии и гидратообразования выбирают в зависимости от технологических схем эксплуатации и конкретных геолого-технологических условий (рис. 6.11, 6.12).
Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (в м) для газовых и газоконденсатных месторождений с достаточной степенью точности определяют из формулы для забойного дав-
Рис. 6.9. Зависимость коэффициента коррекции расхода газа КдР от перепада давления на диафрагме Др
Рис. 6.10. Зависимость температуры Т от коэффициента коррекции расхода газа КР при различной относительной плотности (цифры на кривых)
ления работающей скважины, преобразованной относительно диаметра
1/ 1,377тРТср72 е’,(б.5)
вн у(Рз2—Ру2е )
Рис. 6.11. Технологические схемы ингибирования скважин при одноколонной конструкции:
а—беспакерная схема; б, в— пакерные схемы; 1—эксплуатационная колонна; 2— НКТ для добычи газа; 3— ингибиторопровод; 4 — переводник с ингибиторным клапаном; 5 — ингибиторный (или газлифтный) клапан; 6 — пакер; 7 — пласт
Рис. 6.12. Технологические схемы ингибирования скважин при двухколонной конструкции:
« — параллельные ряды НКТ; б — У-образное соединение пераллельных рядов НКТ в циркуляционной головке; в — концентрические ряды НКТ; 1—эксплуатационная колонна;
2— НКТ для подачи ингибитора; 3— НКТ для добычи газа; 4 — циркуляционная головка; 5 — обратный клапан; 6 — пакер; 7 — пласт
где К — коэффициент гидравлического сопротивления; Zcp— средний по длине НКТ коэффициент сжимаемости газа; Тср — средняя по длине НКТ температура газа, К; q— дебит газа, тыс. м3/сут; р3, ру — соответственно забойное и устьевое давления, 10 МПа; 5 = 0,03415 prT/(ZcpTcp); рг — относительная плотность газа; L — длина НКТ, м.
В том случае, когда в продукции скважины выносится значительное количество жидкости (более 560 см3 на 1 м3 газа), диаметр НКТ следует находить по аналогии с нефтяными скважинами, переходящими с режима фонтанирования на режим газлифтной эксплуатации.
Для условий начала фонтанирования внутренний диаметр нкт
dBH = 186 V VФж.начРж.нач 1(6-6)
' Рз кРу^КОН
для условий окончания режима фонтанирования (переход на газлифтный режим)
^вн=4001/V;—^,(6.7)
Г Рз Ру.КОН г РжЯ^ Рз" Ру.кон
где дж— дебит по жидкости, т/сут; рж— плотность жидкости, КГ/м3; Ру.нач? Ру.кон давление на устье соответственно начальное и конечное; g— ускорение свободного падения.
В режиме газлифтной эксплуатации скважин с диаметром НКТ, определенным по формулам (6.5), (6.6), удельный расход газа будет оптимальным
Р 0,388ЦРж^ 4~ Ру ' Рз)OY
Л°ПТ V5(P3-Py)lg(P3/Py) '
Удельный расход закачиваемого газа /?зак при газовом факторе пласта Г составит
Язак = (^опт — Г).(6.9)
(6.10)(6.10)Оптимальный объем закачиваемого газа
(6.10)
(6.10)
(рг)опт — ^зак^ж-
При диаметре НКТ большем, чем диаметр, которому соответствует оптимальный газовый фактор, пропускная способность НКТ по жидкости определяется по формуле
/л \ 15-10_Мвн /Рз РуХ1”1П
кЧж/ШахТПП7‘10
Рж ’\^/
Этому расходу жидкости соответствует максимальный удельный расход газа
Язак =ЗЖ^Рж(6.12)
d°»4p3 — Py)lg(p3/Py)
(6.13)(6.13)В этом случае объем закачиваемого газа (<7r)max“^?max(^ж)тах-
(6.13)
(6.13)
Гидродинамический расчет газлифтного подъемника производят согласно РД 51-01-04—84 «Методика расчета фонтанного и газлифтного подъемника». В основе расчета движения газожидкостных смесей в колонне НКТ скважин лежит решение дифференциального уравнения движения:
^ = Рсм£ cos 6 + ^^,(6-14)
где (dpldl) —потери давления по длине ствола; рсм— плотность газожидкостной смеси; g— ускорение свободного падения; 6 — угол наклона скважины от вертикали; (dp/dl)^— составляющая потерь давления на трение.
Первое слагаемое уравнения (6.14) представляет собой вес столба газожидкостной смеси.
Дифференциальное уравнение (6.14) может быть решено с использованием пакета прикладных программ, имеющегося в комплекте любой современной ЭВМ. Если газожидкостная смесь состоит из газа, воды и нефти (газовый конденсат), то плотность смеси определяют из формулы:
Рсм = рнфпЧ' рвфв + ргфг,(6.15)
где рн, рВ; Рг — плотность соответственно нефти, воды, газа; фн, фв, Фг — насыщенность потока нефтью, водой, газом.
При этом
фн+фв + фг=1.(6.16)
Плотность нефти, воды и газа в сечении газлифтного подъемника находят из соотношений
Рн — рно+ZB(p — ргР;
рв —Рво + ^в(р— Pq)*, Pl-рв —Рво + ^в(р— Pq)*, Pl-ProProрТ0p0TZr ’рТ0p0TZr ’(6.17)(6.17)
рв —Рво + ^в(р— Pq)*, Pl-
рв —Рво + ^в(р— Pq)*, Pl-
Pro
Pro
рТ0
p0TZr ’
рТ0
p0TZr ’
(6.17)
(6.17)
где рно, рво, pro — плотность нефти, воды, газа в нормальных условиях; Zn, Zb, Zr — коэффициенты сжимаемости нефти, воды, газа; р0, То — давление и температура нормальных условий; Т— температура потока; р— давление потока.
Объемные расходы нефти, воды и газа в газлифтном подъемнике определяются следующими выражениями:
100 — пп
^н100— Too "рТ;
а^н “ р^ ^р»—рП q^ (L—/ijl(6.18)
I1VVI Up
где дж— объемный расход жидкости; п— обводненность жидкостной продукции скважины; рн — давление насыщения; qrK — расход газа на глубине установки газлифтного клапана; hK — глубина установки газлифтного клапана.
Расходные содержания фаз в потоке соответственно нефти, воды, газа:
^н = ^н/^н + ^в + ^г);
Рв— ^B/f^H + ^B-b^r);
рг = ^г/^н + 7в + 7г).(6.19)
6—33981
Для решения дифференциального уравнения (6.14) распределение температуры по длине подъемника принимают линейным:
T=T3A-VTy-T3HX/L), (6.20)
где Т3, Ту — забойная и устьевая температуры; X, L — текущая и общая длина НКТ.
Вязкость жидкой фазы, параметры Рейнольдса и Фруда смеси определяют по формулам
Ннфн ЩФв .
~ Фн + Фв ’
R^CMR^CMД^нРн "Нврв+ <Ы>.-)Д^нРн "Нврв+ <Ы>.-)(6-21)(6-21)
R^CM
R^CM
Д^нРн "Нврв+ <Ы>.-)
Д^нРн "Нврв+ <Ы>.-)
(6-21)
(6-21)
Рр __ I _Д£н_ТДд2еДг11
См L itd^Vgd- J
где цж, цн, цв — вязкость соответственно жидкости, нефти, воды; срн — нефтенасыщенность; фв— водонасыщенность; d— внутренний диаметр НКТ.
Для решения дифференциального уравнения (6.14) неизвестными параметрами являются газонасыщенность фг и коэффициент гидравлического сопротивления X, входящий во второй член правой части дифференциального уравнения (6.14).
Величины фг и X являются функциями параметров рг, ReCM, FrCM. Такие функции установлены в результате многочисленных экспериментов в широком диапазоне изменения рг.
Водонасыщенность потока
%^-Ry^.(6.22)
Коэффициент гидравлических сопротивлений определяется зависимостями
% = 0,6/(Re)°>315 для фг^ 0,442;
Х = ( 1,13— 1,2фг)(Ке)0-315 для фг>0,442.(6.23)
Величину (др/dl) из уравнения (6.14) находят по формуле (4-) = 8АРсм^^.(6.24)
Решение уравнений (6.14) — (6.24) позволяет определить: глубину установки газлифтного клапана (ввод рабочего агента) hK при заданном забойном давлении, дебите и располагаемом давлении компримируемого рабочего агента; расход рабочего агента ^г; удельный расход рабочего агента R = qT!q»\ распределение давления по длине газожидкостного подъемника.
Колонны НКТ рассчитывают на прочность, определяя возможные нагрузки и деформации в теле труб и резьбовых соединениях, возникающие в процессе строительства, капитального ремонта (спуско-подъемные операции) и эксплуатации скважин (добыча, закачка, работы по интенсификации). Сравнение рассчитанных возможных нагрузок и деформаций в теле труб и в резьбовых соединениях с допустимыми (по прочностным характеристикам труб), с учетом коэффициента запаса на прочность и коррозию, позволяет установить оптимальную конструкцию колонны НКТ и определить длины секций НКТ различных диаметров и толщины стенок труб при ступенчатой колонне нкт.
Прогнозирование деформаций и напряжений, возникающих в колоннах НКТ в процессе строительства и капитального ремонта, осуществляют на основе анализа состояния свободно подвешенной колонны НКТ.
Критическое давление рКр, при котором напряжения в стенке трубы достигают предела текучести, рассчитывают с учетом возможного избыточного наружного (со стороны горных пород) давления
— \/"^ ^^ + 2p3Kmin )] — 4^0Рат^ . (6.25)
Страгивающее напряжение рстр для муфтовых соединений труб, при котором в наиболее опасном резьбовом сечении напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле
рСТР = —. (6 26)
■ 1 + -2ТС№+
Допустимый запас прочности от страгивающих напряжений Кстр принимают в зависимости от глубин спуска и диаметра колонн:
Диаметр, мм <219>219
Глубина, м <3500>3500<2000 >2000
Кстр 1,151,301,201,40
Избыточное внутреннее давление, при котором в стенке трубы напряжения достигают предела текучести:
п 0,2бот
Двнг, •(6.27)
Азалии
При расчетах рвн запас прочности К обычно принимают 1,3—1,5.
Предельно допустимые глубины спуска колонны НКТ находят исходя из предельных напряжений:
с учетом страгивающих напряжений
Н =Н =СТТ^стрРст^СТТ^стрРст^(6.28)(6.28)
Н =
Н =
СТТ
^стрРст^
СТТ
^стрРст^
(6.28)
(6.28)
с учетом веса колонны труб при полном их опорожнении
ЯЯот^СзапРст^от^СзапРст^(6.29)(6.29)
Я
Я
от^СзапРст^
от^СзапРст^
(6.29)
(6.29)
Допустимый запас прочности Кзап принимают равным 1,5.
Предельно допустимые глубины спуска эксплуатационных колонн с учетом наружных сминающих давлений столба глинистого раствора определяют из выражений:
при частичном снижении уровня
(6.30)(6.30)(6.31)(6.31)дЮОРкр О, 1^СсмРнД.
(6.30)
(6.30)
(6.31)
(6.31)
О > 1Мм(Ртр — Рн)^’
при полном опорожнении колонны (длиной до 2000 м)
100ркР
0, 1МмРгР£
Предельно допустимые глубины спуска промежуточных обсадных колонн не рассчитывают на сминающие напряжения. Предельно допустимые глубины их спуска определяют по аналогии с глубинами спуска колонн НКТ по формулам (6.25) и (6.26) на страгивающие и растягивающие напряжения.
В расчетах учитывают уменьшение наружного давления рк9 для скважин различной глубины:
Глубина скважины, м..2500300040005000
Уменьшение ркр, % ...18,8—2,518,1—2,216,2—2,111,2—2,0
Предельно допустимое давление на обсадные трубы от страгивающих напряжений определяют по формуле
Рдоп = Рстр/Кстр>(6.32)
В приведенных формулах Kmin=6min/S; Ko=^ojD; D, DH, Яв, Пср — соответственно номинальный, наружный и внутренний диаметры труб, средний диаметр резьбы по первой полной нитке, см; от — предел текучести, кПа-10; Е— модуль упругости, МПа; е — овальность (^ = 0,010 для 7)<168 мм); е — 0,015 для 168<Z)-<219 мм, е = 0,02 для £>>-219 мм); -6тш = 0,815 6; 6о = О,9О56; p = 6o/6min= 1,034 — расчетные величины; 6 — номинальная толщина стенки труб, мм; b—толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы, см; I — длина нарезанной части трубы, см; X— угол между опорной по-
верхностью резьбы и осью трубы, градус; ф — угол трения (ф = 18°), градус; Н— глубина спуска труб, м; h— частичное снижение уровня глинистого раствора в скважине, м; hx — интервал перфорации, м; ргр, рн — плотность глинистого раствора и нефти, кг/м3; Ксм, Кзап, Астр— запас прочности на смятие, допустимый запас прочности, запас прочности на страгивание; G = Wsg— вес колонны труб в воздухе, кН; Ws—масса колонны труб в воздухе, кг; g = 9,81 м/с2— ускорение свободного падения; рст — плотность стали, кг/м3.
Для ступенчатых колонн, состоящих из труб разных размеров, глубина спуска определяется из условий прочности в верхней, наиболее нагруженной части каждой ступени колонны. Расчет ведут от ступени к ступени, начиная снизу. Нижнюю секцию рассчитывают исходя из предельных нагрузок в этой секции с учетом соответствующих коэффициентов запаса прочности, а последующие секции — исходя из предельных нагрузок в этой секции с учетом нагрузок в нижней секции и коэффициентов запаса прочности. Аналогично рассчитывают третью и последующие секции Многоступенчатых колонн.
Деформация ДУГ свободно подвешенной колонны НКТ, эксплуатационной или промежуточной обсадной колонны с учетом полного опорожнения скважины и при известной величине нагрузки Р (например, под действием предельного веса колон- ны G = l^sg, рис. 6.13) может быть определена из закона Гука: дя=^-, (6.33)
где Н— предельная глубина спуска колонны, м; Р — нагрузка, кН; G— предельный вес колонны, кН; Е — модуль Юнга, Па; As — площадь сечения стенок труб, м2.
Прогнозирование деформаций и нагрузок, возникающих в колоннах НКТ при эксплуатации скважин, осуществляют на основе рассмотрения совместной работы системы колонна НКТ — пакер. Изменение рабочих давлений, плотностей и температур в трубном и затрубном пространствах вызывает возникновение нагрузок и деформаций в стенках труб, что выражается в соответствующих изменениях (растяжение или укорочение) длины колонны НКТ. Задача состоит в том, чтобы, оценив возможные деформации и нагрузки, правильно выбрать оборудование для комплектации скважин: определить типоразмер НКТ (диаметр, группа прочности, толщина стенки), конструкцию колонны НКТ (одноколонная или ступенчатая), типоразмер и модель пакера.
Сжимающие нагрузки в колонне НКТ возникают в процессе добычи газа. Особенно они велики при исследованиях скважин на максимальных дебитах и при аварийных выбросах. Сниже-
Рис. 6.13. Кривые удлинения (цифры на кривых, в см) колонны НКТ под действием собственного веса для труб диаметром 89 (а) и 114 мм (б) при линейной массе соответственно 13,7 и 18,75 кг/м
ние температуры среды в колонне НКТ вызывает также сжимающие нагрузки.
Растягивающие нагрузки в колонне НКТ возникают при проведении технологических операций на скважинах (гидроразрывы пласта, пенокислотные обработки, глушение скважин и операции по закачке рабочих сред в пласт).
Векторная сумма нагрузок, действующих в колоннах НКТ, не должна превышать прочностную характеристику применяемого сортамента труб с учетом коэффициента запаса прочности. В противном случае в теле труб могут возникнуть остаточные деформации, которые приведут к нарушению устойчивости и даже к разрушению колонны НКТ. Кроме проверки прочности колонн НКТ от возникающих в них нагрузок изменение давления, плотности и температуры среды в стволе скважины влияет на технологию посадки и срыва пакера, особенно если применяется гидравлический пакер.
Для оценки деформаций и нагрузок в системе колонна НКТ — пакер необходимо знать характер сопряжения колонны с пакером. Различают соединения, допускающие свободное перемещение нижнего конца труб относительно пакера, ограниченное перемещение нижнего конца труб относительно пакера и не допускающие перемещение нижнего конца труб относительно пакера (жесткое соединение).
При свободном или ограниченном перемещении нижнего конца труб относительно пакера изменение рабочих условий эксплуатации скважин приводит к деформации колонны НКТ, ее удлинению или укорачиванию. При жестком соединении пакера с колонной НКТ возникают нагрузки как в самом соединении, так и в теле труб.
Задача о растяжении и сжатии колонны НКТ в скважине, оснащенной пакером, является довольно сложной, так как приходится решать нелинейное уравнение четвертой степени изменения величины продольного изгиба стержня (колонны НКТ) относительно оси этого стержня, имея в виду, что плотность, давление и температура среды изменяются как по стволу скважины (по длине стержня), так и во времени.
Это уравнение решают методом итераций, требующим большого объема вычислительных работ.
В промысловой практике задачу упрощают без снижения точности расчетов, рассматривая нагрузки квазистационарны- ми, а изменения давления, плотности и температуры среды по стволу скважины — линейными.
Из всего многообразия факторов, вызывающих появление нагрузок и деформаций в системе колонна НКТ — пакер, основными являются следующие: поршневой эффект, продольный изгиб или выпучивание, раздувание или обратное этому явлению обжатие колонны НКТ и тепловое расширение или сжатие колонны.
За исключением силы, вызывающей продольный изгиб колонны, указанные нагрузки линейно связаны с деформацией колонны и легко могут быть рассчитаны.
Поршневой эффект — воздействие осевой сосредоточенной силы, приложенной к нижнему концу труб в результате изменения давления среды в трубном и затрубном пространствах на уровне пакера и вызывающей деформацию колонны НКТ в соответствии с законом Гука. Деформация колонны НКТ в результате поршневого эффекта определяется выражением: Д//1 = ^^ = -f^" [ <ЛП—Лв)ДрНкт—(Лп—Лн)Ар3атр].(6.34)
Сила F\ = F\ -фГ] ^^[(Лр Лв)Дрнкт (Лп Лн)ДрзаТр], определяемая изменением трубного ДрНкт и затрубного Дрзатр давлений, вызывает изменение длины НКТ ДЯ^ДТ//—ДЯ/С Величины
(6.35)(6.35)АЯ\ =-|^-(Лп—Лв) Арнкт; АН’^ = -^- (Лп—лн) Дрзатр
(6.35)
(6.35)
/,НКТ'МПаAjaip.^
Рис. 6.14. Зависимость поршневой силы, вызывающей укорочение или удлинение колонны НКТ, от изменения давления в НКТ (а) и в затрубье (б) при условном диаметре в мм (линейная масса в кг/м):
7 — 168 (35,8); 2— 146 (28,8); 3- 127 (23,1); 4 — 114 (18,75); 5—102 (16,4); 6 — 89 (13,7); 7— 73 (9,67); 8 — 60 (7,0); 5 — 52 (5,06)
могут быть табулированы в зависимости от длины Н колонны НКТ, изменения трубного АрНкт и затрубного Ар3атр давлений, внутреннего Лв и наружного Лн сечений НКТ, уплотняемой площади сечения НКТ в пакере Лп и площади сечения стенки труб НКТ Л5 (рис. 6.14).
Приращение или возрастание трубного давления АрНкт на уровне установки пакера и соответствующее этому приращению укорочение колонны НКТ принимают за положительное значение и, наоборот, уменьшение трубного давления и соответствующее ему растяжение колонны НКТ — за отрицательное.
Приращение затрубного давления Арзатр, принимаемое за положительное значение, вызывает растяжение колонны НКТ (отрицательное значение А/Л). Наоборот, уменьшение затрубного давления Арзатр, принимаемое за отрицательное значение, вызывает укорочение колонны НКТ (положительное значение А^).
Выпучивание или спиральный продольный изгиб (скручивание) колонны НКТ определяют двумя факторами — наличием осевой сосредоточенной силы, обусловленной поршневым эффектом или разгрузкой колонны на пакер; избыточным давлением в колонне НКТ по отношению к давлению в затрубном пространстве на уровне установки пакера. Колонна НКТ будет
выпучиваться по спирали (скручиваться), если давление в НКТ будет больше, чем в затрубном пространстве. Если в затрубном пространстве давление выше, чем давление в НКТ, то явление выпучивания отсутствует.
Деформация колонны НКТ в результате их выпучивания по спирали определяется выражением
^^-^ДАРикт Арзатр)2/с пс\
2 — 8EI(WS Д - Wo) ‘
При этом коэффициент усилия
К — ^2п(ДрНКТ АРзатр)
юоо2
коэффициент перемещения уплотнения системы пакер — колонна НКТ Кн=г2 10002/[8£/(Г8+Гг—U^o)]! и фиктивное усилие, вызывающее выпучивание колонны Е^^Ип^Рнкт—АРзатр), могут быть табулированы. При табулированных значениях F2, Кг2и Кн деформация колонны НКТ от продольного изгиба записывается как произведение
&Н2 = KfzKz-(6.37)
Раздувание или обратное ему явление обжатия колонны НКТ зависит от трех факторов: изменения средней плотности рабочей среды в НКТ и затрубье; изменения среднего давления в НКТ и затрубье; относительного (к единице длины) перепада давления на трение в колонне НКТ, вызванного движением рабочей среды.
Следует иметь в виду, что термин «среднее» относится к усреднению параметров по высоте колонны НКТ (принимается линейное изменение давления, температуры и плотности), а термин «изменение» (приращение или уменьшение) —к изменению средних (по высоте колонны НКТ) параметров, которые изменяются в процессе эксплуатации скважин (сравнение параметров в начальный период эксплуатации, в конечный период эксплуатации или в период проведения технологических операций на скважинах — гидроразрыв, закачка газа, глушение и т. п.).
При увеличении плотности и давления внутри НКТ уменьшается ее длина, и наоборот. При повышении плотности и давления в затрубном пространстве колонна НКТ растягивается, и наоборот.
Деформация колонны НКТ, обусловленная действием сил, которые возникают от изменения средней плотности, среднего давления и относительных средних потерь давления на трение, определяется выражением
Д^з“4 Д^р {[(др™т)=р- Дг(ДРзатр) ср]-^г-Д’ 6} + + ^[(ДР™т)ср-«2(ДРзатр)=р]-(6 38)
Деформации колонны НКТ, вызванные изменением средних значений плотности в трубах и затрубье, равны соответственно:
(А^з)рнкт "ДГ (^— 1) (^Рнкт)ср»
и(6'39)
(А^з)рнкт =^2 _ j) (^Рзатр)ср-
сил трения при дви-сил трения при дви-(6.40)(6.40)Деформация, вызванная изменением женин среды в трубах, составляет
сил трения при дви-
сил трения при дви-
(6.40)
(6.40)
Е (^2 _ 2) 2р
Деформации, вызванные изменением трубах и затрубье, соответственно равны:(^з)рНКт = ~g~ (^2 _ 2) (^Рнкг)ср,Деформации, вызванные изменением трубах и затрубье, соответственно равны:(^з)рНКт = ~g~ (^2 _ 2) (^Рнкг)ср,(ЛЯз)рзатР(ЛЯз)рзатР_ 2р gH^- 1)_ 2р gH^- 1)^2(^Рзатр)сР'^2(^Рзатр)сР'средних давлений в(6.41)средних давлений в(6.41)
Деформации, вызванные изменением трубах и затрубье, соответственно равны:
(^з)рНКт = ~g~ (^2 _ 2) (^Рнкг)ср,
Деформации, вызванные изменением трубах и затрубье, соответственно равны:
(^з)рНКт = ~g~ (^2 _ 2) (^Рнкг)ср,
(ЛЯз)рзатР
(ЛЯз)рзатР
_ 2р gH
^- 1)
_ 2р gH
^- 1)
^2(^Рзатр)сР'
^2(^Рзатр)сР'
средних давлений в
(6.41)
средних давлений в
(6.41)
Таким образом, общая деформация от явления раздувания АН3 = (АЯ3)рнкт — (АЯ3)Р — (АЯ3)тр+
+ (АЯ3)Р — (АЯ3)Р ,(6.42)
Hh 1dd. 1 Р
где (Д^з)»нкт, (АЯз),мтр. (Л/7з)тр, (ДЯз)Р„к1, (ДЯзЩ,р могут быть табулированы.
Следует отметить, что при отсутствии движения среды в колонне НКТ потери на трение отсутствуют, (6) и (АЯ3)тр равны нулю. Если в НКТ и в затрубье в качестве рабочей среды используют жидкость, то значениями (Ар) и (АЯ3)Р пренебрегают вследствие слабой сжимаемости жидкости. Для газовых сред указанными величинами пренебрегать не следует, хотя они, как правило, влияют на раздувание НКТ незначительно.
Таким образом, для случая, когда в качестве рабочей среды используется жидкость, деформацию от раздувания колонны НКТ приближенно рассчитывают только от изменения давления:
(ДВД ~ <Ы«Р - (,№)р(6.43)
ПП 1ОС* 1
В этом случае силы, вызывающие раздувание колонны НКТ, определяют формулой
Ез = 2р^[(А/7нкт)срЛв (Арзатр)ср-^н! •(6.44)
F3 и F?"— векторные слагаемые F3 в зависимости от изменения среднего трубного (АцНкт)ср и затрубного (АрзаТр)ср давлений
Рис. 6.15. Влияние изменения среднего давления в НКТ (а) и в затрубье (б) на величину раздувающей (F3') или обжимающей (^з") силы, вызывающей укорочение или удлинение колонны НКТ условного диаметра (линейной массы) в мм (кг/м):
/ — 168 (35,8); 2— 146 (28,8); 3 — 127 (23,1); 4—114 (18,75); 5—102 (16,4); 5 — 89 (13,7); 7 — 73 (9,67); 8 — 60 (7,0); 9 - 52 (5,06); /0 — 48 (4,32); // — 42 (3,57)
для наиболее широко используемых типоразмеров НКТ представлены на рис. 6.15.
Температурная деформация колонны НКТ наблюдается при замене или перемещении среды внутри труб и в затрубном пространстве, так как при этом обычно изменяется средняя температура стенки колонны НКТ.
Увеличение температуры принимается за положительное значение, а перемещение уплотнения пакер — колонна НКТ — за отрицательное, поскольку при этом колонна НКТ растягивается. Наоборот, уменьшение температуры принимается за отрицательное значение, а перемещение уплотнения при этом — за положительное, так как колонна НКТ сжимается. Среднее значение температуры колонны НКТ является средним значением между температурами на устье и в забое скважины. Изменение средней температуры находят как разность средних температур стенки колонны НКТ для двух заданных режимов эксплуатации скважины.
При рассчитанном изменении средней температуры стенки колонны НКТ их деформацию вследствие теплового растяжения находят из выражения
Рис. 6.16. Зависимость сил, возникающих в колонне НКТ, от температуры на забое скважины 7эаб при различных температурах закачки °C (цифры на кривых), диаметре труб 102 (а) и 114 мм (б) и их линейной массе соответственно 16,4 и 18,75 кг/м
А^4 = ^(А^)ср^(6.45)
Сила, способствующая тепловому растяжению (или обратному ему сжатию) колонны НКТ, определяется уравнением
Р4 = ^ЕА5Ш)ср.(6.46)
Значения деформаций А//4 и сил Р4 вследствие теплового растяжения могут быть табулированы.
На рис. 6.16 представлены зависимости сил, возникающих в колонне НКТ вследствие их теплового расширения для наиболее употребительных типоразмеров труб, в функции от температуры на забое скважины.
Рассмотренные явления и сопутствующие им силы и деформации могут возникать в системе пакер — колонна НКТ как в отдельности, так и в виде результирующего эффекта.
Векторная сумма рассмотренных сил представляет равнодействующую силу, приложенную к системе пакер — колонна НКТ, и определяется выражением
Г = Р^Р2ЕГН-Р4.(6.47)
Суммарное значение деформации (растяжение или укорочение) колонны НКТ от равнодействующей силы F находят как
векторную сумму описанных выше отдельных видов деформаций:
(6.48)(6.48)ДЯ— кН 1 + ДЯ2+ АЯз+АЯ4.
(6.48)
(6.48)
Следует отметить, что значение АЯ не должно превышать, значения предельного удлинения колонны НКТ под действием собственного веса (см. рис. 6.13). В противном случае в теле труб могут возникнуть некомпенсируемые силы, что может привести к разрушению колонны НКТ.
Выражение (6.48) справедливо, когда нижний конец колонны НКТ может перемещаться относительно пакера или если в комплекте подземного эксплуатационного скважинного оборудования имеется телескопическое соединение, допускающее компенсирующее перемещение нижнего (в надпакерной зоне! конца труб. В противном случае (при жестком соединении пакера и колонны НКТ) в теле труб возникают силы, которые не должны превышать прочностных характеристик труб.
Для оценочных расчетов принимают, что возникающая при этом в теле труб сила не должна превышать предельный собственный вес колонны НКТ при их полном опорожнении.
В промысловой практике при пакерных схемах эксплуатации скважин для посадки пакера в эксплуатационную колонну важно знать ее посадочный вес.
Под посадочным весом F колонны НКТ, переходящим в значение посадки АЯ, понимают собственный вес колонны НКТ плюс (векторно) механическую или гидравлическую нагрузку, передаваемую через колонну НКТ на пакер для его посадки в эксплуатационной колонне. Для безопасной эксплуатации скважин по пакерным схемам важно, чтобы посадочный вес превышал силы, которые могут возникнуть в трубах, но он не был больше предельного собственного веса колонны НКТ при полном опорожнении. Напряжения, возникающие в теле труб- под действием посадочного веса колонны НКТ, не должны превышать прочностных характеристик труб, т. е. должны выполняться условия:
HFr2F2
(6.49>(6.49>EAs + SEKWs-Y-Wt- Fo) ’
(6.49>
(6.49>
;/ ^АД А^Опред
пред кзшн
В системе уравнений (6.49) значение АЯ представлено двумя слагаемыми, которые могут быть табулированы: первое — посадка от сжимающих и растягивающих усилий, второе — посадка от скручивания колонны НКТ при их спиральном изгибе (выпучивании). Для широкого диапазона глубин посадка от скручивания НКТ резко снижается с уменьшением диаметра.
Посадка от сжатия НКТ м с^ Посадка от скручивания НКТ,Посадка от сжатия НКТ м с^ Посадка от скручивания НКТ,Рис. 6.17. Зависимость посадок от скручивания (а) и сжатия (б) от посадочного веса при различных диаметрах эксплуатационной колонны (73-мм НКТ с линейной массой 9,67 кг/м) и глубинахРис. 6.17. Зависимость посадок от скручивания (а) и сжатия (б) от посадочного веса при различных диаметрах эксплуатационной колонны (73-мм НКТ с линейной массой 9,67 кг/м) и глубинах
Посадка от сжатия НКТ м с^ Посадка от скручивания НКТ,
Посадка от сжатия НКТ м с^ Посадка от скручивания НКТ,
Рис. 6.17. Зависимость посадок от скручивания (а) и сжатия (б) от посадочного веса при различных диаметрах эксплуатационной колонны (73-мм НКТ с линейной массой 9,67 кг/м) и глубинах
Рис. 6.17. Зависимость посадок от скручивания (а) и сжатия (б) от посадочного веса при различных диаметрах эксплуатационной колонны (73-мм НКТ с линейной массой 9,67 кг/м) и глубинах
Рост диаметра эксплуатационной колонны при неизменном диаметре НКТ приводит к возрастанию величины посадки от скручивания колонны НКТ (рис. 6.17).
В уравнениях (6.34) — (6.49) приняты следующие обозначения:
Н— глубина спуска пакера или длина колонны НКТ, м; АЯ, АЯпред — деформация и предельная деформация длины колонны НКТ, м;
модуль упругости, МПа [для сталей £= (1,94-2,2) X X Ю5 МПа];
ц— коэффициент Пуассона (для сталей ц = 0,25-х0,35);
As = -^-(du2—dB2) —площадь сечения стенок НКТ, см2;
Лн= —^площадь сечения колонны НКТ по наружному
номинальному диаметру, см2;
Лв=—^площадь сечения колонны НКТ по внутреннему номинальному диаметру, см2;
An = ndnb— уплотняемая поверхность системы пакер — колонна НКТ, см2;
dn — внутренний проход пакера, см;
b— высота уплотняемой поверхности пакера, см;
Арнкт — изменение давления в колонне НКТ на глубине установки пакера, МПа;
Арзатр'—изменение давления в затрубном пространстве на глубине установки пакера, МПа;
(Арнкт)ср — изменение среднего давления в колонне НКТ, МПа;
(Арзатр)ср — изменение среднего давления в затрубном пространстве, МПа;
6 — относительные потери давления на трение в колонне- НКТ (на единицу их длины), МПа/м;
(Арнкт)ср — изменение средней плотности рабочей среды в колонне НКТ, кг/м3;
(Арзатр) ср — изменение средней плотности рабочей среды в затрубье, кг/м3;
р — коэффициент термического расширения колонны НКТ, 1/°С [для сталей ^ = (114-13) • КМ 1/°С];
(А/)ср — изменение средней температуры стенок колонны НКТ, °C;
г = -^l_^l—разность наружного и внутреннего радиусов НКТ, см;
/= — (dH4—dB4)—момент инерции колонны НКТ относи- 64
тельно оси скважины, см4;
С=($75+№\—M)g— вес труб в рабочей среде, Н;
Ws, Wi, I^o — соответственно масса труб в воздухе и масса рабочей среды в объеме внутреннего и наружного диаметров НКТ, кг;
R = dHjd^— соотношение наружного и внутреннего диаметров НКТ;
Спред — предельный вес опорожненных труб, когда напряжения в стенке труб достигают предела прочности, Н;
Кзап — коэффициент запаса прочности НКТ (для стальных труб Кзап принимают от 1 до 2);
от — предел текучести материала труб, МПа (для сталей от = 984 38.103 МПа).
Предельная безопасная глубина спуска НКТ (табл. 6.3) при
Условный диаметр, мм
Сталь группы прочности
Д
К
Е
л
м
48
1780
1100
2350
1450
2550
1600
3050
1850
3500
2150
60
2000
1200
2600
1600
2850
1750
3400
2050
3900
2400
73
2050
1300
2700
1700
3000
1900
3500
2200
4100
2550
89
2150
1400
2850
1850
3150
2000
3700
2400
4250
2750
102
1950
1250
2550
1650
2800
1800
3300
2100
3800
2450
114
1950
1250
2600
1650
2850
1800
3400
2150
3900
2450
127
1990
770
1920
910
1910
950
1900
1020
1990
1080
146
1750
680
1870
800
1960
830
1960
880
1980
930
168
1300
500
1450
560
1500
580
1600
620
1650
640
Таблица 6.3
Предельная безопасная глубина спуска (в м) одноразмерных колонн гладких НКТ (при страгивающих нагрузках) и обсадных колонн (при действии нагрузок на смятие вследствие полного опорожнения)
фонтанной или газлифтной эксплуатации определяется с учетом растяжения от действия веса труб по формулам
Доп — От/^K.pg);
(6.50)(6.51)(6.50)(6.51)Доп —Доп —QcTp/(К^тр) >QcTp/(К^тр) >где от — предел текучести материала труб, 10 кПа; К — коэффициент запаса прочности (1,3—1,5); р — плотность материала труб, кг/м3; g— ускорение свободного падения; QCTp— страгивающая нагрузка для труб, кН; ^Тр — масса 1 м труб, кг.
(6.50)
(6.51)
(6.50)
(6.51)
Доп —
Доп —
QcTp/(К^тр) >
QcTp/(К^тр) >
Для насосной эксплуатации скважин
I Qctp
ДОП К^Чтр Д 9шт Д 9ж)
где ^шт — масса 1 м штанг, кг; дж — масса 1 м сти в кольцевом пространстве НКТ —штанга.
(6.52)(6.52)столба ЖИДКОстолба ЖИДКОГЛАВА 7
(6.52)
(6.52)
столба ЖИДКО
столба ЖИДКО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАБОТЫ НА СКВАЖИНЕ
Вскрытие пласта. В зависимости от геологической характеристики, пластового давления, забойной температуры, конечного диаметра колонны, вида и характера пластового флюида выбирают способ вскрытия продуктивного объекта.
Вскрытие продуктивных пластов с размытой кровлей, резко изменяющимися литолого-фациальными характеристиками и строением, с целью уменьшения времени контакта промывочной
пласта аэрированными растворамиГлубина, м(пенами):пласта аэрированными растворамиГлубина, м(пенами):/ — устье скважины; 2 — деаэратор; 3 — емкости для раствора; 4— компрессор; 5 — насосный агрегат; 6 — обратный клапан; 1— дозатор ПАВ; 8—аэратор; 9 — задвижки/ — устье скважины; 2 — деаэратор; 3 — емкости для раствора; 4— компрессор; 5 — насосный агрегат; 6 — обратный клапан; 1— дозатор ПАВ; 8—аэратор; 9 — задвижки
пласта аэрированными растворамиГлубина, м
(пенами):
пласта аэрированными растворамиГлубина, м
(пенами):
/ — устье скважины; 2 — деаэратор; 3 — емкости для раствора; 4— компрессор; 5 — насосный агрегат; 6 — обратный клапан; 1— дозатор ПАВ; 8—аэратор; 9 — задвижки
/ — устье скважины; 2 — деаэратор; 3 — емкости для раствора; 4— компрессор; 5 — насосный агрегат; 6 — обратный клапан; 1— дозатор ПАВ; 8—аэратор; 9 — задвижки
Рис. 7.2. График распределения давлений по глубине при промывке скважины водой (/), аэрированной водой (2) и пеной (3)
жидкости с продуктивными породами, осуществляется ступенчатым методом, т. е. первоначальное вскрытие производится пилотным стволом минимально возможного диаметра. После проведения в скважине комплекса промыслово-геофизических исследований по уточнению положения кровли, строения пласта и в зависимости от конструкции забоя скважину добуривают, спускают обсадную колонну, расширяют пилотный ствол в интервале продуктивного пласта до проектного диаметра.
Продуктивные пласты с низкими пластовыми давлениями и проницаемостью целесообразно вскрывать при герметизированном устье с использованием аэрированных жидкостей, газообразных агентов, пенных систем, а также с использованием специальных жидкостей. Если коэффициент аномальности пластового давления находится в диапазоне 0,9С/(^1,0, то обеспечить необходимое снижение давления столба жидкости можно применением жидкостей на углеводородной основе. При коэффициенте аномальности K<0,9 следует использовать аэрированные промывочные жидкости, пену (рис. 7.1, 7.2) или газообразные агенты.
В зависимости от типа и состава вскрываемого пласта-коллектора используемый промывочный раствор в той или иной степени воздействует на призабойную зону (фильтрат и механические примеси, проникая в пласт, забивают поры коллектора, снижая его проницаемость). В связи с этим приток пластового флюида в значительной степени зависит от типа, состава и свойств применяемых промывочных жидкостей.
Высокопроницаемые коллекторы (проницаемость ^0,5 мкм2), как правило, не подвергаются значительному загрязнению даже при поступлении в них больших объемов промывочной жидкости и ее фильтрата, так как они относительно легко извлекаются из пласта в процессе освоения и пуска скважины. Наоборот, коллекторы средней проницаемости (0,1—0,5 мкм2) в значительной степени загрязняются при воздействии на них промывочной жидкости и, хотя скважины с таким коллектором легко осваиваются, полной самоочистки призабойной зоны пласта практически не происходит. Низкопроницаемые коллекторы (0,01—0,05 мкм2) при воздействии на них промывочной жидкости склонны к полной закупорке, что приводит к потере газогидродинамической связи пласта со скважиной. Для восстановления связи необходимо проведение работ по интенсификации притока.
При вскрытии коллекторов с проницаемостью менее 0,01 мкм2 промывочная жидкость и ее фильтрат проникают в пласт на незначительную глубину, но, несмотря на это, освоение этих скважин крайне затруднено и даже после полной очистки они не дают высоких промышленных дебитов. Для их получения необходимы специальные методы воздействия.
Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт определяются репрессией — превышением давления столба промывочной жидкости над пластовым. Для уменьшения репрессии на пласт плотность промывочной жидкости устанавливают в соответствии с коэффициентом аномальности Ка = = 1,104-1,15 для скважин глубиной до 1200 м и Ла=1,05— для более глубоких скважин.
Степень отрицательного влияния промывочной жидкости на пласт снижают также подбором типа и свойств промывочной жидкости. Наилучшие промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин — газообразные агенты, безводные жидкости на нефтяной основе, также можно применять обращенные эмульсии с минерализованной водной фазой.
Для улучшения свойств промывочные жидкости на водной основе подвергают физико-химической обработке, после которой они должны отвечать требованиям:
фильтрат не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофобности породы и количества физически связанной воды в порах пласта, а также не должен вступать в физико-химическое взаимодействие с породой пласта- коллектора;
твердая фаза промывочной жидкости не должна забивать поры пласта, а при запуске скважины быстро выноситься;
поверхностное натяжение на границе фильтрат — пластовый флюид должно быть минимальным;
плотность жидкости, ее реологические характеристики при минимальной водоотдаче должны обеспечивать минимальное дифференциальное давление на продуктивный горизонт;
степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым.
Этим требованиям наиболее полно удовлетворяют бесщелоч- ные минерализованные промывочные жидкости с минимальной водоотдачей.
Иногда целесообразнее использовать тяжелые промывочные жидкости — насыщенные растворы некоторых солей, с помощью которых можно получить широкую гамму плотностей:
Раствор . . . КО NaCI CaQ3 СаО2-гСаВг3 СаСк2|'-СаВг<2пВг.2 Плотность, г/см3 . <^1,16 </1,20 </1,39 </1,81 <2,3
ПАВ, применяемые для обработок промывочных жидкостей, с помощью которых вскрывают продуктивные пласты, должны эффективно снижать поверхностное натяжение фильтрата, растворяться в пресной и пластовой водах, иметь небольшую гидрофильную часть. Если ПАВ взаимодействуют с пластовыми флюидами или солями, содержащимися в пластовой воде, с образованием нерастворимых осадков, то они отрицательно воздействуют на продуктивные пласты. Исходя из этого, большинство анионоактивных ПАВ не рекомендуют для обработки промывочных жидкостей, вскрытия продуктивных пластов, так как они нерастворимы в нефтепродуктах и дают хлопьевидные осадки в пластовой воде.
Для обработки промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин наиболее целесообразно применять неионогенные ПАВ: ОП-7, ОП-10, УФЭ8, УФЭн; оксиэтилированные спирты СюЭ8,з и др. Перечисленные ПАВ могут вспенивать промывочную жидкость, поэтому дозировка должна быть небольшой: для большинства ПАВ она составляет 0,2—0,5%, а в некоторых случаях — до 1%.
В нефтегазопромысловой практике для вскрытия продуктивных пластов наиболее широко используются: вода, обработанная ПАВ; глинистые растворы, обработанные ПАВ (в зависимости от конкретных геолого-физических условий могут быть термостойкими, хлоркальциевыми, эмульсионными и т. д.); безглинистые жидкости (меловые, полимерные); безводные жидкости (нефть, дизельное топливо, различные смеси мазутов с низкой плотностью); инвертные эмульсионные растворы; известково-битумные растворы; смесь дизельного топлива, окисленного битума и извести, может быть обработана ПАВ (сульфонол) в количестве 1—3% от общего объема, в случае необходимости вводится барит; гидрофобные эмульсионные растворы (смеси дизельного топлива, битумного порошка, молотой негашеной извести с водой в соотношении 1 : 1 или 1 : 1,5,
где дисперсионной средой является углеводородный компонент, дисперсионной фазой — вода).
Глушение скважин. На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, для глушения скважин, которые подлежат ремонту, рекомендуется применять концентрированные меловые пасты. Эти пасты при последующем освоении и после завершения капитального ремонта легко разрушаются соляно-кислотной обработкой. Меловая суспензия, выполняющая роль блокирующего вещества, при взаимодействии с соляной кислотой не образует твердых осадков. В качестве твердой фазы суспензии используют химически осажденный мел (35—40%). В качестве стабилизатора суспензии используется КМЦ со степенью полимеризации от 300 до 600 (КМЦ-500 1,5—2,5%), в качестве жидкой фазы — вода (58—63%). Выбор соотношения компонентов и параметров суспензии зависит от состояния призабойной зоны и геолого-эксплуатационной характеристики: чем больше проницаемость пласта, тем более концентрированной должна быть суспензия. Приготовление пасты: в 50% общего объема воды растворяют с помощью гидросмесителя КМЦ до получения однородного по вязкости раствора. В оставшиеся 50% воды затворяют мел и тщательно перемешивают при помощи гидросмесителя в течение 30 мин. Оба раствора смешиваются и в течение 1 ч перемешиваются до получения необходимых параметров.
В том случае; когда скважина, подлежащая ремонту, заполнена газом, перед ее глушением путем кратковременной продувки забой очищается от загрязнений. После этого часть пасты (1/3—1/2) по колонне НКТ закачивают на забой. При резком повышении давления закачки, свидетельствующем о начале блокирования призабойной зоны пласта, приоткрывают задвижку на затрубном пространстве и газ выпускают в атмосферу до появления жидкости. Остальная часть пасты транспортируется на забой сифонным столбом и расходуется в зависимости от вида предстоящих работ (или залавливается в пласт, или идет на заполнение ствола в интервале, подлежащем перфорации).
В том случае, когда в скважине имеется столб жидкости (обводнившаяся скважина), она разряжается в атмосферу. По колонне НКТ закачивается расчетное количество (в объеме колонны НКТ) пасты и продавочной жидкости. В затрубное пространство нагнетается продавочная жидкость в объеме, равном объему затрубного пространства в интервале от устья до уровня пластовой воды. Избыточным давлением расчетное количество пасты залавливается в пласт. Излишки пасты удаляют из скважины обратной промывкой, после чего скважину ремонтируют.
В этих же условиях для глушения скважин, чтобы предотвратить поглощение жидкости в пласт, рекомендуется исполь- 100
зовать пенные трехфазные системы. Плотность пены находится в прямой зависимости от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации и условий, в которых она измеряется. В состав жидкости входят вода, бентонйтовая глина и ПАВ. Для приготовления 1 м3 пенообразующей жидкости требуется: 900—940 л воды; 100—150 кг глины бентонитовой и 7—15 кг ПАВ сульфонола. Параметры приготовленной пены:
Плотность, г/см30,52—0,6
Статическое напряжение сдвига, МПа ....>210
Кратность 1,6—1,8
ВязкостьНетечет
Суточный отстой 0
Пенообразующую жидкость приготовляют в гидромешалке.
Параметры жидкости:
Плотность, г/см31,08—1,12
Вязкость по СПВ-5, с30—50
После приготовления раствор выдерживают в течение 1 сут, затем добавляют необходимое количество ПАВ и вновь перемешивают по закрытому циклу.
При глушении скважины пенообразующая жидкость, перекачиваемая насосным агрегатом через эжектор, истекает из сопла с большой скоростью в камеру смешения, газ подсасывается из шлейфа.
Обвязка оборудования и порядок работ осуществляются по аналогии с технологией вскрытия скважин пеной (см. рис. 7.1). Глушение скважины производят путем прокачки пенообразующей жидкости под давлением 10—15 МПа при открытой за'- движке на затрубном пространстве и шлейфе. Для регистрации технологических параметров используют станцию контроля цементирования.
В процессе закачки пены контролируют давление на головке скважины. Давление первоначально снижается, а затем, по мере заполнения скважины пеной, — повышается. В это время необходимо постепенно выпускать газ из трубного пространства до появления циркуляции. Количество закачиваемой пенообразующей жидкости определяется для каждой скважины опытным путем в зависимости от пластового давления, глубины скважины и особенностей месторождения. В среднем для месторождений, находящихся на поздней стадии, в скважины (в трубное и межтрубное пространство) закачивается объем пенообразующей жидкости на высоту 150—200 м. При глушении скважин трехфазными пенами обычно используются пенообразующие жидкости плотностью 0,04—1,16 г/см3 (плотность пены 0,2—0,9 г/см3).
Станция СКЦ предназначена для регистрации плотности прокачиваемой жидкости выше 1 г/см3, поэтому для замера плотности пены (ниже 1 г/см3) станция усовершенствуется. Для
этого между объектом измерения и радиоизотопным источником устанавливают съемную свинцовую калибровочную пластину, которую подбирают таким образом, чтобы верхний предел измерений равнялся 1 г/см3 (блок манифольдов заполнен водой), а промежуточные — можно было получить путем заполнения блока манифольдов соляровым маслом, пеной. Станция позволяет автоматически регистрировать плотность закачиваемой пены, мгновенный и суммарный расход и давление в эжекторе на входе и выходе.
В ряде случаев для глушения скважин перед капитальным ремонтом рекомендуется использовать:
стабильные высоковязкие гидрофобные эмульсии, которые не фильтруются в пласт и полностью из него извлекаются; для их приготовления используют сочетание ионоактивного вещества (лиссапол) и ионоактивного органического соединения (КМЦ), которое служит эффективным активатором для стабильной высоковязкой эмульсии; плотность эмульсий регулируют раствором хлористого кальция;
полимерные жидкости, приготовленные на основе товарного 8%-ного полиакриламида, технических солей (СаС12 и др.), неионогенных ПАВ, технической воды.
Глушение проявляющей скважины методом поршневого вытеснения газа. В общем случае при достаточно развившемся выбросе жидкость занимает нижнюю часть скважины, а газ — верхнюю. Глушение такой скважины производят при герметизированном устье путем нагнетания жидкости, чтобы предотвратить поступление газа из пласта. После того как достигнуто необходимое начальное давление, задвижку на выкидной линии открывают и газ через подобранный штуцер при рассчитанной подаче жидкости вытесняется из кольцевого пространства. Освобождаемый объем заполняется жидкостью до устья скважины. Вытеснение газа необходимо производить без смешения его с жидкостью. Количество жидкости, необходимое для глушения, не превышает объема кольцевого пространства, а время глушения равно времени подачи этого объема жидкости в скважину. Режим глушения подбирают таким образом, чтобы устьевые давления не достигали предельно допустимых для устьевого оборудования, а забойное давление находилось в пределах, предотвращающих поступление газа из пласта и возникновение поглощений. Давление на забое можно подсчитать по формуле
Рз =Pt +Рг+^ж^ж + Ртр, (7.1) где Рг — текущее давление на устье скважины; рГ — текущее давление столба жидкости; уж— удельный вес жидкости; Ьж— текущая высота столба жидкости в скважине; ртр— потери давления на трение. Если выбранный режим по каким-либо показа- 102
телям не удовлетворяет, то следует изменить диаметр штуцера или подачу насоса.
На рис. 7.3 приведена номограмма для определения отношения Р\!Рг по заданным значениям подачи насосов, диаметра установленного штуцера и температуры газа при каждом значении отношения V\[Vv Определив ряд значений давления на устье скважины, можно построить кривые глушения, представляющие изменения давления на устье и забое скважины в зависимости от объема в ней газа, и оценить рациональность режима.
Вскрытие продуктивного объекта после спуска обсадной трубы (хвостовика) и цементирования осуществляется путем использования перфораторов различного типа.
Наибольшее распространение получили кумулятивные перфораторы, создающие отверстия в обсадной трубе, цементном
кольце и породе фокусированными струями газов, которые образуются при взрыве кумулятивных зарядов. Кумулятивные перфораторы спускают в скважину в заданный интервал на кабеле или насосно-компрессорных трубах. Перфораторы взрывают при помощи детонирующего шнура, соединенного с запальной головкой. Используются перфораторы следующих типов.
Корпусные перфораторы — кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды, находятся внутри стального корпуса, который после взрыва извлекают на поверхность:
ПК — перфоратор многократного использования, имеет толстостенный стальной корпус с отверстиями, расположенными против зарядов (рассчитан на 30—40 взрывов);
ПКО — перфоратор одноразового использования с тонкостенным корпусом в виде трубы;
ПИК — перфоратор, приводимый в действие давлением жидкости, спускается в скважину на колонне НКТ.
Бескорпусные перфораторы:
ПКС — ленточный кумулятивный перфоратор с зарядами в стеклянных оболочках, которые монтируются в гнездах металлических лент, разрушающихся при взрыве;
КПРУ — кумулятивный разрушающийся перфоратор с зарядами в алюминиевых оболочках, которые с помощью обойм собираются в длинные гирлянды. После взрыва на забой скважины оседают осколки (12 кг на 100 зарядов), которые растворяются в 25—35%-ном растворе каустической соды;
ПР — разрушающийся перфоратор, может спускаться в скважину через колонну НКТ при вскрытии пласта с депрессией.
Пулевые перфораторы залпового действия типа ПВП90Т; ПВТ-73; ПВК70.
Гидропескоструйные перфораторы, которые представляют собой толстостенную трубу с расположенными на боковой поверхности насадками из твердого сплава. Перфоратор опускают в интервал перфорации, осуществляют промывку, затем сбрасывают шар, который перекрывает отверстие в башмаке перфоратора, а жидкость направляется в насадки, из которых истекает со скоростью 130—200 м/с. В жидкость-песконоситель вводят кварцевый песок. Истекая из насадок, высокоскоростные струи пробивают отверстия в обсадной трубе, цементном кольце и горной породе. В зависимости от глубины скважины, диаметра коноидальпых насадок и скорости истечения струи глубина перфорационных каналов, имеющих грушевидную форму, может быть равна 200—500 мм. Передвигая перфоратор с определенной скоростью в скважине или вращая его, можно получить каналы в виде вертикальной или горизонтальной щели необходимой длины.
I Освоение скважин
Рис. 7.4. Схема проведения работ по освоению скважины
Освоение скважин — это комплекс промысловых работ в скважинах, проводимый с целью получения промышленного притока пластового флюида (рис. 7.4). При освоении скважины в эксплуатационную колонну спускают колонну НКТ соответствующего диаметра (глубина спуска колонны НКТ в каждой скважине устанавливается отдельно), устье скважины оборудуют фонтанной арматурой.
Условия освоения скважины, задавленной жидкостью, определяются рассмотрением баланса давлений в скважине, гидростатического давления столба флюида и потерь давления на трение при давлении пластового флюида в стволе скважины (табл. 7.1).
Выбор способа освоения скважины в значительной степени определяется соотношением пластового и гидростатического давлений.
Таблица 7.1
Условия освоения скважин
Замещение тяжелойЗамещение тяжелой
жидкости^более лег-жидкости газированной
Замещение тяжелой жидкости пеной
Баланс давлений в скважине
РпЛ Др ^ Рг. Ж +Рпл Др ^ Рг. г. ж 4~
4" Ргр. Ж “Г Ру4" Ртр. г. ж 4" Ру
Рпл Др ^ Рг. П 4~ 4" Ртр. п 4" Ру
Гидростатическое давление столба жидкости
Рг. ж — 0 > 1Уж^Рг. г. ж — 0 > 1Уг. ж^;
Рг. п — 0,1уп^»
1
7г' Ж (Лж/Уж 4- Лг/Уг) ’
Лж 4- Лг = 1
Л 1 Тг, о
Уж 1 т а у =Тж / ;
. , РоТ г
1 + а
РТо г0
vr а =;
Уж
VЛ ।Тг 0 \
К = уж 1 4-а;
\Уж )
НН=рг—рх^рЛк In —
То Pi
Потери давления на трение при движении жидкости
Ртр, Ж —^^^
<ужн-аРт, = х— —
-82,6ХЖ4^10»
Q2H ртрп-82Мц10»;
а?
,а.С ,-1- аС
КН =In
Хж= 0,02
d рг 4- «С
_ Р2Р1 . d ’
а8(52
^Л^О2-^2) (D-DxY
С — Ро~™ , Хп = 0,05;
1 0
Q — 9ж 4-ат
Р0
При пластовом давлении выше гидростатического освоение скважины сводится, как правило, к последовательной замене тяжелой промывочной жидкости в стволе на жидкости с меньшими плотностями (вода, нефть, конденсат). Замещающую промывочную жидкость, приготовленную в необходимом количестве в отдельной емкости, закачивают насосным агрегатом в межтрубное пространство.
Выходящая из НКТ промывочная жидкость собирается в отдельную емкость при постоянном контроле за ее плотностью, наличием газа.
При проведении работ необходимо соблюдать условие плавного снижения противодавления на пласт. Следует учитывать тот факт, что при освоении новых скважин после бурения или капитального ремонта почти всегда значение депрессии для вызова притока из пласта бывает больше, чем в эксплуатирующихся скважинах с установившимся режимом. Жидкость следует заменять главным образом обратной промывкой, при этом восходящий поток пластового флюида будет стремиться в колонну НКТ, башмак которой установлен в зоне перфорации. После появления притоков флюида следует прекратить дальнейшее снижение плотности раствора в скважине и наблюдать за характером притока. Дальнейшее снижение плотности промывочной жидкости осуществлять только в том случае, если интенсивность притока не может обеспечить нормальное освоение скважины.
В том случае, когда продуктивный пласт сложен низко- или высокопроницаемыми, но сильно загрязненными породами, на призабойную зону необходимо дополнительно воздействовать, чтобы очистить ее от загрязнения и интенсифицировать приток. Вид и характер обработок выбирают в зависимости от конкретных условий в данной скважине (тип, состав и строение продуктивного пласта, пластовые температура, давление, флюид и т. п.).
Если методы воздействия на призабойную зону малоэффективны, то надо проанализировать результаты освоения скважины в комплексе с геолого-геофизическим материалом и данными о строительстве скважины и дать заключение о целесообразности проведения дальнейших работ. Если пласт оказался непродуктивным, то следует принять решение о переходе на следующий объект, о консервации или ликвидации скважины. Когда после проведения работ по интенсификации получен приток флюида из пласта, для определения продуктивных характеристик скважину испытывают на различных режимах.
При освоении скважин с низким пластовым давлением (ниже или равным гидростатическому) и незагрязненным продуктивным пластом следует проводить работы по дальнейшему снижению гидростатического давления в скважине путем за-
пуска ее компрессором, аэрирования жидкости и использования пенных систем.
При запуске скважины компрессором воздух (газ) закачивают в затрубное пространство (или НКТ). Когда давление компрессора или прочностная характеристика обсадной колонны не позволяют продавить жидкость воздухом до башмака НКТ, применяют различные сочетания способов закачки воздуха в НКТ или затрубное пространство.
Аэрирование жидкости осуществляют путем закачки в скважину газожидкостной смеси при одновременной работе насосного агрегата и компрессорной установки. Давление нагнетания жидкости и газа не может быть выше давления создаваемого компрессором.
Сущность метода состоит в постепенном снижении плотности жидкости в скважине за счет нагнетания в затрубное пространство сжатого воздуха (газа), который, попадая в колонну НКТ, аэрирует жидкость, снижая плотность смеси. При этом противодавление на пласт снижается и в определенный момент скважина начинает фонтанировать. Скорость нисходящего потока должна быть больше (на 0,2—0,3 м/с) скорости всплывания пузырьков воздуха в жидкости, так как в противном случае в затрубном пространстве будут образовываться воздушные пробки, что приведет к быстрому повышению давления на компрессоре. Для контроля за качественным проведением операции на воздушной и водяной линиях должны быть установлены расходомеры. После того как аэрированная жидкость поступит в колонну нкт, давление в воздушной и водяной линиях начнет падать. Появление пузырьков воздуха (газа) на устье скважины или уменьшение давления на продавочном агрегате свидетельствует о снижении плотности жидкости в колонне НКТ. С этого момента следует постепенно увеличивать подачу воздуха и снижать количество нагнетаемой жидкости. Когда столб жидкости окажется достаточно аэрированным, полностью прекращается подача жидкости, и в затрубное пространство подается сжатый воздух при полной подаче компрессора до полного продавливания всего столба смеси.
С целью предупреждения взрывов (смесь воздуха с газом) при проведении работ на газовых и газоконденсатных скважинах рекомендуется вместо воздуха использовать сжатый газ.
Применение азота для аэрации или продавки промывочной жидкости позволяет полностью исключить опасность взрывов, характерных для газовоздушных смесей. Критическая температура азота —147 °C, критическое давление 3,35 МПа, он плохо растворим в воде, поэтому в обычных условиях скважины он будет находиться в газообразном состоянии. Для упрощения работ азот транспортируют и прокачивают через насос в жидком виде, а газифицируют после насоса в специальном испа-
Рис. 7.6. Кривые расхода азота для выноса из скважины дизельного топлива через НКТ при изменении глубины Н и забойного давления щ, рт=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (//):диаметр НКТ, мм: а — 73; 6 — 89; в—114; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, м3/м3: 2—0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5 — 125; 6 — 270Рис. 7.6. Кривые расхода азота для выноса из скважины дизельного топлива через НКТ при изменении глубины Н и забойного давления щ, рт=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (//):диаметр НКТ, мм: а — 73; 6 — 89; в—114; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, м3/м3: 2—0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5 — 125; 6 — 270
Рис. 7.6. Кривые расхода азота для выноса из скважины дизельного топлива через НКТ при изменении глубины Н и забойного давления щ, рт=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (//):
диаметр НКТ, мм: а — 73; 6 — 89; в—114; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, м3/м3: 2—0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5 — 125; 6 — 270
Рис. 7.6. Кривые расхода азота для выноса из скважины дизельного топлива через НКТ при изменении глубины Н и забойного давления щ, рт=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (//):
диаметр НКТ, мм: а — 73; 6 — 89; в—114; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, м3/м3: 2—0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5 — 125; 6 — 270
Рис. 7.5. Зависимость объема закачки азота от глубины Н для опорожнения скважины, заполненной водой при прямой (/) и обратной (//) циркуляции и ^НКтХ7)э.к, мм:
60X178; 2 — 73X178; 3 — 60X140; 4— 73X140; 5 — 60X114
рителе. Для транспортировки и закачки азота используют гази- фикационную установку типа АГУ-8К, применяющуюся в химической промышленности, которую монтируют на шасси автомашины. В комплект установки входят: резервуар для жидкого азота вместимостью 5,6 м3; насос с электроприводом и испаритель. Производительность установки по жидкому азоту составляет 0,5 м3/ч (по газообразному 5,6 м3/мин).
На рис. 7.5, 7.6, 7.7 показаны кривые изменения объема и расхода азота, необходимого для опорожнения скважины, в зависимости от ее глубины, забойного давления, диаметров эксплуатационной колонны и колонны НКТ.
Нагнетание воздушных пачек осуществляют путем чередования нагнетания пачек воздуха с последующим продавливанием их водой с помощью насосного агрегата. Для этого в нагнетательной линии компрессора установлен обратный клапан. По мере закачивания в затрубное пространство скважины отдельных пачек воздуха и воды и поступления их в НКТ при одновременном выдавливании более тяжелой жидкости, давление на пласт снижается. При падении давления до определенного значения скважина запускается в работу.
Использование при запуске скважины системы пусковых клапанов, которыми оборудована колонна НКТ, позволяет продавливать воздух через определенные интервалы. Расстояние между пусковыми клапанами подбирают таким образом, чтобы каждый из них срабатывал при определенном давлении, соответствующем максимальному рабочему давлению компрессора, которое превышает гидростатическое давление в колонне НКТ на глубине установки этого клапана.
Метод освоения скважин двухфазными пенами применяют при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями, продуктивными горизонтами, подвергшимися длительному воздействию промывочной жидкости, и скважин, где необходимо создание глубоких депрессий с длительным временем действия.
Технология работ по освоению скважин пенными системами (рис. 7.8) состоит в замене промывочной жидкости, находящейся в скважине, пеной со степенью аэрации, подобранной таким образом, чтобы ее можно было полностью удалить из скважины воздухом от компрессора (газом от шлейфа), при этом гидростатическое давление столба пены должно быть меньше пластового.
В качестве пенообразователя используют водорастворимые анионогенные (сульфонол, сульфонат, ДС-РАС и др.) с концентрацией 0,7—1,5% по активному веществу. ПАВ дозируют специальными насосами или в мерных емкостях. Концентрацию ПАВ выбирают с учетом глубины скважины: с увеличением глубины концентрация растет. Для скважин глубиной 1000— 1500 м достаточная концентрация сульфонола — 0,7%; для 1500—2500 м—1%, свыше 3000 м—1,5%. В качестве жидкости при приготовлении пенообразующей системы используют техническую пресную, а также пластовую воду, но в этом случае необходимо проводить лабораторные испытания на вспени- ваемость и устойчивость пены. В качестве газовой фазы применяют сжатый воздух, природный газ, азот.
В нагнетательную линию насосным агрегатом подается водный раствор ПАВ, а передвижным компрессором — воздух. Сначала насосным агрегатом создается циркуляция жидкости в скважине, а затем подается воздух. Для предотвращения образования воздушных пробок в затрубном пространстве, которые
Рис. 7.7. Кривые расхода азота для выноса из скважины воды через за- трубье при изменении глубины Н и забойного давления р3, рпл=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (77): йнктХОэ к, мм: а — 73X178;6 — 89X178;в—114X178; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, ма/м3: 1 — 0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5—125; 6—270Рис. 7.7. Кривые расхода азота для выноса из скважины воды через за- трубье при изменении глубины Н и забойного давления р3, рпл=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (77): йнктХОэ к, мм: а — 73X178;6 — 89X178;в—114X178; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, ма/м3: 1 — 0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5—125; 6—270Рис. 7.8. Схема обвязки устья скважины при использовании пен для освоения скважин:
Рис. 7.7. Кривые расхода азота для выноса из скважины воды через за- трубье при изменении глубины Н и забойного давления р3, рпл=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (77): йнктХОэ к, мм: а — 73X178;6 — 89X178;
в—114X178; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, ма/м3: 1 — 0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5—125; 6—270
Рис. 7.7. Кривые расхода азота для выноса из скважины воды через за- трубье при изменении глубины Н и забойного давления р3, рпл=1,25р3, ру, равном 0,7 (/) и 7 МПа (77): йнктХОэ к, мм: а — 73X178;6 — 89X178;
в—114X178; отношение объема азота к объему выносимой жидкости, ма/м3: 1 — 0; 2 — 20; 3 — 55; 4 — 90; 5—125; 6—270
Г — колонна НКТ; 2— эксплуатационная колонна; 3 — нагнетательная линия; 4— насосный агрегат; 5, 6 — емкости; 7 — компрессор; 8 —обратный клапан; 9 — аэратор (эжектор)
могут вызвать пульсации и резкое повышение давления, первоначально сжатый воздух (газ) подают в незначительную линию небольшими порциями, обеспечивая плавное повышение давления. Максимальному давлению в нагнетательной линии будет соответствовать достижение пеной башмака НКТ, после чего давление будет снижаться. Минимальное давление при этом будет после полной замены в промывочной жидкости в скважине на пену или замены столба пены с большей плотностью на пену с меньшей плотностью.
В процессе циркуляции вытесняемая из скважины вода поступает в емкость. При появлении пены воду сливают в другую емкость, где пена будет разрушаться, а воду подают в первую емкость.
я5
Ob 1,01,52,0 2,3 Vo0,51,01,52,0 2,5 Vo
Рис. 7.9. Кривые объемного коэффициента эжекции Vo при рр, равном 18 (а) и 30 МПа (б), при различных рг в МПа (цифры на кривых)
Аэратор или газожидкостный эжектор используют для приготовления пены. Аэратор представляет собой устройство, состоящее из двух труб, расположенных одна в другой. Внутренняя труба, через которую поступает воздух, перфорирована. Пенообразующую жидкость подают во внешнюю трубу. В аэраторе пенообразующая жидкость и воздух интенсивно перемешиваются. Получение необходимой степени аэрации достигается регулированием расхода пенообразующей жидкости и воздуха. При применении аэратора максимальное давление закачки не может превышать максимального давления, развиваемого компрессором.
Для получения давления закачки пены выше давления, развиваемого компрессором, или давления в газопроводе (шлейфе) следует вместо аэратора использовать газожидкостный эжектор. При освоении скважины пеной с применением эжектора его приемную камеру через обратный клапан и задвижку соединяют с компрессором (шлейфом), вход эжектора — также через обратный клапан с насосным агрегатом, а выход — со скважиной.
Пенообразующая жидкость прокачиваемая насосным агрегатом через эжектор, истекает из сопла с большой скоростью в камеру смешения, в результате чего давление в приемной камере эжектора снижается и происходит подсос воздуха (газа). В диффузоре скорости потоков выравниваются. Напор, производительность и коэффициент эжекции эжектора определяют диаметрами сопла и камеры смешения, а также расстоянием от сопла до камеры смещения.
Рис. 7.10. Зависимость перепада давления на сопле эжектора рр от расхода жидкости QM при различных диаметрах сопла в мм (цифры на кривых)Рис. 7.10. Зависимость перепада давления на сопле эжектора рр от расхода жидкости QM при различных диаметрах сопла в мм (цифры на кривых)
Рис. 7.10. Зависимость перепада давления на сопле эжектора рр от расхода жидкости QM при различных диаметрах сопла в мм (цифры на кривых)
Рис. 7.10. Зависимость перепада давления на сопле эжектора рр от расхода жидкости QM при различных диаметрах сопла в мм (цифры на кривых)
Объемный коэффициент эжекции (рис. 7.9), т. е. отношение объемов эжектируемой среды к рабочей жидкости Vo при условии рс^0,1 МПа, определяют по формуле
(7.2)(7.2)Уо=О,85УДрр/Арс—L
(7.2)
(7.2)
где Дрр = рр—рг; &рс = рс—рт, ру — давление эжектирующего (рабочего) потока, т. е. давление, развиваемое насосным агрегатом на входе в эжектор, МПа; рг— давление эжектируемого потока (давление, развиваемое компрессором или в шлейфе, МПа); рс — давление смешанного потока, т. е. давление на выходе из эжектора, МПа.
Отношение площадей сечения камеры смешения f3 и сопла fi
(7.3)(7.3)(fs/fDonT ~ АРр/ДРс.
(7.3)
(7.3)
При постоянном значении давления рабочего потока р^ увеличение отношения (7з/А)Опт приводит к росту коэффициента эжекции и снижению давления смеси рс и наоборот. Устойчивая работа эжектора сохраняется при рс = 0,34-0,5 рр. Для обеспечения нормальной работы эжектора необходимо строго соблюдать соосность камеры смешения и сопла и расстояние от сопла до цилиндрической части камеры смешения, которое должно быть равным 1—1,5 диаметра камеры смешения.
(7.4)(7.4)Необходимый диаметр сопла и подачу насосного агрегата при заданном давлении на входе в эжектор определяют из графиков (рис. 7.10) или рассчитывают исходя из формулы
(7.4)
(7.4)
Q = pfil,4'V рР, 8—339
где Q— подача агрегата, л/с; ц— коэффициент расхода сопла (ц = 0,9); fi — площадь сечения сопла, см2; рр— рабочее давление, 10 МПа.
Если в. скважине кроме воды имеется газовый конденсат, который является пеногасителем, то для образования пены •следует применять смесь водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ. Если в процессе освоения продуктивного пласта пенами при заданных параметрах процесса приток пластового флюида отсутствует, то следует прекратить циркуляцию пены на 2—3 ч, чтобы дополнительно снизить давление на забое скважины. Затем 5—6 м3 водного раствора пенообразователя со степенью аэрации, несколько меньшей той, при которой проводилось освоение, следует продавить в пласт. Скважину оставляют под давлением и через 2—3 ч вновь приступают к освоению. Закачка пены в пласт способствует очистке ее призабойной зоны. Если после этого вновь нет притока пластового флюида, то призабойную зону очищают, используя известные методы в зависимости от конкретных условий.
При. освоении скважин с пластовым давлением выше гидростатического (при вскрытии пласта перфорацией скважина заполнена тяжелым глинистым раствором) рекомендуется применять трехфазные пены плотностью 1,4 кг/м3 при расходе жидкости 6 л/с. Степень аэрации (рис. 7.11, 7.12) при этом можно принять в пределах 10—20 с постепенным ее увеличением путем уменьшения расхода жидкости сначала до 6, а затем до 3 л/с (или повышением количества воздуха).
Воздействие на призабойную зону скважин проводят для: восстановления проницаемости призабойной зоны пласта; снижения фильтрационного сопротивления как призабойной, так и отдаленной от забоя скважины зоны пласта; восстановления проницаемости призабойной зоны пласта многообъектной продуктивной залежи.
Интенсификацию притока пластовых флюидов осуществляют путем применения различных методов химического, гидромеханического, теплового и комбинированного воздействия на призабойную зону пласта с целью исключения или снижения отрицательного влияния на нее промывочной жидкости и ее фильтрата в процессе вскрытия, освоения, глушения. Проницаемость призабойной зоны уменьшается вследствие засорения механическими частицами поровых каналов, глинизации стенок скважины, повышения влажности породы за счет фильтрата промывочной жидкости.
Удаление из призабойной зоны песчано-глинистых продуктивных пластов влаги (фильтрат промывочной жидкости, связанная вода, влага, выпавшая из паровой фазы) будет способствовать снижению фильтрационных сопротивлений притоку газа, увеличению дебита при одновременном снижении депрес-
Рис. 7.11. Зависимость степени аэрации а от глубины скважины Н при Q?k, равном 1 (а) и 3 л/с (б):р„ в МПа: 7 — 3; 2 — 4; 3 — 5; 4 — Ь‘; 5 — 8; 6—10; 7—12; 8—14; 9—16; /0—18: 11 — 20; рг в МПа: Г — 0,8; 2' — 1; 3' — 1,5; 4' — 2; 5' — 2.5; 6' — 3; 7'— 4; 8' — 5; 9' — 6; 10' -7; //'-8; 12' — 9; /3'— 10; 14' — 11Рис. 7.11. Зависимость степени аэрации а от глубины скважины Н при Q?k, равном 1 (а) и 3 л/с (б):р„ в МПа: 7 — 3; 2 — 4; 3 — 5; 4 — Ь‘; 5 — 8; 6—10; 7—12; 8—14; 9—16; /0—18: 11 — 20; рг в МПа: Г — 0,8; 2' — 1; 3' — 1,5; 4' — 2; 5' — 2.5; 6' — 3; 7'— 4; 8' — 5; 9' — 6; 10' -7; //'-8; 12' — 9; /3'— 10; 14' — 11Рис. 7.12. Зависимость плотности пены рп от глубины скважины Н при атмосферном давлении на устье (0,098 МПа) и степени аэрации:
Рис. 7.11. Зависимость степени аэрации а от глубины скважины Н при Q?k, равном 1 (а) и 3 л/с (б):
р„ в МПа: 7 — 3; 2 — 4; 3 — 5; 4 — Ь‘; 5 — 8; 6—10; 7—12; 8—14; 9—16; /0—18: 11 — 20; рг в МПа: Г — 0,8; 2' — 1; 3' — 1,5; 4' — 2; 5' — 2.5; 6' — 3; 7'— 4; 8' — 5; 9' — 6; 10' -7; //'-8; 12' — 9; /3'— 10; 14' — 11
Рис. 7.11. Зависимость степени аэрации а от глубины скважины Н при Q?k, равном 1 (а) и 3 л/с (б):
р„ в МПа: 7 — 3; 2 — 4; 3 — 5; 4 — Ь‘; 5 — 8; 6—10; 7—12; 8—14; 9—16; /0—18: 11 — 20; рг в МПа: Г — 0,8; 2' — 1; 3' — 1,5; 4' — 2; 5' — 2.5; 6' — 3; 7'— 4; 8' — 5; 9' — 6; 10' -7; //'-8; 12' — 9; /3'— 10; 14' — 11
/ — 20; 2 — 40; 3 — 60; 4 — 80; 5 — 100
сии на пласт. Призабойную зону осушают закачиванием в пласт различных летучих жидкостей (сжиженные газы, спирты, конденсат легких углеводородов), газообразных влагопоглотителей (осушенный, подогретый газ, азот, углекислый газ), а также нагревом призабойной зоны.
Осушка призабойной зоны пласта метиловым спиртом позволяет не только вытеснить воду, но и разрушить и вымыть глинистые частицы, кольматирующие поры пласта. Работы проводятся путем закачки метилового спирта (метанола) в пласт из расчета 0,3—0,7 м3 на 1 м эффективной мощности пласта и выдержки метанола в пласте в течение 16—20 ч. Затем скважину осваивают. Метанольные обработки наиболее эффективны в терригенных коллекторах, содержащих высокоглинистые пропластки.
При осушке призабойной зоны скважин газообразными влагопоглотителями можно использовать газ высоконапорного горизонта, предварительно осушенный и подогретый. Закачка газа должна чередоваться с продувкой скважины (в атмосферу, газопровод) на пульсирующих режимах. Во время продувки из пласта вместе с газом выносятся пары воды и частицы глины. Для этого рекомендуется применять также азот и углекислый газ.
Сжиженный углекислый газ закачивают насосными агрегатами при использовании для защиты от коррозии углекислотных ингибиторов.
Сжиженный азот закачивают с помощью трехплунжерного насоса через испаритель, где происходит регазификация азота и откуда газообразный азот под необходимым давлением поступает в скважину.
Нагрев призабойной зоны пласта для ее осушки осуществляется забойными электронагревателями и горелками. Наиболее эффективен этот метод в низкопроницаемых коллекторах с высоким содержанием глин. Температуру и время обработки устанавливают исходя из заданного радиуса прогрева пласта и необходимой мощности электронагревателя. По задаваемому радиусу обработки пласта определяют температуру в скважине, пласте и продолжительность воздействия температуры.
Под химическим воздействием на пласт подразумевается обработка его кислотами (соляной, уксусной, плавиковой, муравьиной или их смесями). В ряде случаев для повышения эффективности процесса обработки в кислотный состав необходимо вводить ПАВ, ингибиторы коррозии, замедлители скорости реакции с породами, понизители трения, спирты азота, углекислый газ и т. д.
Рецептуру кислотного состава выбирают в зависимости от типа и состава пласта-коллектора, пластовых температуры и давления, предшествующих обработок призабойной зоны, состава пластовых флюидов и др.
Карбонатные породы обрабатывают кислотными составами, приготовленными на основе соляной кислоты, при этом происходят реакции
известняк СаСОз + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2;
• доломит СаСОз • Л1§СОз + 4НС1 = СаСКЧ- MgCKA 2Н2О + 2СОз.
В результате реакции карбоната с соляной кислотой получают хлористые кальций и магний, которые хорошо растворяются в воде и остаются в виде раствора различной концентрации. Скорость протекания реакции в коллекторах этого типа зависит в основном от давления и температуры. Скорость реакции кислоты в пласте можно снизить путем введения в ее состав
добавок или использования состава с пониженной температурой.
Для обработки карбонатных пород кроме соляной применяют уксусную кислоту и их смеси, муравьиную кислоту и ее смесь с соляной.
При обработке терригенных пород с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, представленного песчано-глинистыми породами, используют глинокислотные обработки. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористо-водородной кислот. Фтористо-водородная (плавиковая) кислота HF разлагает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глин глинистого раствора, кварцевый материал:
каолин H4Al2Si2O4+ 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O;
кварц SiO2 + 4HF = SiF4+2H2O.
Выделяющийся при реакциях газообразный SiF4 вступает в реакцию с водой, образуя при этом кремневую кислоту. В нейтральной среде выпадает в осадок в виде студнеобразного геля, который может закольматировать поры пласта. Введение в состав соляной кислоты предотвращает выпадение геля. Кроме этого, соляная кислота переводит менее растворимую соль A1F3 в хорошо растворимую соль А1С13:
A1F3 + 3HC1 = A1C13 + 3HF,
которая в нейтральной среде образует гелеобразную гидроокись алюминия
А1С13+ЗН2О = А1(ОН)3+ЗНС1.
Введение соляной кислоты также предотвращает выпадение гидроокиси алюминия. Глинокислоту применяют только для обработки пластов, в которых отсутствуют карбонаты, так как в присутствии карбонатов выпадает нерастворимая соль CaF2: CaCO34-2HF = CaF2-F Н2О -F СО2.
В связи с этим песчаники, содержащие карбонатный материал, предварительно обрабатывают соляной кислотой. Кроме гли- нокислоты для обработки терригенных пород с целью разрушения сцементированных глиносодержащих песчаников следует использовать гидразингидрат (NH4-H2O). Обработка не нарушенного глинистым раствором песчаного пласта плавиковой кислотой малоэффективна. Увеличения эффективности от обработки пласта глинокислотой можно достичь путем снижения скорости реакции в пласте.
При выборе технологии и проведения соляно-кислотной обработки необходимо, кроме свойств пласта и условий в приза-
бойной зоне, учитывать ранее проводимые обработки, объем кислоты, закачанной в пласт, количество растворенной при этом породы, степень загрязненности пласта глинистым раствором при глушении (или вскрытии), характеристику промывочной жидкости, близость или наличие пластовых вод.
Наиболее благоприятны для обработки соляной кислотой:
карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие их кольматации в процессе вскрытия (глушения); продуктивность скважины возрастает за счет очистки призабойной зоны;
карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо и коллекторские свойства определяются пористостью (в этом случае значительное увеличение продуктивности скважины обеспечивается образованием дополнительных каналов, глубоко проникающих в пласт);
пористые карбонатные пласты, в которых снижена проницаемость призабойной зоны вследствие проникновения промывочной жидкости;
плотные нетрещиноватые слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты (повышение продуктивности скважин обеспечивается в результате создания в пласте трещин и воздействия кислоты).
Условия, неблагоприятные для проведения кислотных обработок пласта:
близость подошвенных или контурных вод (в этом случае проведение кислотных обработок может интенсифицировать приток воды);
значительное снижение пластового давления (60—70% от первоначального);
приток в скважину пластовой воды;
негерметичность обсадной колонны.
Одним из важных технологических элементов процесса является давление, при котором кислотный состав подается в пласт. Увеличение давления до 25,0 МПа снижает скорость реакции кислоты. Проникновение кислоты в пласт происходит за счет: растворения карбонатного материала; оттеснения жидкости в пласт через систему, его поровых каналов; раскрытия системы микротрещин и фильтрации кислоты по ним; а также по микротрещинам, которые создаются во время обработки путем гидроразрыва пласта.
В промысловой практике используют все перечисленные выше методы подачи кислотного состава в пласт.
В зависимости от способа подачи кислотного состава в пласт определяют давление, которое необходимо поддерживать при проведении закачки. Давление закачки находят в начале процесса: кислотный состав закачивают в НКТ с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление закачки не
начнет резко возрастать, в этом случае необходимо снизить темп закачки, чтобы не допустить резкого роста давления. Это давление будет соответствовать условиям фильтрации кислоты через поровые каналы. При обработке пласта на режиме подачи кислоты через систему микротрещин после определения приемистости пласта необходимо медленно увеличивать давление закачки до его стабилизации при возрастающей приемистости скважины. .
При обработке кислотой с образованием гидроразрыва пласта процесс закачки ведут на максимальных скорости и давлении.
С целью снижения потерь давления от трения в колонне НКТ при больших объемных скоростях закачки в кислотный состав следует вводить специальные добавки.
Скорость закачки кислотного состава также существенно влияет на эффективность процесса кислотной обработки. При низких скоростях закачки основной объем кислоты реагирует непосредственно в призабойной зоне пласта, и в отдаленные от скважины участки кислота продавливается отреагировавшей. Скорости реакции кислоты с породой в движении выше, чем без движения. Поэтому для обработки кислотой отдаленных от скважины участков пласта необходимо замедлять скорость реакции путем введения добавок, а также увеличивать давление закачки. Эффективность обработки кислотой пласта, вскрытого пулевой перфорацией, низкая и часто сопровождается появлением пластовой воды. Малоэффективна также простая обработка кислотой пластов с большим этажом газоносности, особенно при низких скоростях закачки кислоты.
Концентрация кислоты, используемой при соляно-кислотных обработках, выбирается в зависимости от состава пород пласта и наличия эффективного ингибитора коррозии. Предельно допустимая концентрация 25%, при ее увеличении резко возрастает вязкость продуктов реакции.
В том случае, когда в составе пород обрабатываемого пласта есть гипс или ангидрит, концентрация кислоты не должна превышать 15%, если же выше, то гипс и ангидрит растворяются и выпадают в осадок после нейтрализации кислоты, закупоривая при этом поры и каналы пласта.
При обработке карбонатных пород с хорошо развитой естественной трещиноватостью, если нельзя применять замедлители скорости реакции или гидрофобную эмульсию, концентрацию кислоты следует менять ступенчато, закачивая первые порции с максимально возможной для этих условий концентрацией, а затем снижая ее до 10%.
Слабопроницаемые и низкопористые известняки и доломиты, увеличения притока из которых можно достичь путем растворения большого количества карбонатов и получения протяженных
каналов растворения, следует обрабатывать кислотой максимально возможной концентрации (учитывая при этом наличие гипса и ангидрита).
В промысловой практике наиболее широко для обработки карбонатных коллекторов используют кислоту 12—15%-ной концентрации.
Для обработки терригенных коллекторов применяют глино- кислоту с концентрацией: 8—10% соляной кислоты, 3—5% плавиковой (к объему кислотного раствора).
При повторных обработках пласта:
в случае необходимости увеличения радиуса обработки для снижения депрессии следует применять ступенчатое изменение концентрации;
с целью восстановления производительности скважин, дебит которых снизился вследствие засорения призабойной зоны, происшедшего в процессе эксплуатации или глушения скважины, следует использовать кислоту концентрации 8—12%;
в скважинах, перекрытых обсадной перфорированной колонной, при проведении кислотных ванн концентрация кислоты должна быть 12—15%, а в скважинах с открытым забоем — до 20%;
для глинокислотных ванн концентрация соляной кислоты принимается 14—16%, а плавиковой — 3—5%.
Объемы кислоты для обработки пластов зависят от минералогического состава пород, трещиноватости, пористости, характера загрязнения призабойной зоны, состава кислоты, цели обработки. В среднем на 1 м мощности обрабатываемого пласта используют 0,4—2,5 м3 кислоты:
4—1,0 м3/м — для обработки карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью и высокой проницаемостью (более 100 мд), призабойная зона которых загрязнена промывочной жидкостью и частицами породы;
0—1,5 м3/м — при обработке слаботрещиноватых пористых карбонатных коллекторов;
5—1,0 м3/м— при обработке пористых нетрещиноватых пластов, проницаемость призабойной зоны которых снижена вследствие загрязнения промывочной жидкостью или фациальных изменений;
2,5 м3/м и более — при обработке нетрещиноватых слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластов (гидрокислот- ный разрыв с расходом кислоты 250 м3 и более ,на 1 операцию);
0,4—1,0 м3/м— при обработке песчаных коллекторов;
в случае проведения повторных обработок расходы кислоты следует увеличивать на 30—50% по сравнению с объемом, используемым при первичной обработке;
расходы кислоты при обработке с целью повышения радиуса воздействия на пласт возрастают в 2—3 раза.
Указанные выше объемы закачки следует уточнять для условий в каждой конкретной скважине.
Время пребывания кислоты в пласте (время реакции кислоты с породой) зависит от многих факторов. В промысловой практике используют следующие рекомендации по времени реакции кислоты:
16—24 ч —при кислотных ваннах в скважинах с открытым забоем;
2—4 ч — при кислотных ваннах с целью удаления глинистой корки в скважинах, перекрытых перфорированной колонной;
4—6 ч — при обработке пористых нетрещиноватых карбонатных пластов путем закачки всего объема кислоты в пласт;
8—10 ч-—при обработке карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью при закачке всего объема кислоты в пласт;
4—6 ч — при обработке соляной кислотой карбонизированных песчаников;
8—12 ч — при обработке песчаников глинокислотой;
8—12 ч —при обработке призабойной зоны карбонатного пласта в скважине с открытым забоем при условии заполнения кислотой ствола в пределах пласта с пластовыми температурой не ниже 30 °C и давлением более 5,0 МПа (при пластовом давлении ниже 5,0 МПа — 4—6 ч).
При соляно-кислотных обработках необходимо уточнять время реакции с породами на данном месторождении. Остаточная кислотность должна быть не ниже 1%.
Температура существенно влияет на скорость реакции кислоты с породой и свойства кислотного раствора. Скорость реакции кислоты с породой с увеличением температуры до 150°C возрастает.
При проектировании процесса обработки пласта необходимо учитывать температурную ситуацию на забое скважины и в пласте. При соляно-кислотных обработках высокотемпературных скважин следует учитывать повышение агрессивности кислот с изменением их реактивной способности, изменением вязкости жидкости при гидрокислотных разрывах. При закачке кислоты в пласт ее температура изменяется. Кислота в пласте меньше нагревается при росте темпа закачки. Время отработки имеет максимальное значение в призабойной зоне (при входе в трещины).
При удалении от скважины в пласт время обработки кислоты уменьшается. Температура на забое во время промывки понижается (/пон), а после промывки (окончание циркуляции) восстанавливается (£ВОс). Указанные температуры определяют по формулам
^пон = 1забВА\ (7.5) /вос^забЖЛ + С), (7.6)
где А — коэффициент понижения температуры, зависящий от интенсивности и времени промывки; В — коэффициент повышения температуры, зависящий от геотермического градиента; С — коэффициент восстановления температуры после прекращения циркуляции, зависящий от интенсивности промывки и времени восстановления температуры на забое.
При соляно-кислотной обработке пластов с высокой температурой (100°C и выше) в пласт закачивают воду и жидкий углеводородный раствор сложного эфира органической карбоновой кислоты. В качестве сложного эфира используют метиловый эфир и этиловый ацетат. Объемная концентрация сложного эфира в углеводородном растворе составляет 5%. Воду закачивают в пласт до или после углеводородного раствора.
Кислотные ванны предназначены для удаления глинистой корки, очистки фильтровой части скважины и входов в трещины. Кислота поступает в пласт в режиме растворения. Кислотные ванны проводят без давления и под давлением.
Скважину перед проведением обработки промывают до забоя (водой, водным раствором ПАВ, водным раствором хлористого кальция, конденсатом, меловым раствором). Устье скважины перед процессом герметизируют. После промывки в скважину закачивают кислоту в объеме, достаточном для заполнения ее в пределах вскрытой части продуктивного пласта. После реакции скважину промывают до забоя легкой жидкостью. Если скважина перед кислотной ванной была заполнена газом, то после обработки кислоты ее продувают на факел. При проведении в скважине кислотной ванны под давлением давление на забое скважины должно быть выше пластового, но не выше давления вскрытия пласта.
Простую кислотную обработку производят для воздействия на пласт в радиусе зоны загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью. Перед обработкой скважину до забоя тщательно промывают, после чего ставят кислотную ванну и промывают скважину от кислотного состава. Затем в скважину закачивают и продавливают в пласт кислотный состав в рассчитанном объеме, который выдерживают в пласте в течение требуемого для его отработки времени. Скважину промывают и осваивают. При простых кислотных обработках кислоту закачивают в пласт в режиме проникновения в поры и раскрытые микротрещины.
При пониженных пластовых давлениях рекомендуется использовать аэрированные кислотные растворы, обладающие высокой стойкостью во времени, что позволяет увеличить радиус обработки, улучшить очистку призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнений.
Для обработки пластов с примесью глинистого материала и с низкими пластовыми давлениями рекомендуется применять
соляно-кислотные пены при степени аэрации 15—25 и с добавками пенообразующих ПАВ. При кислотных обработках коллекторов с повышенной остаточной водонасыщенностью в кислоту рекомендуется добавлять спирт, чтобы улучшить вынос из пласта продуктов реакции, воды и увеличить радиус действия обработки.
Необходимый объем кислотного состава для проведения кислотной обработки пласта
Ук.с^ л/гт(^2об — г2Скв), (7.7)
где VK.c — необходимый объем кислотного раствора, м3; h— толщина обрабатываемого пласта, м; т— эффективная пористость пород; 7?об — радиус обработки, м; гскв— радиус скважины, м.
Массированную кислотную обработку производят с целью воздействия на пласт на значительном расстоянии от скважины. Кислотный состав закачивают в пласт в режиме раскрытия системы трещин. Технология работ при массированной кислотной обработке аналогична технологии стандартной кислотной обработки.
Направленную кислотную обработку выполняют для воздействия на определенный интервал всей вскрытой мощности пласта. Обработку можно проводить в скважинах с открытым и закрытым перфорированной колонной забоем и с установленным фильтром. Технологическая схема процесса следующая:
глушение скважины;
спуск колонны НКТ до подошвы назначенного к обработке объекта;.
заполнение скважины в зоне продуктивного пласта и колонны НКТ вязкой слабофильтрующейся жидкостью;
продавка вязкой жидкости кислотным составом при открытом межтрубном пространстве, при этом кислотный состав должен заполнить интервал ствола скважины в пределах объекта, назначенного к обработке;
закачка расчетного количества кислотного состава при закрытом межтрубном пространстве и продавка его в пласт вязкой жидкостью;
выдержка в пласте кислотного состава в течение установленного времени, после чего происходит смена вязкой жидкости в скважине на промывочную и осваивание скважины.
Глинокислотные обработки пласта производят по различным технологическим схемам (ванны: простые, массированные и направленные) после предварительных исследований с целью определения возможности использования глинокислоты или отдельно соляной и плавиковой кислот. После этого разрабатывают технологию обработки пласта глинокислотой.
Технологические схемы обработки пластов глинокислотой предусматривают несколько вариантов и осуществляются в следующей последовательности.
А:
подготовка скважины и закачка соляной кислоты в объеме, в 2,5—3 раза большем объема глинокислоты;
закачка глинокислоты;
освоение скважины после отработки кислоты в пласте.
Б:
подготовка скважины и закачка соляной кислоты;
промывка скважины и извлечение из пласта продуктов реакции;
закачка соляной кислоты в объеме, в 2,0—2,5 раза большем объема глинокислоты;
закачка глинокислоты;
выдержка кислоты в пласте на реакции и освоение скважины.
При обработке глинокислотой необходимо обеспечить минимальную скорость закачки соляной кислоты, а также исключить длительный контакт глинокислоты с металлом труб. Для этого закачку и продувку кислоты следует производить порциями в пределах открытого ствола или интервала обработки.
В том случае, если глинокислота разрушает скелет пласта, ее следует заменить нейтральными жидкостями.
Кислоты, используемые при обработке пластов, являются коррозионно-активными средами для металлов. При +20 °C и 10%-ной концентрации кислот скорость коррозии стали марки Ст. 3 составляет [г/(м2-ч)]:
Соляная кислота 7,0
Уксусная кислота 2,97
Сульфаминовая кислота.. 2,18
Глинокислота (10% НС1 + 5% HF) ... _ ...43,1
При увеличении температуры и концентрации кислот скорость коррозии возрастает. С целью снижения коррозионной активности кислотных составов в них необходимо вводить ингибиторы.
Гидрокислотный разрыв применяют в том случае, когда после воздействия плотный низкопроницаемый карбонатный пласт не принимает кислоту при максимально допустимых давлениях для колонн.
В качестве рабочих жидкостей при гидрокислотном разрыве пласта используют различные составы, приготовленные на основе соляной кислоты (эмульсии).
При гидрокислотном разрыве в пластах с большим содержанием глинистого материала применяют рабочие жидкости на основе водного раствора соляной кислоты (3—10%) с введением 1—2% уксусной кислоты.
Необходимый объем эмульсии кислотного состава для проведения гидрокислотного разрыва пласта определяют по формулам
Кк.э = ^с.э^зак! (7.8)
Кк.с = ^н.р^зак, (7.9)
где Ук.э — необходимый объем кислотной эмульсии, м3; 7С.Э — продолжительность стабильности эмульсии, мин; дзак— темп закачки, м3/мин; Ук.с— необходимый объем кислотного состава, м3.
В зависимости от конкретных условий и задач гидрокислот- ный разрыв можно проводить по любому из вариантов гидравлического разрыва пласта. На рис. 7.13 приведен график потерь давления па трение при прокачке кислотоосновных жидкостей гидроразрыва через колонну НКТ диаметром 73 мм в зависимости от расхода при изменяющемся составе раствора.
Особенность кислотных обработок карбонатных пластов большой толщины, эксплуатирующихся при открытом забое по пакерной схеме с установкой башмака хвостовика НКТ в зоне нижней границы вскрытого продуктивного интервала, заключается в том, что при проведении обработок по стандартной схеме (удельный расход кислоты 0,6—1,5 м3 на 1 м эффективной толщи пласта) кислоту закачивают лишь в нижнюю часть пласта (в основном в зону установки башмака хвостовика НКТ), т. е. обрабатывают 20—25% эффективной толщи пласта (при Рзаб^Рпл).
С целью активного вовлечения в обработку всей толщи продуктивного пласта рекомендуются направленные обработки с перекрытием ранее обработанных пластов эмульсией.
В качестве жидкости-растворителя используют спиртокислотные трехфазные пены, приготовленные на основе 20—22% соляной кислоты (55—65% по объему) с добавлением 30— 40% метанола, 0,3% (по массе) ПАВ, ингибитора и 0,4% (по массе) вспученного вермикулита (рис. 7.14).
Изменение степени аэрации пенокислотного состава от давления закачки позволяет контролировать необходимую степень аэрации раствора и поддерживать ее в заданных пределах в процессе проведения обработки скважины (рис. 7.15). Зная степень газирования, можно рассчитать плотность пены (рис. 7.16) по уравнению
Рк4Рга (7.10) г п 1 4 ОС ’ . ' ’ где рш ри, рг — плотность соответственно пены, кислоты (смеси) и газа в пластовых условиях; а — степень аэрации (определяется как высота подъема в кольцевом пространстве).
Расход жидкости 1 м3/ч
Рис. 7.13. График потерь давления при прокачке кислотоосновных жидкостей гидроразрыва (dB = 62 мм):
1 — 15% НС1, ц=1 мПа-с; 2— то же+полимер (300 мг/л), [1 = 3 мПа-c; 3 — то же+моди- фицированная смола гуарового дерева (1200 мг/л), [1=3,5 мПа-с; 4 — то же+модифици- рованная смола гуарового дерева (4800 мг/л), [1=65 мПа-с; 5 — то же, ц = 5 мПа-с; 6 — эмульсия «кислота в нефти», [1=150 МПа-с
В качестве пакерующей жидкости используют нефильтрующие эмульсии на основе гидрогеля магния (вязкость 80—150 с по СПВ-5, СНС-20 —30 МПа).
Для обработки таких пластов рекомендуется также применять закачку кислотных составов через подпакерный циркуляционный клапан (ПЦК) и систему струйных клапанов, установленных на хвостовике НКТ в интервалах обработки.
Направленные обработки через ПЦК осуществляют следующим образом:
Рис. 7.14. Зависимость времени выпадения из пены 70% жидкости Тс от концентрации метанола См в 23 %-ной соляной кислоте:1 — марвелан; 2 — превоцелл; 3 — прево- целл+вермукулитРис. 7.14. Зависимость времени выпадения из пены 70% жидкости Тс от концентрации метанола См в 23 %-ной соляной кислоте:1 — марвелан; 2 — превоцелл; 3 — прево- целл+вермукулитРис. 7.16. Зависимость плотности пены рп от степени аэрации кислоты а при давлении закачки в МПа: 7—20; 2—15; 3 — 10; 4 — 5Рис. 7.16. Зависимость плотности пены рп от степени аэрации кислоты а при давлении закачки в МПа: 7—20; 2—15; 3 — 10; 4 — 5Рис. 7.15. Кривая, характеризующая степень аэрации аРис. 7.15. Кривая, характеризующая степень аэрации а
Рис. 7.14. Зависимость времени выпадения из пены 70% жидкости Тс от концентрации метанола См в 23 %-ной соляной кислоте:
1 — марвелан; 2 — превоцелл; 3 — прево- целл+вермукулит
Рис. 7.14. Зависимость времени выпадения из пены 70% жидкости Тс от концентрации метанола См в 23 %-ной соляной кислоте:
1 — марвелан; 2 — превоцелл; 3 — прево- целл+вермукулит
Рис. 7.16. Зависимость плотности пены рп от степени аэрации кислоты а при давлении закачки в МПа: 7—20; 2—15; 3 — 10; 4 — 5
Рис. 7.16. Зависимость плотности пены рп от степени аэрации кислоты а при давлении закачки в МПа: 7—20; 2—15; 3 — 10; 4 — 5
Рис. 7.15. Кривая, характеризующая степень аэрации а
Рис. 7.15. Кривая, характеризующая степень аэрации а
открывают подпакерный циркуляционный клапан, опускают глухую пробку, которую устанавливают в хвостовике НКТ;
в скважину закачивают расчетные объемы пакерующей жидкости и кислотного раствора;
метанолом и газом продавливают кислотный раствор в призабойную зону; интервал обработки регулируют путем изменения уровня пакерующей жидкости в скважине.
Направленные соляно-кислотные обработки через систему струйных клапанов позволяют воздействовать на призабойную зону, представленную неоднородными пропластками, комплексно (гидромониторное и химическое воздействия). Струйные клапаны стационарно устанавливаются на хвостовике НКТ в заданных интервалах продуктивной толщи открытого ствола. Путем спуска управляющего инструмента струйные клапаны в любой последовательности могут быть подготовлены для обработки соответствующих интервалов.
При проведении кислотных обработок пластов используют цементировочные, насосные агрегаты (рис. 7.17), автоцистерны,, компрессорные установки, металлические емкости. В среднем:
Рис. 7.17. Схема обвязки оборудования при проведении кислотных обработок с использованием насосных агрегатов типа ЦА, АН:1 — скважина; 2 — емкость с промывочной жидкостью; 3 — насосный агрегат; 4 — кислотный агрегатРис. 7.17. Схема обвязки оборудования при проведении кислотных обработок с использованием насосных агрегатов типа ЦА, АН:1 — скважина; 2 — емкость с промывочной жидкостью; 3 — насосный агрегат; 4 — кислотный агрегатпродуктивность скважин увеличивается в 1,3—1,5 раза. Тип и число агрегатов и емкостей, необходимых для проведения кислотных обработок, зависят от запланированных объемов закачки и параметров процесса.
Рис. 7.17. Схема обвязки оборудования при проведении кислотных обработок с использованием насосных агрегатов типа ЦА, АН:
1 — скважина; 2 — емкость с промывочной жидкостью; 3 — насосный агрегат; 4 — кислотный агрегат
Рис. 7.17. Схема обвязки оборудования при проведении кислотных обработок с использованием насосных агрегатов типа ЦА, АН:
1 — скважина; 2 — емкость с промывочной жидкостью; 3 — насосный агрегат; 4 — кислотный агрегат
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)—высокоэффективное средство интенсификации добычи газа, особенно из
низкопроницаемых коллекторов (0,03 5) -10-12 мкм2, так как позволяет получить в газонасыщенной породе протяженные трещины необходимой ориентации с большой поверх
ностью дренирования при сохранении естественной проницаемости окружающих их пористых пород.
Гидроразрыв пласта также способствует устранению (или снижению) влияния на приток газа в скважину сильно загрязненной призабойной зоны пласта и улучшению фильтрационных характеристик самого пласта. Эффективность ГРП зависит также от области дренирования скважины, проницаемости пласта, толщины его продуктивной толщи и геометрических параметров полученной трещины.
Закачка жидкости разрыва обеспечивает раскрытие естественных или образование новых трещин в продуктивном пласте. Новые трещины фиксируются закачиванием в них после снижения давления жидкости-носителя с расклинивающим материалом. Процесс гидравлического разрыва пласта проектируют по следующей схеме:
оценивают целесообразность проведения ГРП в данной
скважине;
выбирают технологическую схему процесса ГРП;
оценивают давление разрыва пласта и рабочие давления насосных агрегатов, объемы рабочих жидкостей;
выбирают рабочие жидкости, расклинивающий материал;
рассчитывают технологические параметры процесса и техническое обеспечение процесса, обосновывают регламент проведения ГРП.
При оценке целесообразности проведения ГРП кроме ожидаемого эффекта по увеличению продуктивности скважины необходимо учитывать вероятность сообщения продуктивного пласта с напорными горизонтами (вода).
В пластах, сложенных слоистыми породами, расстояние от трещины до ГВ К может колебаться в пределах 8—15 м. В трещиноватых коллекторах расстояние от трещины до ГВ К должно быть не более 25—40 м.
Для определения технологии проведения процесса и прогнозирования его успешности необходимо детально изучить геолого-геофизические материалы по объекту, режим работы залежи, петрофизические и гидродинамические параметры пласта. Успешность ГРП зависит от размеров трещины разрыва. Длину и ширину трещины при соответствующих параметрах процесса можно оценить (формулы Ю. П. Желтова):
4( 1 — 2v)(1 -1- у)(Арс — 9) "\Г Гж@м„,q11ч
ЗЕV 2n2himkq’\/
^=тг-й^-У.12)
2^?naTmkq''
где V — коэффициент Пуассона; Арс— перепад давления, равный разности давлений разрыва и пластового; q— боковое горное давление; QM — расход жидкости; Е— модуль Юнга; Уж*— объем закачиваемой жидкости; т— пористость; к — проницаемость..
После определения размеров трещины находят ожидаемое увеличение степени роста дебита скважины от изменения проводимости трещин и пласта. Рассчитывают несколько вариантов, из которых выбирают оптимальный объем закачки рабочей жидкости и устанавливают необходимую скорость закачки расклинивающего материала.
На рис. 7.18 представлены зависимости продуктивности трещины от давления гидроразрыва для скважин глубиной до 1200 (а), 2100 (б), 3000 (в), 3600 м (а) при использовании в качестве расклинивающего материала алюминия (/), стекла (2), ореховой скорлупы (5) и песка (4).
Гидравлический разрыв пласта производят по нескольким технологическим схемам: однократной, многократной, поинтер- в альной.
При однократном гидроразрыве пласта под давлением разрыва находится вся вскрытая толща продуктивного пласта. ' При поинтервальном гидроразрыве пласта разрыву подвергается только определенный интервал, изолированный на время проведения процесса.
При многократном гидроразрыве пласта последовательно воздействуют па объекты, намеченные для обработки. При ГРП по этой схеме обрабатываемый объект изолируют от остальной продуктивной толщи путем использования пакеров, различных отклоняющих блокирующих агентов.
Выбор рабочих жидкостей для разрыва пласта и транспортирования в трещину расклинивающего агента, от которых в
Рис. 7.18. Зависимость продуктивности трещины йтр№ от давления гидро* разрыва рг
Рис. 7.19. Зависимость вязкости по СПВ-5 гидрофобных эмульсий М от соотношения фаз НС1 — углеводородная жидкость С:1—дизельное топливо; 2—конденсатРис. 7.19. Зависимость вязкости по СПВ-5 гидрофобных эмульсий М от соотношения фаз НС1 — углеводородная жидкость С:1—дизельное топливо; 2—конденсатосновном зависит эффективность процесса, осуществляют в зависимости от конкретных условий применения — скорости закачки, трещиноватости и проницаемости пород пласта, наличия известняков, глин в продуктивном пласте, смачиваемости породы и ее насыщенности жидкостью, температуры и давления.
Рис. 7.19. Зависимость вязкости по СПВ-5 гидрофобных эмульсий М от соотношения фаз НС1 — углеводородная жидкость С:
1—дизельное топливо; 2—конденсат
Рис. 7.19. Зависимость вязкости по СПВ-5 гидрофобных эмульсий М от соотношения фаз НС1 — углеводородная жидкость С:
1—дизельное топливо; 2—конденсат
Жидкости должны отвечать следующим требованиям: быть совместимыми с породой и пластовыми флюидами; обладать низкой фильтруемостью через поверхности обра
зованных трещин; иметь стабильную вязкость в течение всего времени обработки пласта; не оказывать отрицательного воздействия на коллекторские свойства пласта.
Кроме этого, жидкость-носитель должна обладать достаточной удерживающей способностью по отношению к расклинивающему материалу.
При проведении гидроразрыва в породах с низкой прочностью используют воду, слабые (1,5—2,0%-ной концентрации) растворы соляной кислоты, газовый конденсат, дизельное топливо, керосин, растворы неорганических солей. Наиболее удобны и безопасны в работе растворы на водной основе. Загущенные растворы готовят на основе воды, кислот, спиртов и углеводородных жидкостей с добавками загустителей.
Получили широкое применение гидрофобные и гидрофильные эмульсии на основе углеводородных жидкостей с введением различных добавок (рис. 7.19).
При проведении гидроразрыва в песчаниках с низкой и средней проницаемостью рекомендуется использовать пены. В ряде случаев высокая эффективность процесса обеспечивается применением пенокислотных пен, особенно при высоких температурах (выше + 150°С).
Минимальный темп закачки рабочих жидкостей определяют из условия, что для транспорта расклинивающего материала произведение скорости и (см/с) движения жидкости в трещине на ее вязкость и (МПа-с) должно быть не менее 100 (ур^ ^100).
Л^инимальный темп закачки жидкости (л/с): для вертикальной трещины
(7.13)(7.13)<?Bmin = Ar/(5p);
(7.13)
(7.13)
разрыва (вертикальная трещина; F — площадь дренирования скважин) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:разрыва (вертикальная трещина; F — площадь дренирования скважин) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:/ — 10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60; 7 — 70; 8 — 80; 9 — 90; 10 — 100/ — 10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60; 7 — 70; 8 — 80; 9 — 90; 10 — 100
разрыва (вертикальная трещина; F — площадь дренирования скважин) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:
разрыва (вертикальная трещина; F — площадь дренирования скважин) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:
/ — 10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60; 7 — 70; 8 — 80; 9 — 90; 10 — 100
/ — 10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60; 7 — 70; 8 — 80; 9 — 90; 10 — 100
для горизонтальной трещины
П л7?тП7._ - ..
где h— толщина пласта, см; W—ширина щели, см; RT— радиус горизонтальной трещины, см.
Рабочий темп закачки рабочей жидкости должен быть выше расчетного на значение отфильтровывания жидкости в пласт.
В промысловой практике минимальный темп закачки рабочей жидкости составляет 2 м3/мин, при массированном гидравлическом разрыве — до 16 м3/мин.
Для управления процессом образования трещины и ориентации ее в пласте (получение ориентированных трещин горизонтальных, вертикальных, рис. 7.20, 7.21) перед ГРП в интервале обработки следует с помощью гидропескоструйной перфорации сделать соответствующие резы (вертикальная щель необходимой длины, круговая щель).
Давление гидроразрыва пласта определяют из условия, что гидродинамическое давление на забое скважины должно быть 132
k,,W/khk,,W/khРис. 7.21. Кривые оценки увеличения продуктивности скважин после гидроразрыва (горизонтальная трещина) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:/—10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60Рис. 7.21. Кривые оценки увеличения продуктивности скважин после гидроразрыва (горизонтальная трещина) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:/—10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60
k,,W/kh
k,,W/kh
Рис. 7.21. Кривые оценки увеличения продуктивности скважин после гидроразрыва (горизонтальная трещина) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:
/—10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60
Рис. 7.21. Кривые оценки увеличения продуктивности скважин после гидроразрыва (горизонтальная трещина) при проникновении трещины (в %) от радиуса дренажа:
/—10; 2 — 20; 3 — 30; 4 — 40; 5 — 50; 6 — 60
выше геостатического давления и предела прочности породы на разрыв, т. е.
Рз=:^+ор,(7.15)
где р3 —забойное давление разрыва пласта; q— геостатическое (горное) давление; ар— прочность породы пласта на разрыв (в пластовых условиях).
Давление нагнетания на устье скважины
Ру.д—Р+Ор + Рт.р— Рпл,(7.16)
где Ру.д — устьевое давление разрыва; рт.р— потери давления в трубах; рпл — пластовое давление.
Эффективность гидравлического разрыва пласта зависит также от давления, при котором осуществлялся разрыв. Давление гидроразрыва иногда определяют из выражения /?г.р = 0,083Я+0№пл,
где Рг.р — давление гидроразрыва; Н — глубина скважины; Рпл — пластовое давление.
Потери давления на трение (рис. 7.22, 7.23, 7.24):
Р« = ^-(7-17)
Рис. 7.22. Кривые потерь давления на трение при прокачке нефтеосновных жидкостей гидроразрыва через 73-мм НКТ (<7В=62 мм):
/—•нефтяная фракция, ц=72 мПа-с; 2— керосин, ц=1,2 мПа-c; 3— жирные кислоты+ +каустическое мыло; ц=13,8 мПа-с; 4—абсорбционное масло, |_1=9 мПа-c; 5 — абсорбционное масло+полимер (960 мг/л), ц=10,8 мПа-с
где X — коэффициент местных сопротивлений (для условий процесса гидроразрыва % ^ 0,0164-0,20); Н— глубина залегания обрабатываемого пласта; и — скорость движения жидкости в трубах; g— ускорение свободного падения; d— диаметр труб.
Значительные потери давления возникают при гидравлическом разрыве пласта в скважине, где обрабатываемый интервал перекрыт перфорированной эксплуатационной колонной (рис. 7.25).
Для закрепления трещины гидроразрыва используют различные расклинивающие материалы: песок, корунд, стекло, нейлоновые и пластмассовые шарики, окатанную ореховую скорлу-
Рис. 7.23. Кривые потерь давления на трение при прокачке водоосновных, жидкостей гидроразрыва через 73-мм НКТ (cfB=62 мм):
У — вода, [1=1 мПа-с; 2 — вода+полимер (120 мг/л), ц=1,2 мПа-c; 3 — вода+полимер. (240 мг/л), ц=2,5 мПа-с; 4— вода+полимер (480 мг/л), ц=5 мПа-с; 5 — вода+полимер (960 мг/л), р=11 мПа-с
пу, агломерированный боксит. Расклинивающий материал должен иметь окатанную форму, близкую к шару, обладать прочностью, чтобы выдержать давление при смыкании трещины, но при этом не должен вдавливаться в поверхность трещины. Фракционный состав расклинивающего материала подбирают для каждой конкретной операции.
В промысловой практике наиболее широко используют кварцевый песок фракцией 0,5—0,8 мм.
При проведении ГРП в глубокозалегающих прочных породах с высокой пластовой температурой рекомендуется использовать стеклянные или пластмассовые шарики, агломерированный боксит, корунд.
Рис. 7.24. Кривые потерь давления на трение при прокачке водоосновных жидкостей гидроразрыва через 114-мм НКТ (£/в=Ю2 мм):
/—вода, ц = 1 мПа-с; 2 — вода+модифицированная смола гуарового дерева (1200 мг/л), Ц = 7 мПа-c; 3 — то же (2400 мг/л), ц = 16 мПа'С; 4 — то же (4800 мг/л), ц=65 мПа-с; 5 — то же (7200 мг/л), [1=130 мПа-с; 6 — то же (9600 мг/л), ц=240 мПа-с; 7 — то же (12 000 мг/л), р.=390 мПа-с
При увеличении размера частиц расклинивающего материала, а также при оседании его в трещине в виде монослоя гидропроводность трещин повышается.
Для закрепления монослоем вертикальной трещины в течение всего процесса закачки необходимо поддерживать скорость потока выше равновесной. В том случае, когда операция ГРП осуществляется в пласте, перекрытом перфорированной обсадной колонной, при небольшом размере перфорационного отверстия (диаметр перфорационного отверстия меньше диаметра частицы расклинивающего материала в 3 раза) возможна закупорка входа в трещину. Эффект закупорки связан с турбулизацией потока жидкости на входе в трещину и возрастает с уве- 136
Рис. 7.25. Зависимость потерь давления в перфорационных отверстиях от расхода жидкости (жидкость гидроразрыва — вода, содержащая песок в количестве 180 г/л) при диаметре отверстия, мм:/ — 8; 2 — 9,5; 3 — 12,7; 4 — 15,9; 5—19; б — 25,4Рис. 7.25. Зависимость потерь давления в перфорационных отверстиях от расхода жидкости (жидкость гидроразрыва — вода, содержащая песок в количестве 180 г/л) при диаметре отверстия, мм:/ — 8; 2 — 9,5; 3 — 12,7; 4 — 15,9; 5—19; б — 25,4личением концентрации расклинивающего материала в жидкости-носителе.
Рис. 7.25. Зависимость потерь давления в перфорационных отверстиях от расхода жидкости (жидкость гидроразрыва — вода, содержащая песок в количестве 180 г/л) при диаметре отверстия, мм:
/ — 8; 2 — 9,5; 3 — 12,7; 4 — 15,9; 5—19; б — 25,4
Рис. 7.25. Зависимость потерь давления в перфорационных отверстиях от расхода жидкости (жидкость гидроразрыва — вода, содержащая песок в количестве 180 г/л) при диаметре отверстия, мм:
/ — 8; 2 — 9,5; 3 — 12,7; 4 — 15,9; 5—19; б — 25,4
На рис. 7.26, 7.27, 7.28 показаны зависимости скорости осаждения расклинивающего агента в трещине от его концентрации, расхода и вязкости жидкости.
В промысловой практике при проведении ГРН содержание расклинивающего материала в жидкости-носителе в среднем составляет 200— 250 кг/м3. Концентрация расклинивающего агента в жидкости в начале закачки в пласт задается ниже, чем в конце. При однократном гидроразрыве пласта используют в среднем 5—8 м3 расклинивающего агента, при массированном разрыве пласта —до 400—500 т. Жидкость-носитель должна обладать удерживающей способностью расклинивающего материала в заданных пределах его концентрации.
Гидростатическое давление
жидкости-носителя в скважинежидкости-носителя в скважинеможно найти по зависимости гидростатического давления жидкости разрыва с расклинивающим материалом от плотности жидкости и концентрации расклинивающего материала (рис. (7.29).
жидкости-носителя в скважине
жидкости-носителя в скважине
и — Ру^Ж PaQaKTи — Ру^Ж PaQaKT+ 1.+ 1.(7.18)(7.18)Число насосных агрегатов, отвечающих по своим характеристикам параметрам ГРП, определяют так:
и — Ру^Ж PaQaKT
и — Ру^Ж PaQaKT
+ 1.
+ 1.
(7.18)
(7.18)
где ру — устьевое давление разрыва, МПа; Q« — темп закачки жидкости гидроразрыва, л/с; ра— рабочее давление насосных агрегатов, МПа; Qa — подача насосного агрегата при рабочем давлении, л/с; Кг— коэффициент рабочего состояния насосных агрегатов в зависимости от состояния и срока службы (Кт= =0,54-0,8).
Расход жидкости л/цРасход жидкости л/цРис. 7.26. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента от расхода жидкости в трещине шириной 6,25 мм при расходе песка, пропущенного через сито 20—40 меш, расход 218 кг/ч, вязкость, мПа-с:1 — 488; 2 — 58; 3 — 7Рис. 7.26. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента от расхода жидкости в трещине шириной 6,25 мм при расходе песка, пропущенного через сито 20—40 меш, расход 218 кг/ч, вязкость, мПа-с:1 — 488; 2 — 58; 3 — 7Концентрация песка pH лКонцентрация песка pH лРис. 7.27. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 6,25 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, вязкость жидкости 7 мПа • с, расход, м3/ч: / — 1,8; 2 — 0,9; 3 — 0,225Рис. 7.27. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 6,25 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, вязкость жидкости 7 мПа • с, расход, м3/ч: / — 1,8; 2 — 0,9; 3 — 0,225Концентрация пескарьяКонцентрация пескарьяРис. 7.28. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 12,5 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, при расходе жидкости 0,9 м3/ч и ее вязкости, МПа-с:1 — 488; 2 — 58; 3 — 7Рис. 7.28. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 12,5 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, при расходе жидкости 0,9 м3/ч и ее вязкости, МПа-с:1 — 488; 2 — 58; 3 — 7
Расход жидкости л/ц
Расход жидкости л/ц
Рис. 7.26. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента от расхода жидкости в трещине шириной 6,25 мм при расходе песка, пропущенного через сито 20—40 меш, расход 218 кг/ч, вязкость, мПа-с:
1 — 488; 2 — 58; 3 — 7
Рис. 7.26. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента от расхода жидкости в трещине шириной 6,25 мм при расходе песка, пропущенного через сито 20—40 меш, расход 218 кг/ч, вязкость, мПа-с:
1 — 488; 2 — 58; 3 — 7
Концентрация песка pH л
Концентрация песка pH л
Рис. 7.27. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 6,25 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, вязкость жидкости 7 мПа • с, расход, м3/ч: / — 1,8; 2 — 0,9; 3 — 0,225
Рис. 7.27. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 6,25 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, вязкость жидкости 7 мПа • с, расход, м3/ч: / — 1,8; 2 — 0,9; 3 — 0,225
Концентрация пескарья
Концентрация пескарья
Рис. 7.28. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 12,5 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, при расходе жидкости 0,9 м3/ч и ее вязкости, МПа-с:
1 — 488; 2 — 58; 3 — 7
Рис. 7.28. Зависимость скорости осаждения расклинивающего агента в трещине шириной 12,5 мм от концентрации песка, пропущенного через сито 20—40 меш, при расходе жидкости 0,9 м3/ч и ее вязкости, МПа-с:
1 — 488; 2 — 58; 3 — 7
При проведении гидравлического разрыва пласта коэффициент запаса прочности оборудования по рабочему давлению принимают не менее 1,3.
На рис. 7.30 приведена одна из возможных схем обвязки наземного оборудования при проведении гидравлического разрыва пласта.
Подземный ремонт скважин (текущий и капитальный) — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке стенок и забоев скважин от загрязнений по восстановлению продуктивности скважин, а также восстановлению герметичности колонн и технического состояния скважин или их ликвидации.
В скважинах, находящихся в эксплуатации, проводят планово-предупредительный (профилактический и восстановительный) ремонт в соответствии с заранее составленными графиками, чтобы выявить и предупредить различные отклонения от установленного технологического режима. В процессе восстановительного ремонта устраняют причины, повлекшие резкое ухудшение установленного технологического режима.
Работу скважины характеризуют межремонтный период — продолжительность эксплуатации скважины между ремонтами и коэффициент эксплуатации — отношение фактически отработанного времени к календарному (скважино-месяцы).
Перед началом ремонта фонтанной арматуры, забойного оборудования и обсадных колонн, ремонтно-изоляционных, ис-
Концентрация расклинивающегоКонцентрация расклинивающегоагента^ Г [лагента^ Г [лРис. 7.29. Зависимость гидростатического давления смеси жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом от концентрации агента — ореховой скорлупы (л) р=1,4 г/см3, песка или стекла (б) р=2,65 г/см3 при плотности жидкости, г/см3:/ — 1,08; 2 — 1,03; 3 — 1,03; 4 — 0,935; 5 — 0,875; 5 — 0,825; 7 — 0,78; 8 — 0,74Рис. 7.29. Зависимость гидростатического давления смеси жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом от концентрации агента — ореховой скорлупы (л) р=1,4 г/см3, песка или стекла (б) р=2,65 г/см3 при плотности жидкости, г/см3:/ — 1,08; 2 — 1,03; 3 — 1,03; 4 — 0,935; 5 — 0,875; 5 — 0,825; 7 — 0,78; 8 — 0,74
Концентрация расклинивающего
Концентрация расклинивающего
агента^ Г [л
агента^ Г [л
Рис. 7.29. Зависимость гидростатического давления смеси жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом от концентрации агента — ореховой скорлупы (л) р=1,4 г/см3, песка или стекла (б) р=2,65 г/см3 при плотности жидкости, г/см3:
/ — 1,08; 2 — 1,03; 3 — 1,03; 4 — 0,935; 5 — 0,875; 5 — 0,825; 7 — 0,78; 8 — 0,74
Рис. 7.29. Зависимость гидростатического давления смеси жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом от концентрации агента — ореховой скорлупы (л) р=1,4 г/см3, песка или стекла (б) р=2,65 г/см3 при плотности жидкости, г/см3:
/ — 1,08; 2 — 1,03; 3 — 1,03; 4 — 0,935; 5 — 0,875; 5 — 0,825; 7 — 0,78; 8 — 0,74
правительных и ловильных работ необходимо провести глушение скважины.
В зависимости от глубины, геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводимой в эксплуатацию) скважины цели ремонта и его технология могут быть различны. В основном технология ремонта предусматривает проведение следующих основных операций:
спуск (подъем) однорядного (двухрядного) лифта;
Рис. 7.30. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования при проведении ГРП:
/ — емкости; 2 — насосный агрегат; 3 — смесительные устройства; 4— пескосмеситель; 5 — автоцистерна
перебор лифтовых труб с заменой отдельных труб с дефектами, изношенными резьбовыми соединениями;
проверка и замена пакеров, газлифтных клапанов и других пусковых приспособлений;
изменение глубины допуска колонны лифтовых труб;
чистка и промывка скважин от песчаных пробок;
работы по укреплению призабойной зоны пласта, интенсификации притока и проведение других геолого-технических мероприятий.
При разборке и сборке фонтанной арматуры вначале разъединяют боковые фланцы, снимают буферный патрубок и взамен него ставят подъемный патрубок с приваренным фланцем на нижнем конце и муфтой на верхнем. Отвинчивают болты между тройником и центровой (посадочной) задвижкой, элеватор заводят под муфту подъемного патрубка и приподнимают арматуру, а затем снимают ее. Собирают фонтанную арматуру в обратном порядке.
В том случае, когда во время спуско-подъемных операций начинаются газопроявления с целью быстрого закрытия скважины, посадочную задвижку с переводником следует отсоединить от арматуры и к переводной катушке присоединить одну- две трубы, а к задвижке — подъемный патрубок. В случае необходимости собранную компоновку присоединяют к поднимаемым (спускаемым) трубам, сажают всю колонну НКТ на тройник, крепят болты и приступают к глушению скважины.
Перед подъемом колонны НКТ по индикатору веса необходимо убедиться, что она не прихвачена, в процессе подъема нагрузка не должна превышать 20% собственного веса колонны НКТ.
При спуске колонны НКТ следует тщательно крепить резьбовые соединения и докреплять муфты.
При допуске колонны НКТ необходимо, чтобы допускаемые трубы по марке, диаметру и резьбе соответствовали трубам, находящимся в скважине. Замене подлежат трубы с изношенными резьбовыми соединениями, трещинами и раковинами на теле и отложениями солей на внутренней поверхности труб.
Песчаные пробки удаляют из ствола скважин промывкой
Таблица 7.2
Расход жидкости, л/с
Скорость подъема жидкости в трубах, см/с, при условном диаметре труб, мм
-48
60
73
89
102
1 14
3
236
153
100
66
48
37
4
315
204
133
88
64
50
5
393
255
166
НО
80
62
6
472
306
200
132
96
75
7
551
357
233
154
112
88
8
630
408
266
176
128
100
9
708
459
300
198
144
111
10
. 789
510
333
220
160
125
12
945 ■
612
400
262
192
150
15
1023
765
500
330
240
186
17
1338
850
566
377
274
218
водой, различными жидкостями, пенами, газожидкостными смесями, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки, гидробура.
Промывают скважины несколькими способами и их комбинациями. .
При прямой промывке промывочная жидкость закачивается через колонну спущенных труб, а песок с жидкостью выходит через затрубное пространство.
При обратной промывке промывочная жидкость нагнетается в затрубное пространство, а песок с жидкостью выходит через колонну НКТ (табл. 7.2), что обеспечивает более эффективное удаление песка из скважины за счет высокой скорости выходящего потока в колонне НКТ.
Устье скважины при обратной промывке оборудуют сальником или промывочным устройством (типа ПУ-1). В том случае, когда пласт сильно дренирован или эксплуатационная колонна имеет дефекты, скважину рекомендуется промывать струйным аппаратом, который состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланг, вертлюг, приспособление для подлива воды). Иногда для удаления песчаных пробок без спуска промывочных труб используют гидробур, который опускают в скважину на канате.
При ударе о пробку и подъеме на 2—3 м происходит засасывание жидкости с песком из-под долота гидробура. Песок остается в желонке, а жидкость поступает в плунжерный насос.
Рыхлые неуплотненные песчаные пробки удаляют из скважины промывкой аэрированными жидкостями, пеной (рис.7.31), воздухом при герметизации устья сальником для обратной промывки. При такой промывке сокращается поглощение промывочной жидкости пластом. Работы проводят следующим образом: через спущенные в скважину промывочные трубы, башмак
Рис. 7.31. Принципиальная схема обвязки оборудования по промывке песчаных пробок аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ:
1 — аэратор; 2 — компрессор; 3 — насосный агрегат; 4— емкость для раствора ПАВ; 5 — емкость; 6 — обратный клапан
которых находится на 10—15 м выше уровня песчаной пробки, насосным агрегатом закачивается вода с добавкой ПАВ при одновременном вводе в смесь воздуха. Верхняя промывочная труба и линия подачи воздуха и воды в аэратор оборудуются обратными клапанами. Размытая пробка выносится на поверхность через затрубное пространство. Массовые добавки ПАВ к воде (в %): 0,1—0,3 сульфонола, 0,05—0,1 ОП-7, ОП-10, 0,5—1,0 ДС-РВС, 1,0—2,0 сульфонатриевых солей. Процесс регулируется расходом воздуха и давлением в нагнетательной линии.
На все виды работ по капитальному ремонту скважины составляют наряд (при зарезке и бурении второго ствола — геолого-технический), при изменении или дополнении плана работ— дополнительный. После окончания капитального ремонта скважины составляют акт о сдаче-приеме скважины с описанием работ, проведенных на ней в процессе ремонта.
Перед началом ремонта скважины необходимо ее обследовать, чтобы определить глубину забоя уровня жидкости, состояние эксплуатационной колонны, подземного оборудования фильтра, характер и интенсивность притока в скважину жидкости и газа через нарушения.
При обследовании, в зависимости от конкретных условий, используют печати различного типа, позволяющие оценить состояние эксплуатационной колонны и фильтровой части, определить местонахождение и состояние оставшихся в скважине НКТ и других посторонних предметов. Дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, пропуски в резьбовых соединениях) находят путем испытания отдельных ее интервалов на герметичность (установкой искусственного забоя, съемного пакера).
С помощью геофизических методов определяют: изменение температуры по стволу скважины, высоту подъема цемента за колонной, затрубные циркуляции жидкости, интервалы притока и поглощения жидкости.
Перед началом работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать ее устье. Проверяют состояние колон-
ной головки с целью определения герметичности соединения пьедестала с эксплуатационной колонной, состояние внутренней поверхности пьедестального патрубка. В случае необходимости патрубок заменяют.
Для замены патрубка следует разобрать фланцевое соединение, на бурильных трубах спустить внутреннюю освобождающуюся труболовку и захватить ею обсадную трубу ниже пьедестального патрубка, после чего с помощью подъемного механизма натянуть колонну и отвернуть от нее патрубок с пьедесталом. На устье установить разъемное лафетное кольцо, на клиньях — бурильную трубу. С верхней муфты бурильной трубы снять элеватор и пришедший в негодность пьедестальный патрубок. Затем установить пьедестал (в обратном порядке), проверить герметичность сальникового уплотнения в колонном фланце и соединить колонну с катушкой. После осмотра и ремонта колонной головки (устьевого фланца) приступить к капитальному ремонту скважины.
Ремонту подлежат дефекты в обсадной колонне, связанные с ее смятием и сломом. Смятие обсадной колонны выправляют с помощью набора инструментов (оправочные долота, конусные и грушевидные колонные фрезы). Выправление колонны начинают инструментом, диаметр которого на 4—5 мм больше минимального диаметра смятой колонны. В случае невозможности выправления дефектного интервала обсадной колонны его офрезеровывают грушевидными или колонными фрезами. Оф- резованный интервал обсадной колонны изолируют путем заливки под давлением тампонажного раствора или установкой в этот интервал металлического пластыря, плотно прилегающего по всей окружности к телу трубы. Установку металлических продольно гофрированных пластырей осуществляют с помощью устройств типа «Дорн».
Замена поврежденной части обсадной колонны возможна в том случае, если она находится выше башмака промежуточной колонны и уровня цементного кольца в межтрубном пространстве. Для замены такого интервала труборезкой на 5—6 м выше места повреждения обрезают обсадную трубу и извлекают на поверхность. Оставшуюся часть с помощью труболовки отвинчивают и извлекают из скважины. После проверки шаблоном промежуточной колонны в скважину спускают новую колонну, низ которой оборудован направляющим козырьком. После свинчивания колонны ее проверяют на растягивающую нагрузку (60—70% ее веса) и на герметичность. В случае необходимости межтрубное пространство заполняют цементным раствором.
Если невозможно устранить дефект эксплуатационной колонны, а ее диаметр позволяет, то спускают дополнительную колонну с установкой башмака ниже дефектного интервала. В этом случае возможен спуск «летучки», которая перекрывает
интервал с дефектом. Дополнительную колонну цементируют или устанавливают межколонный пакер. Низ летучки оборудуют башмаком с фаской, а верхнюю часть — воронкой с левой резьбой. «Летучку» спускают на колонне бурильных труб, соединенных с ней переводником с обратным клапаном, позволяющим ее цементировать и вымывать излишки цементного раствора. После твердения цементного раствора колонну бурильных труб отвинчивают, поднимают, проверяют ее на герметичность и разбуривают цементный стакан. Технология установки и крепления дополнительных колонн зависит от конкретных условий. После окончания цементирования дополнительную колонну проверяют шаблоном на проходимость и испытывают на герметичность.
Вторичное цементирование скважин проводят для изоляции продуктивного горизонта от притока воды; перекрытия фильтра при переходе на эксплуатацию выше или ниже залегающих пластов; перекрытия дефекта в эксплуатационной колонне; создания водонепроницаемых экранов в призабойной зоне скважины; изоляции продуктивных пластов друг от друга и от посторонних вод в интервале спуска эксплуатационной колонны или «хвостовика» при зарезке и бурении второго ствола, а также при спуске дополнительной колонны («летучки»); укрепления призабойной зоны пласта; создания цементных мостов или цементных стаканов в эксплуатационной колонне.
Для вторичного цементирования используют различные тампонажные материалы и добавки к ним, которые выбирают в зависимости от условий и цели проведения работ (давление, температура, размеры пор; наличие агрессивных компонентов, приемистость пласта и др.).
Перед началом работ определяют необходимое количество сухого цемента (в т); количество жидкости, потребное для приготовления цементного раствора (в т); количество продавочной жидкости (в м3); продолжительность процесса цементирования (в ч); давление в трубах и затрубном пространстве в конце про- давки раствора (в МПа); число и тип цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.
Высота подъема цементного раствора в трубах при В : Ц=0,5
Диаметр труб, мм .
48
60
73
89
102
114
127
140
Высота (в м) при расходе раствора на:
1т.
652
400
257
179
131
104
88
70
1 м3
925
493
316
220
161
123
107
86
Диаметр труб, мм .
Высота (в м) при расхо
146
168
178
198
219
245
273
299
324
де раствора на:
46
40
1т
63
33
26
21
16
13
11
1 м3
78
57
50
41
32
25
20
16
14
Теоретический объем внутреннего пространства 1 М*■***■*
насосно-компрессорных труб
Диаметр насоснокомпрессорных труб мм ..11410289736048
Объем 1 м труб, м3 0,00810,00622 0,00456 0,00317 0,00203 0,00108
Диаметр обсадной
колонны, мм ..146168194
Диаметр заливоч
ных труб, мм ..607373891147389114
Высота подъема
(в м) при расходе цементного раствора:
1т....86,2 99,9 63,875,6 119,6 41,946,7 60,4
м3 ... . 103,7 120,2 76,890,9 143,7 50,456,1 72,7
Объем кольцевого пространства (в м3) при глубине, м:
....0,9640,3321,3021,100,6951,9821,78 1,375
500 ....4,820 4,1606,5105,50 3,4759,9108,90 6,875
1000 ....9,6408,32013,02011,006,95019,82017,8013,750
219219273273колонны, ммколонны, ммДиаметр обсадной
219
219
273
273
колонны, мм
колонны, мм
299
Диаметр заливочных труб, мм .. 738911473891147389114
Высота подъема (в м) при расходе цементного раствора:
1т....30,933,439,918,219,020,914,615,116,3
м3 ....37,140,248,021,922,925,217,618,219,6
Объем кольцевого пространства (м3) при глубине, м:
.... 2,6222,492,0854,5724,373,9655,6925,495,085
500 ....13,46012,2910,42522,8621,8519,8228,4627,4625,42
....26,22024,9020,85145,7243,7039,6556,9254,9050,85
10—339145
Возврат скважины на вышележащий горизонт осуществляют при необходимости прекращения эксплуатации оставляемого горизонта или по техническим причинам. Нижележащий горизонт изолируют путем установки монолитного цементного моста в стволе скважины при необходимости с задавкой под давлением в оставляемый горизонт цемента (в случае опасности прорыва посторонних вод). В ряде случаев, если пласты находятся на значительном расстоянии друг от друга, фильтр оставляемого горизонта перекрывают песчано-глинистой пробкой с последующей установкой над ней цементного моста.
При возвратных работах после установления цементного моста на заданной глубине скважину испытывают на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости.
При возврате скважины па нижезалегающий горизонт разобщение достигается многократным цементированием оставляемого горизонта или спуском и цементированием дополнительной обсадной колонны с последующим разбуриванием цементных стаканов.
Изоляционные работы — один из видов капитального ремонта скважин, проводимый с целью ликвидации прорыва в скважину пластовых вод.
При проведении работ по изоляции притока пластовых вод в скважину используют следующие методы:
основанные на создании водоизолирующих экранов — трещин-—с применением гидравлического разрыва пласта с заполнением под давлением трещин цементным раствором;
без применения гидроразрыва пласта путем проведения цементных заливок и создания непроницаемых пропластков;
исправление некачественного цементного кольца путем создания цементных поясов цементной заливкой через специальный фильтр с использованием пакеров, спуска дополнительной колонны.
Проводят работы по изоляции вод верхних, нижних, подошвенных и поступающих через соседние скважины, по селективной изоляции вод при эксплуатации скважиной слоистого неоднородного пласта или нескольких продуктивных горизонтов.
Верхние воды, поступающие через дефект в обсадной колонне, изолируют цементной заливкой через дефект в колонне водоцементного, нефтецементного или синтетического тампонажного раствора, спуском дополнительной обсадной колонны («летучки») с последующим цементированием. Верхние воды, поступающие по заколонному пространству через отверстие фильтра, изолируют путем нагнетания через эксплуатационный или специальный фильтр тампонажных растворов под давлением. Излишки растворов при заливках и нагнетаниях вымывают, цементные стаканы разбуривают.
Нижние и подошвенные воды, поступающие через цементный стакан или дефект в зумпфе, изолируют путем создания нового цементного стакана после разбуривания старого. Нижние воды, поступающие по заколонному пространству, изолируют путем нагнетания тампонажных растворов под давлением через отверстия фильтра.
Изоляцию нижних и верхних вод осуществляют путем создания цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны в интервале между источником обводнения и эксплуатационным объектом.
Эксплуатационную колонну перфорируют в нескольких местах и последовательно в каждый интервал нагнетают под давлением тампонажный раствор.
Ограничение и ликвидация притока вод краевых и из соседних скважин, из обводненных и выработанных пластов достигаются селективной изоляцией водонасыщенной зоны, в результате которой создается водонепроницаемый пропласток.
Предупреждение выноса пластового песка из скважин, вскрывающих неустойчивые, склонные к разрушению продуктивные пласты, осуществляется путем закрепления призабойной зоны с помощью механических и химических методов. Работы по закреплению призабойной зоны таких пластов должны производиться в процессе их вскрытия.
Забой скважины с точки зрения устойчивости должен быть либо открытым, если условия нагружения породы на поверхности открытого забоя не выходят за пределы прочности этой породы, либо оборудован фильтром, если условия нагружения выходят за пределы прочности. Перфорация скважин ухудшает сопротивляемость породы к разрушению и пластическим деформациям, обводнение призабойной зоны пласта способствует усилению процесса ее разрушения.
Для крепления призабойной зоны пласта, сложенной рыхлыми породами, в которых размеры пор и трещин не менее 0,15 мм, используют смеси на основе цементных растворов с добавками песка и других наполнителей. Этот метод применим только для хорошо дренированных пластов, обладающих достаточной приемистостью. Смесь приготовляется в весовом отношении цемента и песка 1 :3, песок без глинистых примесей с размером зерен 0,2—0,4 мм.
Технология крепления призабойной зоны цементно-песчаной смесью следующая:
опрессовывают колонну и спускают в скважину колонну НКТ на 3—4 м выше верхних отверстий фильтра;
устанавливают цементировочную головку, осуществляют обвязку оборудования и определяют приемистость пласта по воде;
закачивают смесь и продавливают ее в пласт.
ю* и?
Перед цементно-песчаной смесью в скважину закачивают, а затем продавливают в пласт 1—3 м3 раствора ПАВ. После окончания продавки цементно-песчаной смеси открывают межтрубное пространство и восстанавливают циркуляцию, после чего поднимают колонну НКТ. Смесь твердеет заданное время, потом разбуривают цементный стакан, промывают и осваивают скважину.
Объем цементно песчаной смеси (в м3)
V = 0,785(Z)2 — d^ hm + 0,785d2/z,(7.19)
где D — диаметр закрепляемой зоны, м; d— диаметр эксплуатационной колонны, м; h — мощность пласта, м; т — условная пористость в долях единицы (т = 0,5 ч-1,0). Призабойные зоны скважин укрепляют фенолоспиртами при соблюдении следующих условий:■
призабойная зона перекрыта перфорированной обсадной трубой;
температура пласта не ниже 15—20°C;
содержание карбонатов в породе пласта не превышает 10-15%;
проницаемость пласта не ниже 100—200 мкм2;
толщина пласта, обрабатываемого смолой за один прием, не превышает 5—6 м;
пласт в интервале обработки имеет одинаковую проницаемость.
Обработку смолой не рекомендуется проводить в пластах, где в процессе вскрытия или ремонта наблюдалось поглощение глинистого раствора, а также в скважинах, в призабойную зону которых уже закачивали укрепляющие смеси.
Объем смоляной смеси определяют из расчета 0,25 м3 смеси на 1 м толщины обрабатываемого интервала, что обеспечивает укрепление призабойной зоны пласта с пористостью 20% в радиусе 0,5—0,6 м.
Работы по укреплению пласта смолой производят в следующей последовательности:
глушение скважины;
определение приемистости пласта;
соляно-кислотная обработка;
обработка обрабатываемого интервала составом, повышающим адгезию смолы к породе;
приготовление состава и закачка его в пласт;
оттеснение излишков смолы в пласт углеводородной жидкостью; .
подъем башмака колонны НКТ на 20—40 м выше интервала обработки.
Выдержка смолы в пласте составляет 5—7 сут, после чего скважину осваивают. При наличии смоляного стакана его разбуривают.
Таблица 7.3
Свойства фенолоспиртов и смолы ВР-1
Показатели
Фенолоспирты
ВР-1
Плотность при 20 °C, г/см3
Вязкость при 20 °C, мм2/с
Весовая доля сухого остатка, %
Водорастворимость
Весовая доля свободного фенола, %
1,14—1,16 15—30 48 >1:2
9
1,14—1,16 17—35 40 >1:1
6
Скважины с тщательно промытым забоем глушат растворами солей или меловыми растворами.
В случае необходимости (пласт сильно дренирован) в призабойную зону пласта при башмаке заливочных труб на уровне нижних отверстий намывается зернистый материал (коксовая мелочь фракцией 0,5—3,0 мм; кварцевый песок, дробленая скорлупа орехов). Перед закачкой смолы в скважину с низким пластовым давлением в нее опускают шелипсовый пакер, который устанавливают на 10—15 м выше интервала перфорации.
При соляно-кислотной обработке используют 15%-ную НС1 в объеме 0,5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, феноло- спирты или смолу ВР-1 (табл. 7.3).
Необходимый объем фенолоспирта (или ВР-1) составляет 80—86% от объема смоляной смеси.
Объем бензосульфокислоты (ВСК) 50 %-ной концентрации составляет 20% от объема смоляной смеси. БСК рекомендуется растворять в горячей воде (60—80°C). В качестве жидкости, повышающей адгезию смолы к породе, используют растворы АГМ-3 или АГМ-9, приготовленные путем растворения в 5—10 л продукта в двойном объеме гидролизного спирта и смешанные непосредственно перед закачкой в пласт в 1 м3 горячей воды. Менее эффективным является крепитель «М», разбавленный в соотношении 1:1с водой. Объем жидкости для повышения адгезии смолы к породе принимается равным объему смолы.
Для промывки труб и оборудования от смолы после окончания процесса обработки используют 5—10%-ный водный раствор каустической соды.
Количество соляной кислоты, необходимое для обработки в зависимости от карбонатности пород, определяют по графику (рис. 7.32). Смоляную смесь готовят непосредственно перед закачкой в пласт путем смешения растворов фенолоспирта (или ВР-1) и водного раствора бензосульфокислоты (БСК).
Для закачки смоляной смеси в скважину применяют насосные агрегаты.
Рис. 7.32. График расхода 15%-ной НС1 в пересчете на 1 м толщины обрабатываемого интервала в зависимости от карбонатности пород
Гравийно-намывные фильтры являются наиболее эффективным и универсальным средством предупреждения выноса песка из скважин, вскрывающих слабосцементированные, неустойчивые пласты.
Гравийно-намывными фильтрами оборудуют скважины как с открытой, так и с перекрытой обсадной трубой призабойной зоны.
При оборудовании гравийными фильтрами скважин с открытым забоем и при grad рпл<1 МПа/100 м работы проводят в следующей последовательности:
расширяют ствол скважины в интервале пласта-коллектора;
уточняют с помощью кавернометрии диаметр расширенной части ствола;
собирают и спускают в скважину на НКТ узел гравийного фильтра;
промывают скважину в течение 5—6 циклов;
производят монтаж, обвязку наземного оборудования и намыв гравия в зафильтровое пространство;
оценивают качество намытого гравийного фильтра и после спуска эксплуатационного оборудования осваивают скважину.
Призабойную зону пласта расширяют гидравлическим расширителем так, чтобы толщина гравийного массива между фильтром-каркасом и пластом была не менее 60—100 мм. При этом используют такие промывочные жидкости, которые не ухудшают коллекторские свойства пласта. При вскрытии и расширении пласта-коллектора применяют пластовую, минерализованную или техническую воду с добавками ПАВ и загустителей (КМЦ, ПАА и др.); меловые растворы; растворы на нефтяной основе; различные эмульсии. После расширения скважину тщательно промывают.
Количество гравия для создания гравийного фильтра определяют по результатам кавернометрии расширенной части призабойной зоны пласта (при условии заполнения гравием кольцевого пространства между фильтром-каркасом и пластом, а также между надфильтровой трубой, контрольным фильтром и эксплуатационной колонной).
Фракционный состав гравия выбирают в зависимости от гранулометрического анализа кернового материала пласта: рекомендуется применять частицы гравия, равные 5—8 диаметрам частиц, слагающих пласт-коллектор.
Для сортировки гравия по фракциям применяют механические вибрационные сита типа СВ-1, СВС и др. Перед закачкой в скважину отсортированный гравий обрабатывают 15%-пой НС1.
Призабойный узел гравийного фильтра включает: клапанную систему с башмаком; шток с промывочными трубками; проволочный сварной фильтр-каркас с проволокой трапецеидального сечения (конструкция ВНИИгаза); надфильтровую трубу с центратором; циркуляционную муфту с левой резьбой, внутри которой расположена втулка со срезными шпильками и промывочными отверстиями; контрольный фильтр длиной 0,5—1,0 м.
После спуска призабойного узла скважину промывают в течение 5—6 циклов и по затрубному пространству намывают расчетное количество гравия. Окончание намыва определяют по резкому увеличению давления нагнетания. Излишки гравия вымывают из скважины с помощью циркуляционного клапана, отверстия которого открываются путем сброса шара.
Для намыва гравия в качестве жидкости-носителя используют: техническую воду; растворы солей, КМЦ, ССБ; жидкости на нефтяной основе. Конечное давление закачки не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны и давления гидроразрыва пласта-коллектора.
Качество. гравийного массива оценивают по объему фактически намытого гравия и с помощью гамма-гамма-каротажа (ГГК). в случае неполного заполнения зафильтрового пространства гравием фильтр-каркас извлекают, вымывают гравий и повторяют операции по намыву.
При оборудовании гравийными фильтрами скважин с grad ^пл>МПа/100 м устье скважины необходимо оборудовать регулируемым штуцером, а также использовать промывочные жидкости с необходимой плотностью.
При намыве гравийных фильтров в скважинах с призабойной зоной, перекрытой перфорированной обсадной трубой, перед спуском призабойного узла скважину шаблонируют. Число отверстий в линейном интервале установки фильтра должно быть не менее 20 отв/м. Фильтр-каркас оборудуют центраторами, устанавливаемыми через 1 м (на соединительных муфтах).
Для закачки гравийной пульпы в скважину используют насосные агрегаты и пескосмесительные машины (рис. 7.33).
Если вскрытие пласта и расширение его призабойной зоны производили с использованием меловых растворов, то после
Рис. 7.33. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования при намыве гравийных фильтров:1 — емкость; 2 — емкость для жидкости-носителя гравия; 3 — пескосмеситель; 4— насосный агрегатРис. 7.33. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования при намыве гравийных фильтров:1 — емкость; 2 — емкость для жидкости-носителя гравия; 3 — пескосмеситель; 4— насосный агрегатпропускнуюотверстиямипропускнуюотверстиями
Рис. 7.33. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования при намыве гравийных фильтров:
1 — емкость; 2 — емкость для жидкости-носителя гравия; 3 — пескосмеситель; 4— насосный агрегат
Рис. 7.33. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования при намыве гравийных фильтров:
1 — емкость; 2 — емкость для жидкости-носителя гравия; 3 — пескосмеситель; 4— насосный агрегат
пропускнуюотверстиями
пропускнуюотверстиями
Рис. 7.34. Зависимость эффективной площади поверхности входных кромок фильтров от диаметра труб (отверстия диаметром 0,5 мм);
/ — проволочный фильтр с ребрами жесткости; 2 — желобчатый фильтр; 3— щелевидный фильтр
намыва гравийного фильтра в скважине следует провести соляно-кислотную обработку.
Увеличение диаметра зерен набивки снижает потери давления в перфорационных каналах. Обычно для гравийной набивки используют песок с размером зерен 0,84—1,67 мм. В случае, когда скважина выносит песок с содержанием мельчайших фракций в количестве 5% и более, для набивки применяют песок с размером зерен 0,42—0,84 мм.
Диаметр (минимальный и максимальный) зерен песка (в мм) определяют по ситовому анализу песка, выносимого из скважины:
(7.20)(7.20)T^mln — ^‘D^of*, Dmax—lO'Dsof,
(7.20)
(7.20)
где D50f— 50%-ная фракция песка.
При использовании щелевых или проволочных фильтров диаметр щели определяют по формуле
<7щ = Dmin + Dmax-
Проволочные фильтры имеют более высокую способность, чем хвостовики со щелевидными (рис. 7.34).
ГЛАВА 8
БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ, ВОЗНИКАЮЩИМИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
В процессе эксплуатации месторождений возникают следующие осложнения: отложения минеральных солей, парафинов, асфальтосмолистых веществ, серы, водопроявление, возможность образования гидратов и коррозия. В зависимости от ин- 152
тенсивности возникающих осложнений промысловые ремонтные работы, связанные с их предупреждением и ликвидацией, могут существенно увеличивать текущие расходы на эксплуатацию скважин, сборных сетей и промыслового оборудования.
Предупреждение и борьбу с парафином и отложениями асфальтосмолистых веществ ведут следующими методами: механическим удалением парафина со стенок НКТ различными скребками; тепловым воздействием при прокачке горячих жидкостей; химическим воздействием при закачке растворителей и ингибиторов; применением ПАВ; применением лакокрасочных и пластмассовых покрытий.
Для механического удаления парафина применяют скребки различных типов: металлические и пластмассовые, спускаемые в НКТ на штангах или канатной техникой, а также с использованием энергии газожидкостного потока (очистные поршни). Последние используют также для очистки от парафина внутренней поверхности труб промысловых сборных сетей, оборудованных камерами для запуска и приема поршней.
Тепловое воздействие при удалении парафиноотложений из нкт осуществляют: прогревом труб и забоя скважин водяным паром; промывкой труб и забоя скважин горячей жидкостью, нагреваемой на поверхности (закачка горячего конденсата или горячей легкой нефти); прогревом труб и забоя скважин погружными электронагревателями; получением тепла в результате химических реакций веществ, закачиваемых в скважину.
На отложения парафина воздействуют закачкой растворителей и ингибиторов. Наряду с простыми растворителями (газовый конденсат, легкая нефть, лигроин, керосин) используют специальные растворители и ингибиторы, как отечественные, так и импортные. Сущность химических методов заключается в гидрофилизации поверхности труб.
Ингибитор парафиносмолистых отложений Азолят-7— 85%-ный раствор 2-ацилокси-2,2-диокситриэтиламина в керосине.
Ингибитор парафиноотложений СНПХ-7202— оксиалкили- рованные алкилфенолы с фосфорсодержащей добавкой в бутилбензольном растворителе (ТУ 39-24-008—82).
СНПХ-7р-2 и СНПХ-7р-3 — растворители для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из призабойной зоны скважин и подземного оборудования. СНПХ-7р-3 является углеводородной композицией на основе пиролиза смолы и бутилбензольной фракции при объемном соотношении 1:1.
Толуол — ароматическое соединение циклического ряда углеводородов — растворитель.
Реагент МЛ-72 — композиция биохимически различных анионных и неионогенных ПАВ (ТУ 84-348—73) — используется для интенсификации нефтяных и газоконденсатных скважин
ния растворенных солеиния растворенных солеиввследующих соотношениях:следующих соотношениях:рв, кг/м3 Содержание солей,рв, кг/м3 Содержание солей,мг/л .мг/л .1000 1020027,51000 1020027,5104055,4104055,4106083,7106083,71080113,21080113,21100143,51100143,5Рв, кг/м3 Содержание солей,ПересыщениеРв, кг/м3 Содержание солей,Пересыщениемг/л .мг/л .11201140175,820111201140175,82011200288120028813004341300434140057614005761450642,81450642,8растворов пластовых водрастворов пластовых водионами выпадаю-ионами выпадаю-щих в осадок солей ведет к отложению минеральных солей на поверхности оборудования.Процесс кристаллизации солей во времени описывается экспоненциальным уравнениемщих в осадок солей ведет к отложению минеральных солей на поверхности оборудования.Процесс кристаллизации солей во времени описывается экспоненциальным уравнением
ния растворенных солеи
ния растворенных солеи
в
в
следующих соотношениях:
следующих соотношениях:
рв, кг/м3 Содержание солей,
рв, кг/м3 Содержание солей,
мг/л .
мг/л .
1000 1020
027,5
1000 1020
027,5
1040
55,4
1040
55,4
1060
83,7
1060
83,7
1080
113,2
1080
113,2
1100
143,5
1100
143,5
Рв, кг/м3 Содержание солей,
Пересыщение
Рв, кг/м3 Содержание солей,
Пересыщение
мг/л .
мг/л .
11201140
175,8201
11201140
175,8201
1200
288
1200
288
1300
434
1300
434
1400
576
1400
576
1450
642,8
1450
642,8
растворов пластовых вод
растворов пластовых вод
ионами выпадаю-
ионами выпадаю-
щих в осадок солей ведет к отложению минеральных солей на поверхности оборудования.
Процесс кристаллизации солей во времени описывается экспоненциальным уравнением
щих в осадок солей ведет к отложению минеральных солей на поверхности оборудования.
Процесс кристаллизации солей во времени описывается экспоненциальным уравнением
с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, хорошо растворим в пресной, морской и пластовой водах.
Применение ПАВ для борьбы с парафиноотложениями основано на создании защитных гидрофильных пленок на поверхности металла, препятствующих прилипанию кристаллов парафина и образованию плотных смолистых отложений. Перед обработкой раствором ПАВ необходимо тщательно подготовить поверхность металла для образования прочной гидрофильной защитной пленки. Периодичность ввода ПАВ от 6 до 9 мес.
Лакокрасочные и другие покрытия стенок труб позволяют предотвратить отложение парафина в НКТ скважин и трубах промысловых сборных сетей. Используют бакелитовые, бакели- тоэпоксидные лаки, полиуретановые смолы, а также плакирование труб пластическими массами.
Предотвращение и удаление осадков минеральных солей в скважинах и промысловых сооружениях представляет серьезную проблему для эксплуатационного персонала. Проблема усугубляется при отложении труднорастворимых солей — сульфатов кальция, бария, стронция; карбонатов кальция, магния, бария, стронция.
Как правило, отложение солей проявляется на поздней стадии разработки месторождений при активном поступлении пластовых вод. Основная причина отложения минеральных солей — разложение растворенных в воде бикарбонатных солей кальция и магния вследствие падения давления или смешение пластовых вод различного состава.
Наличие в составе солей сульфатов кальция, карбонатов кальция и магния осложняет проведение профилактических мероприятий.
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации растворенных в них солей и может быть различной. Известны пластовые воды с содержанием солей 642,8 кг/м’ при плотности 1450 кг/м3. Оценочные расчеты плотности пластовых вод рв при 15,6 °C могут выполняться с учетом содержа-
(8.1)(8.1)С;-Снас+(Со—Снас)е-^,
(8.1)
(8.1)
Константы Кл и Кг выпадения гипса в осадок при использовании некоторых химических реагентов
Ингибитор отложений гипса
Константа скорости кристаллизации, 1/мин
Ингибитор отложений гипса
Константа скорости кристаллизации, 1/мин
Ki
Кг
Ki
К2
Раствор без добавок Гексаметафосфат натрия Полиакриламид
0,00350
0,00089
0,00250
0,000718
0,000036
0,000125
Гипан
Полиакриламид и гипан Поликомплексон
0,00375
0,00117
0,00000
0,000667
0,001120
0,000000
где Ct — текущая концентрация раствора в момент времени /; Со — концентрация исходного пересыщенного раствора; Снас — концентрация раствора при исчезновении пересыщения (насыщенный раствор); К — константа скорости кристаллизации; t — время.
В процессе предотвращения осаждения минеральных солей химическими реагентами выявлены две константы Кт и На (уравнение 8.1, табл. 8.1), характеризующие переход метаста- бильной фазы в стабильную.
Методы борьбы с отложениями минеральных солей обычно подразделяют (рис. 8.1) на методы предупреждения выпадения и удаления солей.
Рис. 8.1. Структурная схема методов борьбы с отложением минеральных солей
Защитные свойства ПАВ ДС-РАС по предотвращению солеотложений гипса из водометанольных растворов с концентрацией солей в растворе до 300 г/л
Концентрация ДС-РАС в растворе, мг/л
Изменение массы пластин, г
Эффективность ингибирования, %
Скорость отложения солей, 10—® г/(м.м!-ч)
Без ПАВ
0,05540
5,77
100
0,03485
37,0
3,63
300
0,02265
59,4
2,36
500
0,02105
62,0
2,79
1000
0,01385
75,1
1,44
Таблица 8.3
Защитные свойства ПАВ ДС-РАС по предотвращению солеотложений гипса из водометанольных растворов с различной концентрацией метанола
Содержание метанола в растворе, %
Концентрация ДС-РАС,
Изменение массы пластин, г
Эффективность ингибиоования, %
Скорость отложения солей, г/(мм2-ч)
30
500
0,00665
71,8
0,72
50
500
0,02105
62,0
2,2
70
50
0,04415
41,3
4,6
30
—.
0,02360
—
2,6
50
—
0,05540
5,8
70 ’
—
0,07515
—
7,8
Методы предупреждения выпадения минеральных солей на поверхности промыслового оборудования подразделяют на химические и безреагентные.
Химические методы предупреждения реализуют, применяя ингибиторы солеотложений и технологию добавки в продукцию скважины высокоминерализованных вод. Ингибиторы солеотложений вводят путем порционной периодической продавки их в призабойную зону скважины или непрерывным дозированием. Высокоминерализованную воду добавляют в продукцию скважины постоянным дозированием для поддержания равновесных концентраций солей, которые могут выпасть в осадок из пластовой воды. Известны многочисленные ингибиторы солеотложений (табл. 8.2 — 8.7), применение которых обеспечивает приемлемые условия эксплуатации промыслового оборудования.
Эффективность ингибирования оценивают сопоставлением концентрации растворов, обработанных и не обработанных ингибитором:
Эи = (Си Со)/(СНач — Cq), (8.2) где Си, Со — концентрации осаждающейся соли в растворе с ингибитором и без него; Снач — начальная концентрация соли.
Эффективность ингибирования можно оценивать по приве-
Различные ПАВ и их композиции, влияющие на предотвращение солеотложений из водометанольных растворов
(метанол — вода 1 : 1) с концентрацией солей в растворе до 300 г/л
Концентра-
Изменение
Эффектив-
Скорость
ция ПАВ в
ность ИНГИ-
отложения
ПА1
3
растворе,
массы пла-
бирования.
солей.
мг/л
'%
г/(мм2-ч)
Без ПАВ
0,05540
5,77
ДС-РАС
1000
0,01385
75,0
1,44
нчк
1000
0,01473
73,4
1,53
Алкилсульфат
1000
0,01675
69,8
1,74
оп-ю
1000
0,02490
55,0
2,60
Таблица 8.5
Эффективность
ингибирования ПАВ против накипеобразования
мг/л;
при обработке
технической воды (pH-7,8; содержание солей 16,5
жесткость 1,3)
Концентра-
Эффективность ингибирования, %
ДС-РАС
нчк
Алкилсульфонол
Сульфонол
ОП-10
дня ПАВ, мг/л
50
65
57
62
53
57
100
88
78
84
59
64
150 -
93
91
93
83
68
250
97
93
94
88
76
су контрольной пластинки, на которой осаждается соль, и при обработке ингибитором и без нее:
Эи = (1—/Wpo),(8.3)'
где ри, Ро — привес на контрольной пластинке минеральных солей с добавлением в раствор ингибитора и без него.
Отмечено, что с ростом содержания метанола в растворе увеличивается скорость осаждения солей.
Высокие защитные свойства по предупреждению отложения сульфатов и карбонатов кальция в среде водометанольных растворов показывают ингибиторы солеотложений ДПФ-1 (1,3- диаминопропанол-2-тетраметиленфосфоновая кислота) и ПАФ- 13 (модификация ПАФ-1). Эффективность защитного действия ингибиторов солеотложений возрастает с ростом pH среды (см. табл. 8.7). Рост содержания ионов кальция снижает защитный эффект ингибитора.
Исследование ингибирующей способности различных реагентов позволяет непрерывно расширять номенклатуру ингибиторов солеотложений.
Защитный эффект ингибирования Эи растворов солей с содержанием гипса до 7 г/л при использовании различных ингибиторов (расчет эффекта по разности концентраций гипса в растворе)
Ингибитор
Концентрация ингибитора, г/м3
5И, %, через промежуток времени, ч
24|
48
96|
120|
192
240
НТФ
2,5
95,32
93,6
92,19
88,90
38,2
9,88
5,0
100
100
100
95,5
92,1
88,1
10,0
100
100
100
100
95,5
95,5
20,0
100
100
100
100
95,5
95,5
ОЭДФ
2,5
17,1
13,2
9,88
6,58
3,3
3,1
5,0
23,81
19,3
16,32
9,81
6,62
3,3
10,0
23,81
19,62
16,45
10,2
6,51
3,3
20,0
23,81
19,4
16,45
9,88
6,57
3,3
ИОМС
2,5
10,21
10,1
9,88
9,88
3,3
3,3
5,0
34,05
27,3
23,03
20,3
16,45
13,17
10,0 .
98,31
95,5
95,5
92,19
82,31
74,32
20,0
100
100
100
95,5
92,19
87,55
ПАФ-1
5,0
95,1
93,4
99,6
95,7
85,2
80,3
10,0
100
100
96,1
93,8
90,1
87,6
20,0
100
100
100
100
93,6
90,1
Примечание: НТФ — нитрилотриметиленфосфоновая кислота; ОЭДФ-1 — оксиэтилендифосфоновая кислота и ее соли; ИОМС—поликомплексон с мочевиной; ПАФ-1 — полиэтиленполиамин-П-метилфосфоновая кислота и ее соли.
СНПХ 5301 —малотоксичный химреагент, концентрация 150 мг/л, композиционный состав на основе азотфосфорорганических соединений. В зависимости от условий можно применять при дозированной подаче в скважину или путем периодической закачки в призабойную зону.
ДПФ-1— ингибитор солеотложений, 20%-ный водный раствор 1,3^HaMHHO-nponaHon-2-N,N,N',N'-тетраметилфосфоновой КИСЛОТЫ — C7H22N2O13P4.
ПАФ-13А, ПАФ-41— водный раствор полиаминметилфосфо- новых кислот для предотвращения труднорастворимых солей в нефтепромысловом оборудовании в процессах добычи и подготовки нефти.
Жидкость ИСТ-1 (ТУ 6-09-20-3—81) на основе фосфорорганических соединений. Аммонийфосфат (NH4H2PO4) в смеси с сульфонолом (CH2-16H4SO3Na) является ингибитором соле- отложении.
Безреагентные методы предотвращения выпадения в осадок минеральных солей и отложения их па поверхности промыслового оборудования связаны с технологией наложения магнитных и акустических полей в зоне возможного солепакопления. Омагничивание пластовой воды на забое скважин или исполь- 1158
Таблица 8.7
Эффективность ингибиторов солеотложений при изменении pH среды
Ингибитор
Содержание СаЩ г/л
Реакция среды (pH)
Эффективность ингибитора, %, при дозировке, мг/л
исходное
остаточное
5
10
50
100
150
200
ТПФ
1,19
0,78
6,4
100
97,6
100
85,4
80,5
75,6
1,19
0,82
3,5
0,0
11,6
100
85,7
82,9
—
ГМФ
1,24
0,98
6,4
100
100
88,5
96,2
92,3
100
1,19
1,02
3,0
6,9
6,9
29,4
94,1
100
—
Гипан
1,21
0,89
6,4
18,8
68,8
100
100
100
100
1,21
0,91
3,2
57,0
85,7
100
100
100
•—
ПАФ-1
1,23
0,85
6,4
100
100
97,4
97,4
100
92,3
1,28
1,08
1,9
32
21
26
И
15,8
21
НТФ
3,27
1,75
5,7
46,7
93,2
86,4
—
—
—
3,27
1,94
3,2
10,49
23,77
67,83
—
—
—
зование источников ультразвуковых колебаний позволяет увеличить межремонтный период работы скважин. Использование специальных покрытий на поверхности оборудования (остекле- нение поверхности, нанесение пленок высокомолекулярных органических соединений) также обеспечивает предотвращение осаждения солей.
Магнитный способ предотвращения солей предусматривает установку магнитных устройств непосредственно на забое скважин. С ростом напряженности магнитного поля интенсивность солеотложений снижается. Обычно в борьбе с отложениями солей значение напряженности для вод с минерализацией 150 г/л и pH-8,5 составляет (4,8-г5,6) • 105 А-В/м. В зависимости от состава вод и парамагнитных свойств системы вода — конденсат — газ — соль указанное значение напряженности может изменяться.
При акустическом способе предупреждения солеотложений используют импульсные ультразвуковые генераторы с частотой 22 кГц. Мощность, потребляемая генератором от сети переменного тока, не превышает 30 Вт.
Отмечено, что отложения гипса практически отсутствуют при нанесении на поверхность металла эпоксидных и фторопластовых композиций или плакировании их полиамидными: пленками.
Частицы минеральных солей удерживаются на поверхности труб и промыслового оборудования межмолекулярными силами. Применение изолирующих покрытий их ослабляет. В зависимости от природы солей подбирают такое покрытие, чтобы силы межмолекулярного взаимодействия и адгезии оказались
Таблица 8.8
Краевые углы смачивания и электродные потенциалы покрытий и стали
Материал
Краевой угол смачивания, градус, при температуре, °C
Электродный потенциал
22
50
Сталь
—
25
0,897
Стекло
48
50
0,997
Органическое стекло
132
103
—
Эпоксидная композиция
54
45
0,937—0,947
То же
104
НО
0,957
Фторопластовый лак ЛФЭ-42Х
148
118
0,957
Фторопластовая композиция
0,987
слабыми, а частицы солей уносились потоком газа. Известно, что наименьшая адгезия отмечается при взаимодействии частиц и поверхности, имеющих разные значения полярности. Сравнительную характеристику полярности можно получить по краевому углу смачивания (табл. 8.8). При большей разности краевых углов смачивания покрытия и стали снижается вероятность отложения минеральных солей на поверхности оборудования. Повышение разности электродных потенциалов покрытия и стали также снижает вероятность отложения минеральных солей.
Несмотря на использование различных методов предотвращения соленакоплений, с течением времени поверхность оборудования покрывается отложениями минеральных солей. Выпавшие осадки солей удаляют химическими, механическими и смешанными методами.
Химические методы удаления осадков солей связаны с использованием растворителей. Например, удаление отложений гипса осуществляется термохимической обработкой 15%-ной -соляной кислотой с добавкой хлористого натрия или хлористого аммония. Применяют также серную и фосфорные кислоты и органокислоты. Рыхлые осадки гипса удаляют преобразованием осадка в результате реакции его с 10—15%-ной соляной кислотой с добавкой нормальных и кислых солей щелочных металлов (Ха2СОз; На20з; К2СО3; КНСОз гексаметафосфаты натрия) и последующей промывкой водой. Плотные осадки гипса удаляют преобразованием осадка в результате реакции -его с 10—15%-ной соляной кислотой с добавкой растворов этилендиаминтетрауксусной кислоты или ее солей и 20—25%- ных растворов гидроокисей щелочных металлов (КОН; NaOH) и синтетических жирных кислот. Очень плотные осадки гипсов преобразуют при контакте их с комплексонами (фосфорорганическими соединениями).
Одним из универсальных растворителей практически нерастворимых в пресной воде минеральных солей является щелочной раствор динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б). Растворение минеральных солей при использовании трилона Б основано на образовании растворимых комплексных соединений с катионами кальция, бария и железа. Растворимость возрастает с увеличением доли трилона Б в растворе и температуры. Оптимальный с экономической позиции состав растворителя (при 80°C): 9,1—23,1 трилонаБ, 0,9—9,1 гидроокиси натрия, до 100% воды.
Механические и смешанные методы удаления осадков минеральных солей основаны на применении механических, гидравлических и химических воздействий. Например, осадки минеральных солей из насосно-компрессорных труб удаляют разбуриванием солевых пробок. Разбуривание можно производить без глушения скважин методом ударного бурения с использованием райберов и райберов-фрезеров и инструмента канатной техники.
Эффективность предотвращения и удаления солеотложений с использованием ингибиторов и растворителей минеральных солей во многом определяется их химической природой и свойствами, технологией и техникой их применения.
Ингибиторы и растворители осадков солей подбирают с учетом того, что реагенты должны обладать:
совместимостью с ингибируемой пластовой водой и конденсатом и хорошей растворимостью в них;
свойствами не вызывать отрицательные побочные эффекты; свойствами проявлять положительные побочные эффекты; необходимыми адсорбционно-десорбционными и другими физико-химическими свойствами.
Ингибитор или растворитель минеральных солей можно подавать, например, на забой эксплуатационной скважины способом непрерывного дозирования или посредством задавки порции реагента в пласт.
Во всех случаях расход реагента определяется расходом (дебитом) добываемой воды и рабочей концентрацией реагента в воде. При непрерывном дозировании
9]=кV9,(84)
где 71 — расход ингибитора; Срас— расчетная концентрация ингибитора в добываемой воде, обеспечивающая необходимый защитный эффект от осаждения солей; Сдоз — концентрация ингибитора в дозируемом растворе, нагнетаемом в скважину; b — доля воды в добываемой жидкости; Q — расход (дебит) жидкости (вода, конденсат); Кр, = (1.0-г-1,5)—коэффициент расхода реагента.
При технологии периодической задавки реагента в пласт количество продавливаемого в пласт ингибитора определяют по формуле
с^сОИ. (85)
Z Ьд03
где (?2 — количество продавливаемого в пласт ингибитора, обеспечивающее устойчивую работу скважины без солеотложений в течение времени /; Срас— расчетная концентрация ингибитора в добываемой воде, обеспечивающая необходимый защитный эффект от осаждения солей; Сдоз — концентрация ингибитора в продавливаемом в пласт растворе ингибитора; Q — расход (дебит) жидкости (вода, конденсат); b— доля воды в добываемой жидкости; Кр2 = (1,5ч-3,0)— коэффициент расхода реагента; t— время эксплуатации скважины между двумя про- давками ингибитора в пласт.
В обеих технологиях защитная расчетная концентрация Срас зависит от эффективности конкретного ингибитора и составляет 0,001—0,01%, или 1 —10 мг/л, Сдоз = 1,0ч-15,0%.
Объем продавочной жидкости, обеспечивающий задавку ингибитора в пласт, обычно рассчитывают исходя из полного замещения ингибитора продавочной жидкостью в системе насос — ингибитопровод — манифольд — ствол скважины — призабойная зона пласта радиусом 1,0—2,0 м.
Водопроявления в скважинах и борьба с водой — наиболее распространенные виды промысловых ремонтных работ. Методы борьбы с водопроявлениями подразделяют на методы, уменьшающие поступление пластовых вод в скважину (изоляционные работы; селективное вскрытие пластов; ограничение отборов пластовой продукции, способствующее снижению притока воды), и методы, освобождающие ствол скважины от забойной жидкости (газогидродинамические — увеличение скоростей газа за счет снижения давления или увеличения притока; физико-химические — вспенивание или испарение забойной жидкости; механизированные — газлифт, насосная эксплуатация, плунжерный лифт, диспергаторы, устройства по сбросу забойной жидкости в нижележащие поглощающие горизонты).
Методы, уменьшающие поступление пластовых вод в скважины, снижают добывные возможности скважин по ряду причин. Проведенные изоляционные работы по ограничению притока воды и селективное вскрытие продуктивных горизонтов уменьшают эффективную толщину продуктивных горизонтов и тем самым влияют на падение дебита скважин. Технологическое ограничение отборов продукции не всегда может быть выполнено при плановых отборах газа имеющимся эксплуатационным фондом скважин. Эти факторы послужили основными причинами преимущественного использования в промысловой
практике для борьбы с водой методов, основанных на удалении жидкости с забоя эксплуатационных скважин.
На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений энергия потока газа в скважине становится недостаточной для подъема скапливающейся на забое жидкости (пластовая вода, конденсат). Обычно в практике эксплуатации переходят на другой типоразмер лифтовых труб. Используют также для удаления жидкости сифонные трубки (диаметром 25; 32 и 42 мм — трубы в бунтах, спускаемые в колонну лифтовых труб), специальные устройства (диспергаторы, плунжерные лифты) или, наконец, переходят на насосную добычу пластовой жидкости. Может быть начата также специальная газлифтная эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин с дополнительной подачей газа с устья в затрубье эксплуатационных скважин.
Можно применять также пенообразующие поверхностноактивные вещества, способствующие вспениванию пластовой жидкости, которая скапливается на забое. При методе удаления жидкости из скважин за счет добавки ПАВ снижается поверхностное натяжение на границе раздела газ — жидкость, при пенообразовании уменьшается плотность газожидкостной смеси. Эти факторы способствуют подъему жидкости с забоя скважин за счет энергии добываемого газа.
Гидродинамическая основа всех методов удаления жидкости (вода, конденсат) с забоя обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин — механизм движения газожидкостных потоков и механизм движения пенных систем в вертикальной колонне насосно-компрессорных труб. Ранее (см. главу 7) были рассмотрены режимы работы фонтанного и газлифтного подъемников. Формулы для расчета режимов работы газлифтного подъемника могут быть использованы при внедрении технологии газлифтной эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин с таким же успехом, как и для оценки режимов газлифтной эксплуатации нефтяных скважин.
Минимальный дебит по газу, необходимый для непрерывного выноса жидкости с забоя, может быть определен по эмпирической формуле
(8.6)
где Q — дебит по газу; d—внутренний диаметр лифтовых труб; Т — температура газа; г — коэффициент сжимаемости; р— давление в начале или в конце лифта.
Формула (8.6) применима при содержании жидкости в потоке до 560 л/1000 м3 газа. Физической основой указанной формулы служит реверсная скорость газа, ниже которой наступают противоточное течение газа и жидкости в колонне НКТ, воз-
Давление., МПа
Рис. 8.2. Зависимость минимальной скорости газа, обеспечивающей предотвращение реверса жидкости в скважине, от давления:
1, 3 — пленочная модель; 2, 4— капельная модель; 1, 2— газ — вода; 3, 4— газ — конденсат
можное зависание жидкости, скопление ее на забое и, как следствие, самоглушение обводняющейся газовой скважины. Экспериментальные исследования реверсных скоростей для газожидкостных и пенных систем позволили уточнить зависимость реверсных скоростей от давления (рис. 8.2).
Используемые ПАВ могут образовывать различной стойкости эмульсии типа «масло в воде» и «вода в масле» при удалении пластовых жидкостей, содержащих газовый конденсат.
Устойчивость эмульсионной пены определяется периодом жизни эмульсии и структурно-механическими свойствами водных растворов ПАВ.
На вспенивание жидкости существенно влияют общая минерализация пластовой воды, ее состав и состав газового конденсата.
Экспериментально установлено, что соли кальция и магния оказывают превалирующее влияние на вспенивание пластовой жидкости.
По содержанию ионов Са2+ и Mg2+ пластовые воды могут быть условно подразделены на три типа:
ТипI II III
Содержание Са2+ и Mg2+, г/л<0,1 0,1—1 >1
При высоком содержании ионов Са2^ и Mg2+ (свыше 1 г/л) применение анионоактивных ПАВ для вспенивания пластовых 164
Таблица 8.9
Рекомендуемые концентрации пенообразователей (г/л)
Пенообразователи
Суммарное содержание СаЧ- и Mg2+ в пластовой воде, г/л
<0,1|
0,1—1|
>1
Анионоактивные:
сульфонол НП-3
2—3
3—5
—*
сульфонол АДС
2—3
3—5
—
ДС-РАС (натриевый)
2—4
,—
—
сульфонат
2—3
3—5
—
порошок «Прогресс»
2—4
5—7
—
порошок «Авироль»
2—3
5—7
—•
лаурилсульфат
2—3
3—5
—
ДНС-А
2—3
3—5
—
АДСП
2—3
3—5
—
алкилсульфат
2—3
3—5
—*
Синтетические моющие средства:
«Новость»
2—3
5—7
—■
«Кристалл»
2—3
5—7
—
«Технический»
2—4
5—7
.—
Катионоактивные:
лаурилпиридинийсульфат
2—3
3—5
3—5
выравниватель А
2—3
3—5
3—5
катапин А
2—4
5—7
5—7
Неионогенные:
ОП-7
2—3
2—3
3—4
ОП-10
2-3
2—3
3—4
синтанол ДС-10
2—3
2—3
3—4
превоцелл W-OW-100
2—3
2-3
3-5
превоцелл W-OF-100
2—3
2—3
3—4
жидкостей становится неоправданным, так как в результате реакций замещения могут образовываться плохо растворимые соли, удаление которых, в свою очередь, вызывает дополнительные эксплуатационные осложнения.
Рекомендуемые пенообразователи и их концентрации для вспенивания пластовых жидкостей приведены в табл. 8.9 и 8.10.
Пенообразователи для удаления пластовых жидкостей из газовых и газоконденсатных скважин обычно применяют в виде водных растворов. В зимнее время с целью предотвращения замерзания растворы ПАВ могут быть приготовлены на основе антифризов — ингибиторов гидратообразования, применяемых в промысловой практике (табл. 8.11). В приготовленных водных растворах антифризов растворяют пенообразователь (5—30%) и полученный раствор используют для закачки в скважину.
Газовый конденсат в составе пластовых жидкостей— активный гаситель пен при использовании ПАВ, что приводит к об-
Таблица 8.10
Рекомендуемые концентрации пенообразователей (г/л) при удалении воды и газового конденсата метанового и метанонафтенового типа из газоконденсатных скважин
Пенообразователи
Содержание конденсата в пластовой жидкости, %
<10
10-25
25—50
(Ca2++Mg2+), г/л
(Ca^+MgH), г/л
(Ca^+Mg^), г/л
0,1
0,1 — 1] 1
0,1
0,1—1] 1
0,1
0,1-1] 1
Анионоактивные:
сульфонол НП-3
3—4
4—5
—
5—7
6—8
■—
7—10
—
—.
сульфонол АДВ-75
3—4
4—5
—
5—6
6—8
—
6—8
8—10
—
ДС-РАС
3—5
3—5
—
5—7
8—10
—
—
—
——
«Прогресс»
2—3
3—5
5—7
5—7
5—7
6—7
5—7
7—8
—
лаурилсульфат
2—3
2—3
3-4
4—5
4—5
5—7
5—7
6—8
8—10
ДНС-А
2—3
2—3
3—4
3—4
4—5
5—6
5—6
6—8
—-
АДСП
2—3
2—3
3—4
3—5
4—6
5—7
4—6
6—8
■—'
алкилосульфат
2—3
3-5
5—7
5—7
7-8
—
5—7
—
—
окись аминов
2-3
2—3
2—3
3—5
3-5
5—7
5—7
6—8
8—10
неонол В
2—3
2—3
2—3
3—5
3—5
5—7
5—7
6—8
8—10
Неионогенные:
ОП-7
2—3
2—3
3—4
3—4
4—5
5—6
5—7
5-8
7—8
ОП-Ю
2—3
2—3
3-4
3—4
4—5
4—5
5—7
5—7
6—8
синтанол ДС-10
2-3
2—3
2—3
3—5
3—5
5—7
5-7
6-8
8—10
превоцелл
2-3
2—3
3—4
5—7
5—7
5—7
6—7
6—7
7—8
W-OW-100
превоцелл
2-3
2—3
3—4
3—5
6—7
6—7
6—8
6—8
7—8
W-OF-100
Смеси:
сульфонол + ОП-7
2—3
2—3
2—3
3—4
3—5
4—5
5—6
5—7
7—8
(в соотношении 3:1)
ПО-1 + ОП-7 (в со-
2-3
2—3
3—4
3—5
3—5
4-5
4—6
5—7
6—8
отношении 1:1) лаурилсульфат +
2—3
2—3
3—4
3—4
5—6
6—7
6—7
6-8
8—10
+превоцелл
W-OF-100 (в соотношении 1:1)
Примечания: 1. При наличии метаноароматического конденсата концентрация пенообразователя должна быть увеличена на 25—50% по сравнению с табличными данными.
2. В случае образования стойких эмульсий рекомендуется использовать смеси анионоактивных и неионогенных пенообразователей. При этом расход неионогеиных пенообразователей не должен превышать 40—50% от общего расхода ПАВ.
разеванию эмульсий. Пенообразующие свойства ПАВ ухудшаются в зависимости от состава конденсата: метановый>мета- нонафтеновый>метаноароматический 2> ароматико-метановый. При наличии ароматических компонентов в составе конденсата расчетные концентрации ПАВ для вспенивания пластовых жидкостей должны быть увеличены на 25—50%.
Для предотвращения возникновения стойких эмульсий рекомендуется использовать смеси неионогенных ПАВ с анионо-
Таблица 8.11
Весовая концентрация антифризов (%) в водных растворах ПАВ
Температура замерзания раствора, °C
Метанол
ДЭГ
Хлористый кальций
Температура замерзания раствора, СС
Метанол
ДЭГ
Хлористый кальций
—5
8,0
20
9,4(1,08)
—20
25,5
45
21,9(1,20)
— 10
14,7
30
14,7(1,13)
—25
30,0
50
23,8(1,22)
— 15
20,6
35
18,9(1,17)
—30
34,0
55
25,7(1,24)
Примечания: 1. В скобках приведена плотность (г/см3) раствора.
2. Метанол и ДЭГ используют для ионогенных и неионогенных ПАВ, хлористый кальций — для неионогенных ПАВ.
активными. При этом расход неионогенных ПАВ не должен превышать 40—50% от общего расхода пенообразователей.
Экспериментально установлено и проверено на практике, что наиболее эффективными реагентами для разрушения эмульсий являются солянокислая соль высшего алифатического амина, выпускаемая отечественной промышленностью под шифром АНП-2, и полиалкиленгликоли, выпускаемые в ФРГ под названием «Диссольван». Добавление поваренной соли и подогрев снижают время разрушения эмульсий (табл. 8.12).
ПАВ, используемые для вспенивания и удаления пластовых жидкостей из скважин, могут быть приготовлены в виде стержней длиной 0,6—0,8 м и диаметром 45—55 мм. Пастообразная масса для приготовления стержней (табл. 8.13) готовится посредством перемешивания порошка ПАВ с технической водой (до 30% от веса порошка). Из полученной пасты формуют стержни, которые выдерживают в течение 24 ч до затвердения.
Жидкие пенообразователи можно вводить в скважины через затрубное пространство периодически или непрерывно. Периодический ввод ПАВ осуществляют цементировочными агрега-
Таблица 8.12
Эффективность применения деэмульгаторов (время, ч) для разрушения стойких эмульсий
Весовой состав деэмульгаторов, % (от разрушаемой эмульсии)
Температура контакта, °C
20
50
(0,54-1) АНП-2
20
10
(0,54-1) АНП-2+(54-70) NaCI
1
—
0,1 АНП-2+(54-10) NaCI
—
6
0,5 диссольвана 4411 (ФРГ)
—
0,5
п римечания: 1. АНП-2 — солянокислая соль высшего алифатического амина.
2. Диссольван-4411 — полиалкиленгликоль (ФРГ).
Таблица 8.13Таблица 8.13Состав стержней ПАВ (%), применяемых для вспенивания и удаления пластовых жидкостейСостав стержней ПАВ (%), применяемых для вспенивания и удаления пластовых жидкостей767672—78757872—7875782171,519—15218116—102172152171,519—15218116—1021721576717671Газовые скважиныГазовые скважины68———68———68686868230230230230230230
Таблица 8.13
Таблица 8.13
Состав стержней ПАВ (%), применяемых для вспенивания и удаления пластовых жидкостей
Состав стержней ПАВ (%), применяемых для вспенивания и удаления пластовых жидкостей
76
76
72—78
75
78
72—78
75
78
217
1,519—15
218
116
—10
217
215
217
1,519—15
218
116
—10
217
215
76
71
76
71
Газовые скважины
Газовые скважины
68———
68———
68
68
68
68
230
230
230
230
230
230
тами ЦА-100 или ЦА-320, а непрерывный ввод — автоматизированными установками дозированного ввода пенообразователей УДПВ-5, установками ингибиторных УИ-1 или пневмокомплексов «Лотос-1», «Забой-1».
С целью ускорения процессов разрушения пен и эмульсий добытых из скважин пластовых жидкостей в технологическую схему сбора и промысловой подготовки газа должны быть внесены соответствующие дополнения. Необходимо предусмотреть блочные установки дозированного ввода реагентов (пеногасителей, деэмульгаторов). Для этого могут быть использованы установки типа БР-2,5, БР-10, БР-25, блочные установки термохимической деэмульсации и отстоя (типа УДО).
Установка перечисленного оборудования на промысле и подключение его в соответствующих точках существующей технологической схемы сбора и промысловой подготовки газа на завершающей стадии эксплуатации месторождений обеспечат эффективную технологию удаления с использованием ПАВ скапливающейся на забое пластовой жидкости, последующее пеногашение и деэмульсацию жидкостного потока, предотвратят потери конденсата при пенообразовании, предотвратят возможные нежелательные нарушения технологических процессов на головных сооружениях промысла и газоперерабатывающих заводах (вспенивание и повышенный унос с газовым потоком гликолей, аминов и т. п.).
Эффективная технология удаления пластовой жидкости с забоев скважин с использованием ПАВ связана с необходимостью оценки возможных объемов добываемой пластовой жидкости (воды и конденсата).
Для приближенной оценки объемов скапливающейся на забое жидкости можно воспользоваться уравнением (без учета потерь на трение):
У _ р Ю5(Рзатр Ргол)^g У)
Рж
где V — объем скопившейся жидкости, м3; рзатР, рГОл— соответственно давление затрубное и на головке скважины, МПа; рж — плотность пластовой жидкости, кг/м3.
При пакерной схеме эксплуатации скважины, когда затрубное пространство изолировано от пластового газа, объем скапливающейся на забое жидкости может быть вычислен по дополнительным потерям давления в скважине, вызванным наличием столба жидкости в скважине. Указанные дополнительные потери давления могут быть найдены из сравнения фактических давлений на устье скважин с расчетными (по индикаторным кривым). При этом дополнительные потери могут быть преобразованы в столб жидкости с использованием уравнения (8.7).
Количество ПАВ, необходимое для удаления пластовой жидкости, рассчитывают по формуле
Х =(8.8)
где X—количество ПАВ, кг; с — концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания пластовой жидкости, г/л; V — объем скапливающейся на забое жидкости, м3; а — активная масса ПАВ, доли единицы.
Количество растворителя для получения рабочего раствора заданной концентрации
V. = -U1 V103,(8.9)
где Кр — количество растворителя, л; рр— плотность растворителя, кг/м3; п— концентрация рабочего раствора, %; а — активная масса ПАВ, %.
При вводе ПАВ в зимних условиях количество антифриза определяют по формуле
=(8-Ю)
где Уа — количество антифриза, л; са — концентрация антифриза, %; ра — плотность антифриза, кг/м3; рр— плотность растворителя, кг/м3.
При проведении работ по удалению пластовых жидкостей с забоев газовых и газоконденсатных скважин с использованием ПАВ необходимо иметь в виду токсические и дерматологические свойства ПАВ. Токсичность анионоактивных и неионоактивных ПАВ сравнительно невысока, и летальная доза составляет примерно 2—5 г/кг массы живого организма. Более токсичны катионоактивные ПАВ. Длительное воздействие растворов ПАВ может вызывать разбухание кожи, приводящее к дерматитам.
Необходимо избегать попадания растворов ПАВ на кожу, слизистые оболочки и глаза.
При попадании ПАВ на открытые участки кожи следует обтереть пораженное место тампоном, смоченным 10—40%-ным раствором этилового спирта, после чего обмыть теплой водой с мылом.
При отравлении необходимо обратиться за медицинской помощью.
При раздражении слизистых оболочек и глаз необходимо обильно промыть их водой.
Для предупреждения воздействия ПАВ на окружающую среду добытую пластовую жидкость утилизируют по закрытой схеме сбора жидких продуктов. Пластовые воды с содержанием ПАВ, пеногасителей и деэмульгаторов после отделения от конденсата должны быть закачаны в заранее выбранные для этой цели объекты для их подземного захоронения. Большинство ПАВ являются в различной степени ингибиторами коррозии, так как снижают скорость коррозии промыслового оборудования.
Правила безопасности при работе с метанолом, ДЭГ, и хлористым кальцием, используемыми в качестве антифризов- растворителей ПАВ, аналогичны правилам безопасности при работе с ингибиторами гидратообразования.
Гидраты природных газов — твердые кристаллические соединения углеводородов с водой. Принятые формулы гидратов свидетельствуют, что с увеличением плотности газа растет количество связанной воды. Плотность гидрата в зависимости от относительной плотности газа описывают формулой
Ргидр = 0,873+0,063рг. (8.11)
Условия образования (давление и температура) гидратов при известном составе газа определяются константами равновесия отдельных компонентов:
2 Ы^) = 1,0, (8.12)
где у; — мольные доли компонентов, входящих в смесь газов; Ki — константы равновесного состояния компонентов в точке гидратообразования.
Рис. 8.3. Кривые равновесных параметров гидратообразования природных газов:
1 — метан; 2 — газ с относительной плотностью рг=0,6; 3 — то же, рг=0,7; 4 —• то же, рг=0,8; 5 — то же, рг=0,9; 6 — то же, рг=1,0
Сероводород и двуокись углерода вследствие лучшей растворимости в воде повышают температуру гидратообразования при постоянном давлении. Такое же явление наблюдается при росте плотности газа (рис. 8.3). Для определения температуры гидратообразования смеси углеводородов при давлениях от 42 до 70 МПа используют выражение
Т = 2,157]/С,(8.13)
где 2,157—размерный коэффициент; С — константа, определяемая из табл. 8.14.
Предупреждение гидратообразования в газовых потоках в скважинах, промысловых сетях и установках подготовки газа связано, исходя из природы гидратов, со снижением давления, повышением температуры или удалением влаги.
Для обеспечения безгидратного транспорта газа от скважин до установок подготовки газа на устье скважин может быть
Таблица 8.14
Константа С в уравнении (8.13)
Давление, МПа
сн4
С2н6
<СзН8
С4Н10
С4Ню
42
18 933
20 806
28 382
30 696
17 340
49
19 096
20 885
28 709
30 913
17 358
56
19 246
20 932
28 764
30 935
17491
63
19 367
21 094
29 182
31 109
17 868
70
19 489
21 105
29 200
30 935
17 868
Таблица 8.15
Физико-механические свойства пенополиуретанов для теплоизоляции шлейфов газовых скважин
Показатели
ППУ-9н
ППУ-Зн
ПУ-101
ФРП-1
Кажущаяся плотность, кг/м3
50—70
50—60
200
40—60
Предел прочности при сжатии, МПа, не менее Предел прочности при статическом изгибе, МПа, не менее
0,2
0,2
0,8
0,05
0,4
0,5
.—
—
Линейная температурная усадка при 65 °C за 24 ч, %, не более
1
1
0,3
—
Водопоглощение за 24 ч, кг/м2, не более
0,3
0,2
0,2
По массе 25%
Горючесть
Самозатухающий
Горит
Горит
Коэффициент теплопроводности, МДж/(м-ч- °C)V не более
0,21
0,15
0,11
0,17
Температура размягчения, °C, не менее
75
70
150
—
осуществлен подогрев газа или ввод ингибитора гидратообра- зования.
При подогреве газа в подогревателях, устанавливаемых на устье скважин, целесообразно строить шлейфы скважин от устья до установки подготовки газа с теплоизоляционным покрытием (табл. 8.15). Это позволит избежать излишних затрат на подогрев газа и предотвратить гидратообразование.
Создание вакуумной теплоизоляции, как показывает сравнение коэффициентов теплопроводности перлита, полиуретана и вакуума, может привести практически к исключению потерь тепла при транспортировке газа и жидкости:
Вид изоляции ПерлитПолиуретанВакуум
Коэффициент теплопроводно
сти, кДж/(ч-м-К) . . . .0,1370,0755,6-10-5
Таблица 8.16
Техническая характеристика подогревателей газа
Показатели
ПГ-500
ПГА-5
ПГА-10
ПГА-50
Радиационный змеевик
Конвективный змеевик
Номинальная теплопроизво-
2 100 000
2 100 000
121 800
336 000
840 000
дительность, кДж/ч Рабочее давление, МПа
15,0
15,0
1,2—5,5
1,2—5,5
1,2—5,5
Расход подогреваемого га-
4,17
4,17
5
10
50
за, тыс. м3/ч
Перепад температуры подо-
—
—
15
20
102,5
греваемого газа при номинальном расходе, °C
Температура окружающей
—40—55
—40—55
—40—55
—40—55
—40—55
среды, °C
Давление топливного газа,
0,05
0,05
0,01
0,02
0,008
МПа
Расход топливного газа
4,5
11,0
30,2
(теплотворная способность 35 700 кДж/м3), м3/ч Диаметр змеевика, мм
89
89
89
Поверхность нагрева, м2: радиационная
16,4
—
2,28
3,28
8,33
конвективная
—
22,2
1,78
4,82
23,33
Габариты, мм: длина
2250
2250
2250
ширина
—
—
1580
1580
2040
высота
.—
1836
1836
2600
Масса, кг
—
—
2550
2550
5900
В табл. 8.16 приведена техническая характеристика подогревателей, используемых для подогрева газа с целью предупреждения гидратообразования.
При возможности образования гидратов на устье или в стволе скважин основным способом предотвращения гидратообразования является подача ингибитора (метанол, водные растворы гликолей, хлористого кальция и т. и.) в поток газа.
Выбор способа предотвращения гидратообразования обосновывается технико-экономическим расчетом.
При расчете требуемого расхода ингибитора гидратообразования обычно полагают, что основная масса ингибитора гидратообразования обеспечивает связывание свободно выделяющейся из газового потока воды (например, разность влажности газа в пластовых условиях и на входе в установку подготовки газа). Часть ингибитора гидратообразования теряется в результате испарения в газовый поток, а часть — в результате растворения в газовом конденсате, причем эти потери увеличиваются при росте содержания кислых компонентов (H2S и СО2) в газовом конденсате.
Рассчитанный таким образом расход ингибитора гидратооб- разования умножают на нормативный коэффициент эксплуатации, включающий возможные потери ингибитора от утечек, розлива и других технологических потерь. Таким образом, расход ингибитора гидратообразования
gn.T-K^gB-VgH^gpX (8.14)
где gB — расход ингибитора гидратообразования на связывание свободно выделяющейся из газового потока воды; gB— расход ингибитора от его испарения в газовый поток; gp — расход ингибитора от его растворения в конденсат; кэ — коэффициент эксплуатации (/сэ = 1,05-4-1,2).
Расход ингибитора гидратообразования на связывание свободно выделяющейся из газа воды (в кг/1000 м3 газа) зависит от влажности газа и концентрации ингибитора (регенерированного и отработанного):
SBSBCi с2Ci с2(8.15)(8.15)
SB
SB
Ci с2
Ci с2
(8.15)
(8.15)
где lt7b Ц72 — влагосодержание газа соответственно до и после ввода ингибитора гидратообразования (например, влагосодержание в пластовых условиях и на входе в установку подготовки газа), определяемое по графику влажности газа при заданных давлениях и температурах, кг/1000 м3 газа; Ci, С2— массовая концентрация соответственно регенерированного (вводимого) и отработанного ингибитора гидратообразования, %.
Концентрация С2 отработанного ингибитора гидратообразования зависит от требуемой депрессии АГ температуры гидратообразования и физических свойств ингибитора гидратообразования:
^2^2МАТмдт + кМАТмдт + к100;100;(8.16)(8.16)
^2
^2
МАТмдт + к
МАТмдт + к
100;
100;
(8.16)
(8.16)
(8.17)(8.17)кт _ КС^ " М(ЮО-К)
(8.17)
(8.17)
где С2 — концентрация отработанного ингибитора гидратообразования, %; М— молекулярная масса ингибитора; К — константа ингибиторов гидратообразования:
Ингибитор ... Метанол Этиленгликоль Диэтиленгликоль
М 3262106
К 129512202430
Присутствие минеральных солей в воде, поступающей с газом, снижает удельный расход ингибитора гидратообразования на связывание жидкой части воды (W5—W2) в газовом потоке.
Расход ингибитора гидратообразования, связанный с потерями от испарения в поток обрабатываемого газа, зависит от летучести ингибитора. Так, для метанола этот расход (в кг/1000 м3) может быть найден по формуле
^и = 0,001С2а, (8.18)
Рис. 8.4. Зависимость потерь метанола от испарения в газ от давления при температуре в °C:/ —0; 2 — 5; 3 — 7; 4—10; 5—13; 6 — 15; 7—18Рис. 8.4. Зависимость потерь метанола от испарения в газ от давления при температуре в °C:/ —0; 2 — 5; 3 — 7; 4—10; 5—13; 6 — 15; 7—18где С2 — массовая концентрация отработанного метанола, %; а— отношение содержания метанола в газе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости, г/1000 м3 газа на каждый 1% метанола в жидкости (рис. 8.4).
Рис. 8.4. Зависимость потерь метанола от испарения в газ от давления при температуре в °C:
/ —0; 2 — 5; 3 — 7; 4—10; 5—13; 6 — 15; 7—18
Рис. 8.4. Зависимость потерь метанола от испарения в газ от давления при температуре в °C:
/ —0; 2 — 5; 3 — 7; 4—10; 5—13; 6 — 15; 7—18
Расход gp ингибитора гидратообразования, связанный с потерями его от растворения в газовом конденсате, возрастает с повышением содержания газового конденсата в газовом потоке и увеличением кислых компонентов (H2S и СО2), растворенных в газовом конденсате.
Применение метанола для борьбы с гидратообразоваиием ограничивается его токсичными свойствами, а также значительными потерями от испарения в газ и растворения в конденсате. Допускается использование метанола на месторождениях в северных климатических условиях с последующим, улавливанием, регенерацией и повторным применением. Использование хлористого кальция в качестве ингибитора гидратообразования ограничивается необходимостью проведения мероприятий, направленных на снижение его коррозионной активности (обескислороживание раствора хлористого кальция, нейтрализация примесей и т. п.). Применение гликолей в качестве ингибиторов гид- ратообразования ограничивается § их высокой стоимостью. Например, ; использование 70—80% ДЭГ на |^ установке низкотемпературной се- g парации ограничивается по эконо-.5 мическим соображениям его поте- I рями до 60 г/1000 м3 обрабатывав- в мого газа..§
Борьба с отложениями серы § имеет место на промыслах при до- быче сероводородсодержащих га- §- зов, залегающих в пластовых уело- | виях при высоких давлениях. Отложения элементарной серы в подземном и устьевом скважинном оборудовании, и особенно в призабойной зоне пласта, вызывают значительные осложнения. Источником серы являются сероводород и элементарная сера, находящаяся в
Рис. 8.5. Зависимость растворимости серы от давления в сероводороде (-0, двуокиси углерода (2), метанеРис. 8.5. Зависимость растворимости серы от давления в сероводороде (-0, двуокиси углерода (2), метанеРис. 8.6. Весовая растворимость серы в зависимости от температуры:Рис. 8.6. Весовая растворимость серы в зависимости от температуры:
Рис. 8.5. Зависимость растворимости серы от давления в сероводороде (-0, двуокиси углерода (2), метане
Рис. 8.5. Зависимость растворимости серы от давления в сероводороде (-0, двуокиси углерода (2), метане
Рис. 8.6. Весовая растворимость серы в зависимости от температуры:
Рис. 8.6. Весовая растворимость серы в зависимости от температуры:
1 — природный газ (р=30 МПа, H2S — 6,5%, СО2 — 19,5%); 2 — минеральное масло (р.= =3-5-4 мПа-c, р=20 МПа); 3—минеральное масло (ц=3-*-4 мПа-c, р=0,1 МПа); 4 — азог (р=28 МПа)
пласте в свободном состоянии. При высоких давлениях и температурах и в присутствии пирита может происходить реакция сероводорода с образованием элементарной серы. Содержание элементарной серы в сернистом газе колеблется в широких пределах — от 0,2 до 2 г/м3. Сернистый газ, содержащий сероводород, является хорошим переносчиком элементарной серы, так как сероводород хорошо растворяет серу (рис. 8.5 и 8.6). При снижении давления растворенная в сероводороде сера может откладываться на внутренней поверхности скважинного оборудования и сборных сетей. Большие перепады давления в призабойной зоне пласта и в стволе эксплуатационных скважин усугубляют процесс отложения осадка элементарной серы.
Основной метод борьбы с отложениями серы в скважинах заключается в ингибировании скважин. В качестве ингибиторов используют физические и химические растворители серы. Физические растворители обладают небольшой растворяющей способностью по отношению к сере. Так, алифатические углеводороды имеют при 20 СС равновесное насыщение при содержании в них серы до 0,28%, тиоэфиры—1,5%, ароматические углеводороды— 1,7%, а сероуглероды — до 30%. Химические растворители хорошо растворяют серу. Аминовые растворители 176
обладают равновесным насыщением при содержании в них серы до 25%, а диалкилсульфидные смеси — до 60%.
Для борьбы с отложениями серы в скважинном оборудовании применяют технологию непрерывной дозированной подачи ингибитора сероотложений на забой скважины. Для обеспечения возможности подачи ингибитора сероотложений на забой скважины наиболее целесообразной конструкцией скважины является схема, предусматривающая спуск двух концентрически расположенных лифтовых колонн, кольцевое пространство между которыми используется для дозированной подачи ингибитора. Насыщенный серой ингибитор на выходе из скважины может быть регенерирован. Так, регенерация этиламина может осуществляться при 150 СС, а легкое минеральное масло обрабатывают гидросульфидом натрия. Для предотвращения образования стойких эмульсий и возможных коррозионных эффектов вводят деэмульгаторы и ингибиторы коррозии.
Коррозия трубопроводов и оборудования газовых промыслов в процессе эксплуатации подвергается разрушению как снаружи (воздействие почвенного электролита), так и внутри (воздействие влаги, сероводорода, двуокиси углерода, солей).
Коррозия проявляется в самопроизвольном взаимодействии металлов с окружающей средой, в результате чего, металлы из термодинамически неустойчивого состояния переходят в более устойчивое окисленное (ионное) состояние.
Под коррозией металлов понимают их разрушение под влиянием химического или электрохимического воздействия среды.
Под химической коррозией понимают процесс взаимодействия металла с коррозионно-агрессивными компонентами среды и эксплуатационными материалами и реагентами, приводящий к разрушению металла, но не сопровождающийся возникновением в металле электрического тока. В этом случае принято говорить о коррозионных свойствах среды. Для предотвращения этого вида коррозии в рабочие среды, как правило, вводят присадки.
Под электрохимической коррозией понимают процессы, развивающиеся на поверхности металла в присутствии электролита (воды, растворенных в воде кислот и солей) и связанные с протеканием в металле электрического тока. В этом случае принято говорить о защитных свойствах покрытий, присадок, ингибиторов. Для предотвращения такого вида коррозии, как правило, вводят ингибиторы коррозии в поток среды.
Коррозионная стойкость металлов и сплавов оценивается в соответствии с ГОСТ 5274—80, согласно которому скорость коррозии измеряется в г/(м2-ч) и мм/год. Металлы, корродирующие со скоростью более 10 мм/год, относятся к группе нестойких.
Активные газовые среды, обводненные и содержащие ПАВ, органические продукты и электролиты, усиливают износ оборудования за счет химической и электрохимической коррозии. Причины, вызывающие внутреннюю коррозию металла промыслового оборудования, довольно разнообразны. Это агрессивные компоненты (H2S, СО2, органические кислоты), высокие температуры, давления и скорости перемещения сред.
Наряду с основными видами коррозии наблюдается биокоррозия металлических поверхностей.
Для торможения коррозионного электрохимического процесса необходимо влиять или на металл, или на среду. Эффективны методы, основанные на изменении потенциала защищаемого металла. Различают анодную и катодную поляризацию (т е. изменение потенциала металла под воздействием внешних источников). Анодная поляризация — смещение потенциала анода к положительному полюсу за счет того, что переход ионов Ме2+ в раствор отстает от процесса отвода электронов во внешнюю цепь, в результате чего на аноде скапливается избыток положительных зарядов. В присутствии химических окислителей на металле образуются окисные пленки, пассивные в отсутствие активных ионов, — анодная пассивация металла за счет применения водорастворимых ингибиторов (нитрит натрия, нитритдициклогексиламин, триэтанолами- нитрит и др.).
Катодная поляризация — смещение потенциала катода к отрицательному полюсу вследствие того, что поступающие на катод добавочные электроны не успевают соединиться с деполяризатором. Поляризация тормозит, а деполяризация усиливает процессы электрохимической коррозии. Образование на поверхности металла хемосорбционных и адсорбционных пленок ингибиторов коррозии и ПАВ или создание около поверхности металла повышенной концентрации ПАВ препятствует отводу ионов металла, увеличивает анодную поляризацию и тормозит коррозию. Пленки ингибиторов коррозии влияют в основном на анодный процесс, сдвигая анодный потенциал в сторону положительных значений.
Трубопроводы в процессе эксплуатации подвергаются процессу коррозии как снаружи (воздействие почвенного электролита), так и внутри (воздействие влаги, сероводорода, двуокиси углерода, солей).
От внутренней коррозии трубы защищают в основном осушкой газа и ингибированием.
Для защиты труб от коррозии агрессивными газами (сероводород, углекислый газ) используют термообработанные углеродистые, низколегированные и высоколегированные стали. Полагают, что применение внутритрубных пластиковых покрытий не полностью защищает трубы от коррозии агрессивными 178
газами. Трещины и другие дефекты в покрытии могут вызывать усиленную коррозию и растрескивание металла труб в дефектных участках стенок труб.
Для ингибирования скважин с использованием ингибиторов коррозии в основном используют затрубное пространство, через которое и через ингибиторный или циркуляционный клапан осуществляют дозированную подачу ингибитора внутрь НКТ в поток газожидкостной продукции скважин. Осуществляют также порционную задавку ингибитора на забой скважины через НКТ.
Для предотвращения коррозии агрессивными газами промысловых трубопроводов ингибиторную пленку наносят на внутреннюю поверхность трубопроводов путем их поршневания или осуществляют дозированную подачу ингибиторов коррозии на устье скважин и в шлейф. Диаметр трубопроводов при сборе высокосернистых газов должен выбираться исходя из скорости движения потока при давлении р = 80—16,0 МПа, равной и = 8ч-3 м/с. Расчетное рабочее давление в трубопроводах должно учитывать необходимый запас прочности и припуск толщины стенки на коррозию 2—3 мм.
От наружной коррозии трубы заглубленных трубопроводов предохраняют пассивной (защитное противокоррозионное изоляционное покрытие наружной поверхности трубы) и активной защитой (катодная и протекторная защита трубы).
Эффективность пассивной защиты от коррозии обеспечивается сплошностью изоляционного покрытия, водонепроницаемостью, хорошей адгезией к металлу, химической стойкостью и высоким омическим сопротивлением. При этом стоимость покрытий должна обеспечивать экономическую эффективность системе сбора газа и газового конденсата. Для пассивной защиты используют изоляционные покрытия на основе битумных мастик, оберточных нетканых материалов, полимерных липких лент и эпоксидных покрытий.
Катодную защиту применяют для предотвращения разрушения труб от почвенной (электрохимической) коррозии. При катодной защите отрицательный полюс внешнего источника тока подключают к подземному трубопроводу, а положительный — к анодному заземлению (табл. 8.17).
При наличии анаэробной биокоррозии защитный потенциал должен составлять 0,95 В, максимальные потенциалы — —0,8-ь —1,38 В.
Для катодной защиты применяют анодные заземлители ЗЖК-12-КА и ЗЖК-41г-КА из железокремнистых чугунов, запрессованных в коксовую мелочь.
Для грунтов повышенной влажности используют анодные заземлители типа АКЦ из стального сердечника и коксового наполнителя на цементном связующем с добавкой 5% нитрата
Таблица 8.17
Минимальный защитный потенциал (В) между трубопроводом и грунтом
Металл
Электрод сравнения
Среда
водородный
медно-сульфатный
Сталь
—0,55
—0,85
Любая
Свинец
—0,20
—0,50
Кислая
—0,42
—0,72
Щелочная
Алюминий
—0,55
—0,85
Любая
натрия. Станции катодной защиты устанавливают с интервалом 20—40 км в зависимости от коррозионной активности грунтов.
В грунтах с удельным омическим сопротивлением до 50 Ом-м допускается применение протекторной защиты. В качестве гальванических анодов-заземлителей используют аноды (протекторы) из магниевых сплавов повышенной и высокой чистоты.
Защита трубопроводов от блуждающих токов осуществляется применением электродренажных поляризованных установок.
ГЛАВА 9
ПРОМЫСЛОВАЯ СЕПАРАЦИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И КОНДЕНСАТА
Продукция газовых и газоконденсатных месторождений поступает на устье скважин, в шлейфы и сепарационные установки частями в виде жидкости. Причина заключается в изменении давления и температуры добываемой продукции на пути следования пласт ■— скважина — сепарационная установка.
Определение количества и состава газового и жидкостного потоков добываемой продукции газовых и газоконденсатных скважин — одна из важнейших задач для промысловых служб.
В основе расчетов промысловой сепарации природного газа лежат физические процессы, характеризующие фазовое состояние и поведение исследуемых потоков.
Принципы расчетов сепарации двухфазной системы рас- мотрим на схеме обычной промысловой сепарации (рис. 9.1).
Допускаем, что рассматриваемая двухфазная система, поступающая из скважин в промысловый сепаратор, будет находиться в нем в стабильном состоянии, т. е. в любой точке системы температура, давление и состав постоянны. Иными словами, принимаем, что для газовой и жидкостной фаз наступает термодинамическое равновесие (температура, давление жидкостной и газовой фаз одинаковы, составы каждой из фаз не изменяются).
Рис. 9.1. Схема обычной промысловой сепарации:
/ — сырье (F, г^; 2 — газ (V, уг); 3 — жидкость (a, A.'z)
Согласно расчетной схеме, F, V и а— молярные доли соответственно продукции скважины, поступающей в промысловый сепаратор, газа и жидкости, выходящих из сепаратора. Для многокомпонентной смеси Уг> X-i, 2^ — МОЛЯр- ные доли f-го компонента соответственно в газе и жидкости, выходящей из сепа
ратора, и в поступающей в сепаратор продукции скважины. Для расчетов важнейшее условие — знание общего состава смеси.
Материальный баланс всех потоков, входящих и выходящих из промыслового сепаратора, определяется выражением
(9.1)(9.1)F=V+a.
(9.1)
(9.1)
Для любого t-ro компонента потоков уравнение (9.1) может быть представлено в виде
(9.2)(9.2)ZiF=yiV-VXia,.
(9.2)
(9.2)
Для упрощения расчеты обычно производят для 1 моля поступающей в сепаратор продукции, т. е. для 7?=1:
'Zi=yiV-VXia.(9.3)
Учитывая принятое допущение о термодинамической равновесности рассматриваемой в промысловом сепараторе системы, состояние которой может быть определено выражениями для константы равновесия: k=ylx\ у = кх; x=y/k, имеем:
Zt = kiXt V+Xia, = XikkiV-Y a) =xt V(ki + a/ V);(9.4)
<9-5)
= г+ттт^й^тту-<9'6>
Поскольку наиболее часто расчет ведут на 1 моль сепарируемой продукции, т. е. для /7=1 = а+У, то, разделив правую и левую части этого выражения на V, получим
(1/Ю = (а/У) + 1;
У=1Д1 + (а/Ю];
а= 1Д1 + (У/а)].(9.7)
Учитывая, что сумма всех молярных долей в любом потоке (см. рис. 9.1) должна быть равна единице, т. е. должно быть соблюдено условие Szi=l, ^1=1, Sxi=l, получаем молярную долю газовой фазы, выходящей из сепаратора, в виде
v=v^y‘=^-TTX№W(9-8)
Аналогично можно рассчитать молярную долю жидкостной фазы, выходящей из сепаратора:
а = а'21х1= S^py^yqry-(9-9)
Задаваясь значениями (а/У) или (У/a) и решая методом последовательных приближений уравнения (9.8) и (9.9), с учетом уравнений (9.7), можно определить мольные доли газового V и жидкостного а потоков, выходящих из сепаратора, при известном составе продукции газовой или газоконденсатной скважины, поступающей на сепарацию в промысловый сепаратор.
Уравнение (9.8) рекомендуется применять в том случае, когда соотношение пар — жидкость У/а<1, например для дегазации конденсата, уравнение (9.9) — когда соотношение пар — жидкость У/а>1, например для сепарации газа от конденсирующихся углеводородов. Объясняется это тем, что точность расчетов будет больше в тех случаях, когда а или V приближается к предельным значениям, равным 0 или 1.
Процедура расчетов заключается в следующем:
определяют константы равновесия kt i-x компонентов при давлении и температуре сепарации;
задаются численными значениями V, а, У/a или а/У;
решают уравнения однократного испарения или конденсации (9.8), (9.9) или подобные им;
если рассчитанные значения У, а, У/а или а/У равны или близки к тем значениям, которые задавались, то расчет считают законченным;
в противном случае расчет повторяют вновь, задаваясь новыми численными значениями У, а, У/а или а/У, до получения приемлемых результатов.
Уравнения (9.8) и (9.9)—два из множества возможных алгебраических комбинаций методов, основанных на том, что S2=S^=Sx=l. Для расчета процессов сепарации природных газов удобно пользоваться (задаются значениями только У или только а) следующими выражениями для Sz/z и Sxz: 2^=2 1+^%^ = !;(9.10)
2^ = 5-^^—^ = 1;■(9.11)
3(и) = 2 ^^^- = о-<912>
V и а рассчитывают методом последовательных приближений.
Точку росы определяют как полностью паровую систему, содержащую только одну неопределенно малую каплю жидкости. Для условий (а = 0) состав паров V эквивалентен составу исходной системы F, т. е. должно выполняться условие
2^=1 =2 кщ/кд -2 Ui/ktY(9.13)
Для исследуемой системы, состав которой известен, расчет точки росы сводится к следующему:
задаются температурой для известного давления или давлением для известной температуры;
определяют константы равновесия /г; i-x компонентов при известных или принятых давлении и температуре;
вычисляют 2(^//Лг); если вычисленное значение 2 (Zj/^) = = 1, то заданные для расчета параметры (температура и давление) соответствуют параметрам точки росы исследуемой системы;
в противном случае расчет повторяют, задаваясь новыми значениями параметров до тех' пор, пока И^к^ не будет равна единице или очень близка к ней.
Расчет точки росы исследуемой системы иллюстрируется на примере определения температуры точки росы при давлении 4 МПа для смеси углеводородов, состав которой задан (табл. 9.1). Следует отметить, что самый тяжелый компонент
Таблица 9.1
Результаты расчета температуры точки росы смеси углеводородов при давлении 4 МПа и температуре 144 °C
Компонентный состав
zi
к
гД&
Компонентный состав
zi
к
z^k
со2
1,25
4,45
0,281
пС4
9,84
0,86
11,24
H2S
0,50
2,58
0,194
iC5
2,63
0,61
4,28
Cl
21,36
6,69
3,19
«С5
4,01
0,53
7,55
С2
36,78
2,96
12,44
с6
3,90
0,30
12,92
С3
10,21
1,61
6,34
с?+
3,14
0,089
35,29
6,38
1,02
6,28
смеси оказывает самое большое влияние на 2 (£//&). Поэтому для повышения точности расчетов точки росы очень важно правильно определить молярную долю самого тяжелого компонента исследуемой смеси. Другим важным фактором, влияющим на точность расчетов точки росы, является выбор значения
константы равновесия самого тяжелого компонента исследуемой системы.
Методом последовательных приближений в зависимости от назначаемой температуры находим, например графически, значение S(Zz/^;) — 100 = 0. Таким образом, температура точки росы составляет 144 °C.
Точку кипения определяют как полностью жидкостную систему, содержащую неопределенно малый объем паров. Количество паров (У=0) принимается таким, при котором состав жидкости соответствует составу исходной системы F, т. е. должно выполняться условие
2 yi — 1 = 2 CW =2 (гЛ). (9.14)
Для исследуемой системы, состав которой известен, расчет точки кипения рассчитывают следующим образом:
задаются температурой для известного давления или давлением для известной температуры;
определяют константы равновесия кг 1-х компонентов при известных или принятых давлении и температуре;
вычисляют 2(2^-);
если расчетное значение 2(2^) = 1, то заданные для расчета параметры (температура и давление) соответствуют параметрам точки кипения исследуемой системы;
в противном случае расчет повторяют, задаваясь новыми значениями параметров до тех пор, пока 2(2г7&0 не будет равна единице или очень близка к ней.
Следует подчеркнуть, что самый легкий компонент системы — метан — оказывает самое большое влияние на результаты расчета, т. е. на величину S(2t&i). Поэтому для повышения точности расчетов точки кипения важное значение имеет правильное определение молярной доли самого легкого компонента в исходной смеси. Другой важный фактор, влияющий на точность расчетов точки кипения,— выбор значений констант равновесия компонентов, отличных от метана, для принятого или заданного давления схождения.
Если при принятых значениях рассчитанное значение 2(2^) отличается от единицы и расчет следует повторить, то значение константы равновесия для метана принимают таким, для которого 2(2е&г)#1. Для других компонентов делают новое допущение о давлении схождения и определяют соответствующие новому значению давления схождения константы равновесия компонентов тяжелее метана. Далее повторяют расчет и находят новое значение 2(2^). Если и в этом случае получен неудовлетворительный результат, т. е. 2 (2^)5^ 1, то можно построить график по результатам двух расчетов. Прямая, проведенная через две точки с достаточной для практики степенью
Результаты расчета температуры точки кипения смеси углеводородов при давлении 4 МПа и температуре —30 °C
Компонентный состав
ч
Ч
г^к1
Компонентный состав
ч
Ч
2. к.
i 1
со2
1,25
1,25
1,56
пС4
9,84
0,026
0,26
н2
0,50
0,29
0,15
1C5
2,63
0,009
0,024
С1
21,36
3,80
81,17
иС5
4,01
0,007
0,028
с2
36,78
0,41
15,08
с6
3,90
0,0018
0,007
Сз
10,21
0,10
1,021
с?+
3,14
0,0002
0,00063
iC4
6,38
0,039
0,25
точности, может дать ответ о параметрах искомой точки кипения.
Для рассмотренного примера (табл. 9.2) температура точки росы составляет —30 °C.
Определение параметров точек росы и точек кипения добываемой и сепарируемой продукции газовых и газоконденсатных скважин очень важно для эффективной эксплуатации объектов добычи газа и извлечения конденсата.
Точкой росы контролируется качество отсепарированного товарного газа, а точкой кипения—качество дегазируемого или стабилизируемого конденсата.
Иногда возникает необходимость установить, с каким потоком предстоит осуществить операции по сепарации: с двухфазным, газовым или жидкостным. Выполнение расчетов по определению S(2z^t) и 2(2//^;) исследуемого потока позволяет получить вполне определенный ответ.
Если 'S^zik^ и S(2///?i) больше единицы, то имеем двухфазную систему.
Если 2(2^/) <1, то система представляет собой только жидкость.
Если S(zi/£Z)<1, то система представляет собой только газ.
Исходные данные для расчетов процессов сепарации обычно приводят в молярных долях или процентах. Чтобы узнать массовое или объемное содержание компонентов в смеси, необходимо выполнить определенные расчеты. Для оценки процессов сепарации важно также знать количественные соотношения, характеризующие состояние компонентов при их переходе из газовой в жидкостную фазу. Расчет количественных соотношений (табл. 9.3) выполняют с использованием следующих выражений для идеального газа:
Е1 = рУм^г/АГ; (9.15) Е2 = Л4/рб/г; (9.16) и = р^г/Л1=1/1/2; (9.17)
Таблица 9.3
Некоторые свойства парафиновых углеводородов природного газа
Компоненты
м, кг/моль
^оп’ °С
dv, кг/л
Щ, мЗ/л
Гз> л/моль
п
С
Ci
16,04
— 161,7
0,3
0,442
53,4
0,0187
0,0226
с2
30,07
—88,6
0,374
0,294
80,5
0,0124
0,0340
С3
44,09
—42,1
0,509
0,272
87,0
0,0115
0,0368
/с4
58,12
— 11,7
0,563
0,229
107,0
0,0093
0,0437
пС4
58,12
—0,5
0,584
0,237
99,7
0,0102
0,0422
1С5
72,15
27,9
0,625
0,205
115,3
0,0091
0,0490
пС5
72,15
36,1
0,631
0,207
114,1
0,0092
0,0485
с6
86,17
68,8
0,664
0,182
130,0
0,0077
0,0543
с7
100,20
98,4
0,688
0,163
150,0
0,0067
0,0617
С8
114,22
125,6
0,707
0,146
162,0
0,0062
0,0684
с9
128,25
156,3
0,722
0,133
177,6
0 ,0056
0 ,0752
Сю
с
100V
142,28
4_
'м^г1
174,0
_Р JOVi ’
0,734
0,122
193,8
0,0052
0,0820
(9.18)
где К— объем паров при /=15,6 °C и р = 0,1 МПа, образующихся при испарении 1 л сжиженного газа, м3/л; р — плотность воды при /=15,6 °C и р = 0,1 МПа, кг/л; Ум— объем 1 моля газа при /=15,6°C и р = 0,1 МПа, м3/моль; dT — относительная (по воде) плотность ожидаемой фазы при /кнп и р = 0,1 МПа; М — молярная масса, кг/моль; п— число молей, содержащихся в 1 л сжиженного газа; И2 ■—объем 1 моля сжиженного газа, л/моль; С — коэффициент; /кип — температура кипения при /=15,6°C, р = 0,1 МПа, °C.
Независимо от компонентного состава газа в соответствии
р = 0,1 МПа составляет 23,6 м3, а в каждой 1000 мр = 0,1 МПа составляет 23,6 м3, а в каждой 1000 мс законами идеальных газов объем 1 кмоля при /=15,6°C и
р = 0,1 МПа составляет 23,6 м3, а в каждой 1000 м
р = 0,1 МПа составляет 23,6 м3, а в каждой 1000 м
0,82I 0,80| 0,78| 0,76| 0,76В 0,720 700,82I 0,80| 0,78| 0,76| 0,76В 0,720 7080120160200Молекулярный бесРис. 9.2. Зависимость относительной плотности углеводородной80120160200Молекулярный бесРис. 9.2. Зависимость относительной плотности углеводороднойжидкости от молекулярного весажидкости от молекулярного веса3 газа содержится 42,47 кмоля.
0,82
I 0,80
| 0,78
| 0,76
| 0,76
В 0,72
0 70
0,82
I 0,80
| 0,78
| 0,76
| 0,76
В 0,72
0 70
80120160200
Молекулярный бес
Рис. 9.2. Зависимость относитель
ной плотности углеводородной
80120160200
Молекулярный бес
Рис. 9.2. Зависимость относитель
ной плотности углеводородной
жидкости от молекулярного веса
жидкости от молекулярного веса
В тех случаях, когда тяжелый остаток исследуемой смеси не полностью изучен по компонентному составу, молярная масса этого остатка может быть оценена в зависимости от ее плотности, например по графику (рис. 9.2).
Результаты пересчета молярных долей или процентов исследуемой смеси в массовые и объемные с учетом приведенных соотношений по уравнениям (9.15) — (9.18) и данных табл. 9.3
компонентного состава сырого
Выражение компонентного состава в молярных, массовых и объемных долях (%)
Компоненты
Молярная доля, %
М, кг/моль
dr, кг/л
Содержание компонента
кг/100 моль*
массовая доля, %**
л/100 моль** *
объемная доля, %****
1
2
3
4
5
6
7
8
Ci
5,40
16,04
0,30
86,6
0,74
288,8
1,80
с2
6,98
30,07
0,374
209,9
1,80
562,7
3,47
Сз
12,54
44,09
0,509
552,9
4,74
1086,2
6,71
iC4
5,38
58,12
0,563
312,7
2,68
555,4
3,43
иС4
6,42
58,12
0,584
373,1
3,20
639,8
3,93
Cs+
63,28
160,0
0,775
10124,8
86,84
13064,4
80,66
2100
—
—
11660,0
100
16197,3
100
* Получено умножением соответствующего значения графы 2 на значение графы 3.
** Получено делением соответствующего значения графы 5 на сумму значений графы 5.
*** Получено делением соответствующих значений графы 5 на значение графы 4.
**** Получено делением соответствующего значения графы 7 на сумму значений графы 7.
конденсата, выделившегося из газа в промысловом сепараторе, приведены в табл. 9.4.
Для жидкостных потоков объемный и молярный компонентный составы не совпадают. Для паровой фазы молярная доля компонента исследуемой смеси равна его объемной доле или доле парциального давления.
Если исследованы компонентные составы паровой и жидкостной фаз, выходящих из сепаратора (см. рис. 9.1), и требуется определить исходную смесь, поступающую в сепаратор, то расчет соответствует явлению рекомбинации потоков. В этом случае к объему паровой фазы необходимо добавить объем пара, получаемый при испарении соответствующего эквивалентного объема жидкости, рассчитываемого с использованием данных табл. 9.3.
Потенциальное количество жидкости—это то количество жидких углеводородов, которое в промысловых условиях может быть извлечено из добываемого газа в процессе его сепарации. Переход от объемов газа к объемам жидкости (случай сжижения или конденсации тяжелых углеводородов) показан на примере расчета возможного потенциального количества конденсирующихся углеводородов Сз+ при известном компонентном составе газа, поступающего в промысловый сепаратор. С учетом данных табл. 9.3 и выражения (9.18) результаты расчета сведены в табл. 9.5.
Результаты расчета возможного потенциального количества конденсирующихся углеводородов С3+ по известному компонентному составу газа, поступающему в промысловый сепаратор (переход от объемов газа к объемам жидкости)
Компонент
Молярная доля, %
м, кг/моль
dr, кг/л
С
6Ж
л/мЗ*
см3/м3
КГ/мЗ * *
г/мЗ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
С,
81,47
16,04
0,30
—
С2
6,78
30,07
0,374
—
—
-1 —■
—
—
С3
5,33
44,09
0,509
0,0368
0,196
196
0,100
100
iC4
1,47
58,12
0,563
0,0437
0,064
64
0,036
36
лС4
2,60
58,12
0,583
0,0422
0,110
110
0,064
64
Сз+
2,35
95,0
0,769
0,0523
0,123
123
0,095
95
2100
—
—
—
0,493
493
0,295
295
* Получено умножением соответствующих значений графы 2 на значение графы 5.
** Получено умножением соответствующих значений графы 4 на значение графы 6.
При известной производительности сепаратора по газу с использованием рассчитанных удельных количеств конденсирующихся жидкостей (см. табл. 9.5) может быть определена нагрузка сепаратора по жидкости.
Компонентный состав продукции скважины определяют по известным компонентным составам газа и жидкости, выходящих из сепаратора (случай рекомбинации проб газа и жидкости, отобранных из промыслового сепаратора). Рассмотрим пример расчета.
Из скважины добывают 70,8 тыс.м3/сут газа при давлении 24 МПа и температуре 45 °C. Продукция скважины подвергается сепарации при давлении 7 МПа.
Состав газовой и жидкостной фаз, выходящих из промыслового сепаратора, известен. Известно также, что в сепараторе выделяется 410 л жидкости из каждой 1000 м3 газа. Молярная масса сконденсированной жидкости равна 80,64 кг/моль при относительной ее плотности 0,7. Требуется определить компонентный состав продукции скважины, поступающей в промысловый сепаратор.
На основании исходных данных по уравнению (9.17) рассчитывают число молей жидкости, выпадающих из каждой 1000 м3 газа в промысловом сепараторе:
п = ■ L0’? -410 = 3,55 моля.
80,64 ’
Результаты расчета компонентного состава продукции скважины по известным компонентным составам газа и жидкости, выходящим из промыслового сепаратора
Компонент
Молярная доля в газе сепаратора, %
Число молей в 1000 м3 газа сепаратора
Молярная доля в жидкости сепаратора, %
Число молей в жидкости, выпадающей из 1000 м3 газа
Число молей в 1000 м3 продукции скважины*
Молярная доля в продукции скважины, %
1
2
3
4
5
6
7
Ci
0,8946
37,900
0,2022
0,716
38,616
0,8405
с2
0,0541
2,290
0,0656
0,232
2,522
0,0552
С3
0,0310
' 1,315
0,1116
0,395
1,710
0,0374
!С4
0,0055
0,233
0,0445
0,158
0,391
0,0085
/гС4
0,0078
0,330
0,0708
0,252
0,582
0,0127
1С5
0,0022
0,094
0,0465
0,165
0,259
0,0057
«С?
0,0012
0,051
0,0337
0,119
0,170
0,0037
cs
0,0026
0,110
0,1033
0,368
0,478
0,0105
с7
0,0010
0,042
0,3218
1,145
1,187
0,0258
21,0000
42,365
1,0000
3,550
45,915
1,0000
* Каждое значение представляет собой сумму соответствующих значений графы 3 и 5.
Остальные исходные данные и результаты расчета приведены в табл. 9.6.
Многоступенчатая сепарация конденсата. Сконденсированная в промысловом сепараторе жидкость не является товарным продуктом и представляет собой сырой (нестабильный) конденсат, так как содержит значительные количества легких компонентов (метан, этан, пропан).
До подачи потребителю необходимо обеспечить стабилизацию сырого конденсата. Б простейшем случае осуществляют его выветривание или дегазацию путем многоступенчатой сепарации сырого конденсата. Одной из ступеней сепарации может служить резервуар, в котором товарный конденсат, отгружаемый потребителю, как правило, хранят при атмосферном давлении.
Многоступенчатая сепарация сырого конденсата должна обеспечить экономически максимальное извлечение товарного1 конденсата (выбор числа и параметров р и t ступеней дегазации) и минимальные затраты на рекомпрессию газов дегазации. Как правило, первой ступенью дегазации сырого конденсата является промысловый сепаратор, а параметры этой ступени сепарации ограничиваются давлением, при котором товарный газ должен быть подан потребителю. В таких процессах
жидкость, поступающая из первой ступени дегазации, служит сырьем для следующей ступени.
Практически установлено, что максимальное извлечение товарного конденсата из сепарируемого газа достигается в том случае, когда давление между ступенями сепарации газа и дегазации сырого конденсата снижается примерно одинаково. Если потребителю необходимо подать газ при давлении 7МПа, то поступающий со скважин газ при давлении 16 МПа дросселируют до давления газа в промысловом сепараторе 7,5— 8,0 МПа.
Выделившийся при этом сырой конденсат обычно затем дегазируют в три ступени, в первой из которых поддерживают давление 3,5 МПа, во второй — около 0,35 МПа, и, наконец, в третьей (резервуаре хранения) — на уровне, близком к атмосферному.
Для правильной оценки рабочего давления в указанных ступениях дегазации сырого конденсата следует провести поверочные расчеты при различных давлениях дегазации. Это позволит определить экономически выгодный выход товарного конденсата и снизить излишние потери газов дегазации.
Рассмотрим на примере порядок и результаты расчета нестабильной жидкости, полученной из промыслового сепаратора и подлежащей дегазации в две ступени. Исходную нестабильную жидкость в объеме 28 317 м3 необходимо дегазировать, разделив на товарную жидкость и газы дегазации. Например, на первой ступени дегазации в сепараторе-дегазаторе поддерживают давление 1,4 МПа и температуру 24 °C. Дегазированную жидкость направляют в резервуар, где хранят при избыточном давлении 0,087 МПа и температуре 18,3 °C. Необходимо рассчитать состав и объем газа, выходящего из сепаратора- дегазатора, а также определить объем товарной жидкости и долю газа выветривания, отгоняемого из резервуара-хранилища. В табл. 9.7—9.9 приведены основные исходные данные и результаты проведенных расчетов по двухступенчатой дегазации нестабильной жидкости, вышедшей из промыслового сепаратора. Для удобства расчетов принимаем, что однократное испарение происходит и в резервуаре-хранилище.
Количество и состав газа дегазации, выходящего из сепаратора-дегазатора, при р=1,4 МПа и /=24 °C
Компоненты
Ci
с2
с3
1С4
пС4
с5
с6
с7+
Итого
Объем, м3 .
6260
900
524
40
113
34
14,1
2,83
7887,93
Молярная
доля, % . .
79,46
11,33
6,63
0,50
1,43
0,43
0,18
0,04
100
Практика использования промысловых сепарационных установок, включающих промысловый сепаратор, сепараторы-дега-
Результаты расчета доли газа дегазации, выходящего
из сепаратора-дегазатора, в котором поддерживаются давление 1,4 МПа и температура 24 °C (относительная плотность dr=0,848;
молярная масса Лк-223)
Компоненты
Молярная доля нестабильной жидкости, поступившей на дегазацию, %
к
I приближение
II приближение
III приближение
(1/6) (B/V)
(L/V)=2
V
(1/6) k/v) kL>vT=2,6
V
(1/6) (L/V)
= 2,57
V
Ci
25,69
16,3
0,1227
22,88
0,1593
22,13
0,1577
22,19
С2
6,65
2,38
0,84
3,59
1,09
3,16
1,08
3,16
Сз
8,47
0,71
2,82
2,24
3,66
1,84
3,62
1,85
iC4
1,35
0,295
6,78
0,17
8,81
0,14
8,70
0,14
пС4
5,35
0,213
9,40
0,60
12,20
0,40
12,1
0,40
с5
4,24
0,074
27,00
0,15
35,15
0,12
34,8
0,12
С6
5,61
0,0214
93,50
0,06
121,3
0,05
120,0
0.0S
с?+
42,64
0,00079
2530,0
0,02
3290,0
0,01
3260,0
0,01
2100
229,71
227,85
227,92
Примечание. В результате расчетов для трех последовательных приближений оценки доли газа дегазации, выходящего из сепаратора-дегазатора при давлении 1,4 МПа и температуре 24 °C, были получены соответственно следующие значения LjV: 2,38; 2,59; 2,58.
Таблица 9.8
Результаты расчета доли газа дегазации, выходящего из резервуара-хранилища, в котором поддерживаются избыточное давление 0,087 МПа и температура 18,3 °C
Компоненты
Объем жидкости, поступающей в резервуар-хранилище, м3
к
I приближение
II приближение
(1/6ML/V) при (L/V)=6
V
(1/6)(L/K) при (L/K)=4
V
Ct
1000
340,0
0,0176
34,7
0,01177
34,9
С2
975
33,0
0,182
29,1
0,121
30,7
Сз
1970
8,7
0,690
39,8
0 ,460
46,0
iC4
342
3,3
1,80
4,3
1,21
5,5
г?С4
1385
2,3
2,61
13,6
1,74
17,9
С5
1165
0,73
8,21
4,5
5,47
6,4
cfi
1575
0,187
32,1
1,7
21,4
2,5
С74-
12 000
0,00627
955,0
0,4
637,0
0,7
220412
2128,1
2144,6
Примечание. В результате расчетов для двух последовательных приближений оценки доли газа дегазации, выходящего из резервуара-хранилища при избыточном давлении 0,087 МПа и температуре 18,3 °C, были получены соответственно следующие значения LjV-. 4,63 и 3,99.
Результаты расчета количества и плотности товарной жидкости, отгружаемой потребителю, после ее дегазации в резервуаре-хранилище при избыточном давлении 0,087 МПа и температуре 18,3 °C
Компоненты
Объем отгружаемой товарной жидкости, мэ
Содержание
м3/л
л
кг/л
КГ
С1
11,3
0,44
26,5
0,299
8165
с2
105
0,29
355,8
0,371
132
С3
600
0,27
2103,4
0,503
1120
t"C4
17
0,23
813,8
0,563
454
пС4
880
0,23
3700,3
0,587
2160
С5
985
0,20
3784,3
0,623
3000
С6
1500
0,18
8245,3
0,659
5460
Ст +
12 000
0,10
114257,0
0,839
96 500
216098,3
2133286,4
2116991
Примечание. В результате проведенного расчета плотность товарной жидкости, отгружаемой потребителю из резервуара-хранилища, равна 0,8771 т/м8.
заторы и резервуар-хранилище, показывает, что если сепарационные установки эксплуатируют при проектной или меньшей производительности, то в сепарационном оборудовании практически достигается фазовое термодинамическое равновесие между газом и жидкостью. Время пребывания газовой и жидкостной фаз в сепараторах довольно велико и обеспечивает достижение необходимого фазового термодинамического равновесия сепарируемой промысловой продукции газовых и газоконденсатных скважин. Считают, что для целей планирования и эксплуатации приемлемы и достаточны описанные выше методы расчетов, основанные на однократном или контактном испарении (конденсации).
В тех случаях, когда при сепарации или иных процессах (стабилизация конденсата в колонне, ректификация) пары непрерывно отводятся из системы, а жидкость остается, возникает явление дифференциального испарения (конденсации). При этом в каждый момент времени состав исследуемой системы изменяется.
Для практических целей потоки при дифференциальном испарении рассчитывают следующим образом. Исходя из начальных параметров исследуемой системы, последовательно задаются такими ее параметрами, которые могут характеризовать состояние системы на соответствующих этапах ее поведения. Для данного этапа расчеты потоков выполняют, как и для -случая однократного или контактного испарения (конденса- 192
ции). Выходные параметры и составы потоков предыдущего этапа расчета являются исходными данными для последующего этапа.
Исследование р— V—Т продукции скважин осуществляют в целях повышения точности расчетов многокомпонентных потоков, содержащих наряду с углеводородными и неуглеводородные компоненты. Такие исследования позволяют получить экспериментальные данные о равновесных состояниях исследуемых систем.
Так как продукция скважин в процессе разработки месторождения изменяется, исследования р—V—Т периодически следует повторять. В процессе этих исследований могут быть получены экспериментальные оценки констант равновесия компонентов, входящих в состав исследуемой системы.. Предпочтительное использование экспериментально определенных констант равновесия объясняется тем, что при этом может быть уменьшена та погрешность расчетов, которая возникает при подборе констант равновесия по литературным источникам.
В газовой и нефтяной отраслях для расчетов парофазовых равновесий руководствуются РД 39-1-579—81 «Руководство по расчету фазовых превращений газоконденсатных и водонефтегазоконденсатных систем и свойств фаз на ЭВМ».
Поскольку константы равновесия являются многопараметрическими функциями параметров, характеризующих состояние системы, выбор констант равновесия по литературным источникам сопряжен с тем, каким образом оценивают параметры состояний системы. Следует отметить, что на результаты расчетов (извлечение жидкости) существенно влияет выбор значений К для метана и этана. Изменение К для метана в интервале ±13% приводит к отклонению расчетов по извлечению конденсата в пределах от —21 до + 70% по сравнению с экспериментальными данными.
Для практических расчетов и снижения ошибок, связанных с выбором констант равновесия, по литературным источникам, рекомендуется построить график зависимости log К от температуры кипения при соответствующих давлениях для каждого компонента, входящего в исследуемую систему. При этом должна получиться линейная зависимость log К от ТКИп. Если линейная зависимость не достигается, то следует подобрать такие значения констант равновесия, чтобы log К от ТКИп соответствовала линейной зависимости.
В тех случаях, когда в промысловых условиях требуется определить извлечение из газа конденсирующихся углеводородов, можно использовать экспериментальные данные, полученные при исследовании скважин — изотермы и изобары конденсации.
Компоненты
Состав, %
Плотность
Молярная масса
массовый
молярный
n2
0,11
0,35
Не замеряли
Не замеряли
со2
0,04
0,08
То же
То же
Ci
2,82
15,55
»
»
с2
2,34
6,88
»
»
С3
3,59
7,20
»
»
<с4
1,80
2,74
»
»
пС4
4,24
6,45
»
»
z'Q
2,95
3,61
»
»
пс5
4,76
5,83
»
»
с6
10,20
10,46
»
»
Ст
11,20
9,41
0,7195
105
с8
9,43
7,17
0,7353
116
с9
8,43
5,72
0,7505
130
Сю
7,25
4,57
0,7656
140
Си
6,15
3,50
0,7777
155
С12 +
24,69
10,48
0,8119
208
Примечание. Плотность, измеренная пикнометром при 33 °C и 4,36 МПа, равна 680 кг/м3; молярная масса, определенная с помощью низкотемпературного разделения, для смеси — 88,22, а для жидкости Сц. — 145.
Таблица 9.11
Давление, МПа
Объем, см3
Относител]ь- ный объем
Давление, МПа
Объем, см3
Относительный объем
29,5183
112,482
0,964
4,5114
116,663
0,999
24,6150
113,176
0,970
4,3643*
116,700
1,000
19,7117
113,910
0,976
4,0210
128,032
1,097
14,8083
114,695
0,983
3,5307
143,264
1,228
9,9050
115,550
0,990
3,0404
163,043
1,397
5,0017
116,487
0,998
* Давление точки росы.
Давление, МПа . г
9,70108,03686,64925,48224,5055
0,8150,8400,8640,8870,906
Давление, МПа . г
3,68963,01092,45101,99101,6135
0,9230,9370,9490,9590,967
С помощью этих зависимостей для заданных условий сепарации (рсеп, ^сеп) можно рассчитать удельное извлечение конденсирующихся углеводородов. При известной производительности сепарационной установки по газу эти данные позволяют непосредственно установить количество добываемого
Показатели
Молярная доля, %
газа
жидкости
продукции скважины
Компонентный состав:
0,35
5,33
5,59
со2
0,19
0,08
0,18
С1
82,31
15,55
78,99
с2
7,33
6,88
7,31
С3
2,64
7,20
2,87
iC4
0,48
2,74
0,59
пС4
0,84
6,45
1,12
0,21
3,61
0,38
пС5
0,25
5,83
0,53
с6
0,06
10,46
0,58
с?+
0,10
40,85
2,12
Плотность* при 15 °C и 0,1 МПа, кг/м3
0,819
680
0,955
Молярная масса
19,44
88,22
22,86
* Условия сепарации.
Таблица 9.13
Давление, МПа
Продукция скважины (газ+жидкость)
Объем жидкости, выпадающей в пласте
Объем, м3
Коэффициент сжимаемости 2
Удельный объем, м3/(кг-10_3)
смэ/м3 при точке росы
см3/м3
37,2877
520,464
1,021
3,614
34,8282
538,083
0,985
3,736
—
32,2451
563,541
0,956
3,913
—
—.
30,2*
589,38
0,937
4,092
0
0
28,8834
609,010
0,925
4,228
1847,7
6,120
25,1598
674,339
0,892
4,682
10831,7
35,900
22,0511
751,553
0,871
5,218
21753,3
72,000
18,9003
863,688
0,858
5,997
32678,2
108,250
15,3140
1062,693
0,856
7,378
40286,2
133,420
11,7414
1401,579
0,865
9,731
44835,0
148,550
10,1851
1629,603
0,873
11,315
45870,0
151,850
8,9200
1876,914
0,880
13,032
45641,0
151,100
* Давление точки росы.
конденсата в зависимости от давления и температуры сепарации.
Рассмотрим на примерах с использованием результатов исследований р—V—Т и констант равновесия порядок и результаты расчетов двух основных задач промысловой практики.
Результаты дифференциального истощения рекомбинированной пробы (давление точки росы, молярный вес С7+ для расчетов принят равным 144)
Газ
Показатели
Пластовое
36,6876 ,
30,2
29,0796
25,2187
21 , 8354
19,2337
Объем добытого газа*,
0
0
19 902
13 224
13 274
13 224
см3
Коэффициент сжимаемо-
1,015
0,937
0,929
0,899
0,867
0,860
сти
Объемный фактор**
0,349
0,394
0,403
0,449
0,500
0,564
Объем жидкости, выпадающей в единице объема пласта**, см3/м3 Молярный состав, %: N2
0
0
1357,4
9051,8
16868,5
22776,4
5,33
5,35
5,20
5,40
5,47
5,42
со2
0,18
0,18
0,19
0,19
0,19
0,19
С1
78,99
78,99
79,50
79,85
80,04
80,38
с2
7,31
7,31
7,31
7,30
7,27
7,27
Сз
2,87
2,87
2,87
2,85
2,81
2,79
/С4
0,59
0,59
0,59
0,57
0,56
0,56
пС4
1,12
1,12
1,11
1,06
1,03
1,01
1С5
0,38
0,38
0,37
0,35
0,34
0,34
пС5
0,53
0,53
0,51
0,47
0,45
0,44
с6
0,58
0,58
0,45
0,41
0,39
0,38
с?+
2,12
2,12
1,90
1,55
1,45
1,22
Плотность*, кг/м3
0,955
0,955
0,937
0,916
0,908
0,895
* Приведенный к стандартным условиям: 15 аС и 0,1 МПа.
** При давлении точки росы.
*** При 90 °C.
Пример I. Оценка добывных возможностей пласта при разработке месторождения в режиме естественного истощения.
Исследована продукция газоконденсатной скважины. Сепарация продукции газоконденсатной скважины в две ступени, жидкость из сепаратора второй ступени направлена в резервуар-хранилище при атмосферном давлении.
Условия отбора и сепарации продукции при исследовании скважины следующие:
Устье скважины: давление, МПа24,67
температура, °C72
I ступень сепарации: давление, МПа 4,5
температура, °C33
II ступень сепарации: давление, МПа 0,5
температура, °C28
ДавлениеАтмос
ферное
продукции скважины при температуре 90 °C и объеме пробы 589,38 см3
Газ
давление, МПа
Жидкость
16,3535
13,6341
10,1655
8, 1698
6,6743
0,0989
13 100
13 150
16 842
9545
7012
29 804
—
0,860
0,870
0,893
0,905
0,915
1,000
—
0,663
0,805
1,107
1,396
1,728
—
—
26753,4
29001,5
28343,3
27002,8
25930,5
18663,6
—
5,43
5,37
5,43
5,40
5,41
5,13
0,19
0,19
0,19
0,19
0,19
0,20
-—
80,63
80,90
81,03
81,10
81,13
77,96
—
7,27
7,25
7,30
7,33
7,36
8,11
—
2,76
2,75
2,78
2,80
2,82
3,69
0,06
0,56
0,55
0,56
0,56
0,57
0,85
0,10
1,00
0,99
0,99
1,00
1,01
1,57
0,41
0,34
0,33
0,32
0,31
0,31
0,50
0,81
0,44
0,42
0,40
0,39
0,38
0,63
1,86
0,37
0,35
0,34
0,33
0,32
0,53
6,80
1,02
0,90
0,66
0,59
0,50
0,83
89,96
0,883
0,874
0,862
0,857
0,854
0,916
780,1
718,7***
Резервуар-хранилище: давление (атмосферное), кПа93,8
температура, °C20
Пробы газа из I ступени 23415,9 м3/л и жидкости из резервуара-хранилища 7,2 м3/ч.
Объемные массы и объемы газа приведены к 15 °C и 99,9 кПа.
Результаты исследований жидкости, отобранной из сепаратора I ступени, приведены в табл. 9.10.
Исследование зависимости давление — объем для жидкости из сепаратора I ступени при температуре 33 °C позволило определить давление точки кипения (насыщения), составившее 4,36 МПа (табл. 9.11).
В результате исследования газа, отобранного из сепаратора I ступени, был получен следующий молярный состав (%):
N2 5,59
СО2 0,19
Ci82,31
С2 7,33
С3 2,64
/С4 0,48
Показатель
Пластовое давление, МПа
36,6876
30,2
29,0796
25,2187
21,8354
19,2337
16,3535
13,6341
10,1655
8,1698
6,6743
0,0989
Объем добытого газа, % к запасам
—
—
10,36
6,88
6,91
6,88
6,82
6,85
8,77
4,97
3,65
15,52
Накопленный объем добытого газа, % к запасам
—
—
10,36
17,24
24,15
31,03
37,85
44,70
53,87
58,44
62,09
77,61
Объем жидкости, выпавшей в пласте, см3/нм3
—
—
4,2
27,8
51,8
69,9
82,1
89,0
87,0
82,9
79,6
57,3
Содержание жидкости в добываемом газе, см3/нм3
236
236
231,8
208,2
184,2
166,1
153,9
147,0
149,0
153,1
156,4
178,7
Объем добытой жидкости, % к запасам
—
—
10,18
6,07
5,39
4,84
4,45
4,27
5,54
3,22
2,42
11,75
Накопленный объем жидкости, % к запасам
—
—
10,18
16,25
21,64
26,48
30,93
35,20
40,74
43,96
46,38
58,13
£ Таблица 9.15
00
Результаты расчета добывных возможностей пласта при разработке месторождения в режиме естественного истощения при температуре пласта 90 °C
Материальный баланс (на 100 г сырого газа) и оценка извлечения товарных продуктов (газа и конденсата) на промысловой сепарационной установке
Показатели
Сырой газ
Сухой газ
Сырой конденсат
Газ из дегазатора среднего давления
Жидкость из дегазатора среднего давления
Газ из дегазатора низкого давления
Жидкость из дегазатора низкого давления
Газ из стабилизационной колонны
Товарный конденсат
Компонентный состав:
n2
0,540
0,513
0,027
0,022
0,005
0,003
0,002
0,002
со2
0,420
0,374
0,046
0,018
0,028
0,004
0,024
0,024
—
С1
84,310
78,190
6,120
3,959
2,161
0,880
1,281
1,281
-■
с2
7,240
6,111
1,129
0,263
0,866
0,071
0,795
0,795
Сз
2,670
2,009
0,661
0,053
0,608
0,015
0,593
0,593
■
/с4
0,720
0,489
0,231
0,008
0,223
—
0,223
0,100
0,123
иС4
0,840
0,530
0,310
0,008
0,302
—
0,302
0,500
0,252
tCs
0,570
0,294
0,276
—
0,276
—
0,276
—'
0,276
нС5
0,360
0,169
0,191
—
0,191
—
0,191
—
0,191
с6
0,490
0,154
0,336
—
0,336
—
0,336
— —
0,336
С7
1,840
0,149
1,691
—■
1,691
-—■
1,691
—
1,691
Всего
100,000
88,982
11,018
4,331
6,687
0,973
5,714
2,845
2,869
Масса, г
2190,16
1678,86
511,30
76,44
434,86
17,37
417,48
80,43
337,05
Дебит, м3/сут
26,6
23,67
1217,6
1,152
737,05
0,261
673,3
0,757
481,50
Относительная
—
0,651
0,461
0,609
0,590*
0,614
0,620*
0,912
0,700*
плотность
Давление, МПа
14,0
14,0
14,0
5,0
5,0
3,0
3,0
3,0
3,0
Температура, °C
50
40
0
— 17,2
—17,2
—23
—23
to * Плотность в г/см3.
пС4 0,84
iC50,21 ПС50,25 С6 0,06
С7+ 0,10
Примечание. Измеренная относительная плотность (по воздуху) 0,677 (воздуха равна 1), а при атмосферных условиях 0,819 кг/м3.
В результате рекомбинации проб газа и жидкости, отобранных из сепаратора I ступени, был получен и изучен состав продукции скважины (табл. 9.12).
Исследование рекомбинированной продукции скважины показало, что давление точки росы равно 30,2 МПа при пластовой температуре 90 °C. Объем жидкости, выпадающей в пласте при контактной конденсации, характеризуется данными табл. 9.13.
В результате исследования рекомбинированной продукции скважины при пластовой температуре 90 °C в режиме дифференциального естественного истощения были получены результаты, отраженные в табл. 9.14.
Результаты исследования рекомбинированной пробы позволили определить добывные возможности пласта при разработке месторождения в режиме естественного истощения (табл. 9.15).
Данные о добывных возможностях пласта при разработке месторождения в режиме естественного истощения отражают потенциальное содержание жидкости в добываемой, продукции. Извлечение сухого газа и товарной жидкости из добытой продукции скважины зависит от режима работы сепарационной установки: давления и температуры сепарации, что является предметом рассмотрения следующей задачи.
Пример 2. Оценка извлечения товарных продуктов (газа и конденсата) на промысловых сепарационных установках.
Добываемую продукцию скважин на газоконденсатном месторождении подвергали сепарации для извлечения стабильного конденсата. Сухой газ направили для закачки в пласт с целью поддержания давления, чтобы повысить конденсатоотдачу пласта. Сырой конденсат подвергли двухступенчатой дегазации в сепараторах, стабилизации в колонне и отгрузили в резервуар-хранилище.
Для снижения затрат мощности на рекомпрессию сухого газа, закачиваемого в пласт, давление сепарации в промысловой сепарационной установке приняли равным давлению газа на устье скважин. Температура сепарации, оптимизированная по соотношению уровня извлечения товарного конденсата и затрат мощности в теплообменниках и испарителях, обеспечивается воздушными теплообменниками, теплообменниками газ — газ и испарителем пропановой холодильной машины.
Материальный баланс газовых и жидкостных потоков для рассмотренной схемы промысловой сепарационной установки отражен в табл. 9.16.
ГЛАВА 10
СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА ГАЗА
И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Добыча, сбор, промысловая подготовка газа и газового конденсата призваны обеспечить экономическую эффективность и надежность эксплуатации, простоту и доступность технического обслуживания скважин, установок и оборудования при необхо-
димой степени автоматизации технологических процессов и выполнении технических условий на качество поставляемой товарной продукции.
Выбор рекомендуемого варианта добычи, сбора и промысловой подготовки газа и газового конденсата при обустройстве месторождений обосновывается технико-экономическими расчетами сетей сбора и нагнетания (шлейфы, коллекторы), установок и оборудования подготовки газа и газового конденсата, дожимных компрессорных станций, установок и оборудования, предназначенного для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин и для проведения промысловых технологических работ, а также оборудования и установок вспомогательного производственного назначения, охраны окружающей среды и т. д.
Системы добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата подразделяют на централизованную и децентрализованную. При централизованной системе подготовка добываемого газа и конденсата осуществляется на централизованной установке головных сооружений (ГС) промысла, на площадке которых при падении пластового давления сооружают дожимную компрессорную станцию, централизованную установку искусственного холода и другие объекты. При централизованной системе на пути транспортировки газа и газового конденсата от скважин до головных сооружений предусматривается разместить установки предварительной подготовки газа (УППГ), предназначенные, как правило, для сброса пластовой воды. При децентрализованной системе подготовку добываемого газа и газового конденсата производят на нескольких установках комплексной подготовки газа (УКПГ), размещаемых по площади месторождения. Скважины могут быть подключены к УППГ, УКПГ, ГС индивидуальным, групповым (кустовым) и коллекторным способами.
Продукцию скважин (газ, газовый конденсат, пластовая вода) от скважин до УППГ или УКПГ транспортируют совместно, а от УППГ до ГС и от УКПГ и ГС до потребителя,, как правило, — раздельно. В случае поставки газа и газового конденсата на газоперерабатывающий завод предпочтительней высоконапорная совместная транспортировка продукции.
Обвязку устья скважин проектируют в соответствии с типовыми схемами обвязки. Обвязочные трубопроводы или шлейфы газовых скважин относят к категории В согласно СНиП «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования». Обвязка эксплуатационных скважин должна предусматривать:
возможность работы по насосно-компрессорным трубам и затрубному пространству;
снижение давления до рРаб<16 МПа, кроме специальных случаев, оговоренных в задании на проектирование;
редуцирование газа и автоматическую отсечку его при давлении выше рабочего, но не выше 16 МПа;
автоматическое отключение скважин в случае порыва шлейфов или увеличения давления свыше рабочего,
измерение температуры, давления и по возможности дебита;
установку предохранительных клапанов, если шлейфы рассчитаны на давление ниже статического;
отвод газа на факел при продувке скважины, шлейфа или при срабатывании предохранительных клапанов;
возможность проведения промысловых технологических операций на скважинах (освоение и глушение скважин, работы по интенсификации притока газа и предупреждению или ликвидации осложнений при эксплуатации скважин) и проведения исследований скважин (гидродинамических и промыслово-геофизических) и т. п.
Выбор способа подготовки газа и газового конденсата к транспорту определяется рядом факторов:
техническими требованиями на поставку газа в газопроводы в соответствии с ОСТ 51.40—83;
техническими требованиями на поставку стабильного газового конденсата потребителю в соответствии с ОСТ 51.65—80;
составом газа и наличием в нем тяжелых углеводородов, сероводорода, углекислого газа и т. п.;
давлением, температурой газа и дебитом на устье скважин и их динамикой по годам разработки месторождений;
климатическими и почвенными условиями в районе месторождения, промысловых сборных сетей и трасс газопроводов и конденсатопроводов.
Газ готовят к транспортировке по следующим типовым технологиям: абсорбционная осушка газа; адсорбционная осушка газа; абсорбционная осушка газа и газового конденсата; низкотемпературная сепарация с массовой инжекцией 70—80% гликоля в качестве ингибитора гидратообразования; низкотемпературная абсорбция.
На газовых месторождениях во всех климатических зонах для подготовки газа рекомендуется абсорбционный способ осушки газа высококонцентрированными водными растворами гликолей (ДЭГ, ТЭГ). Другие технологии подготовки газа на газовых месторождениях (например, адсорбционная осушка или очистка газа от механических примесей и влаги) используют при соответствующем технико-экономическом обосновании.
На газоконденсатных месторождениях для подготовки газа рекомендуется низкотемпературная сепарация с применением дроссель-эффекта для получения холода в начальной стадии эксплуатации месторождения и холодильных агрегатов на этапе падающей добычи. Другие технологии подготовки газа на 202
газоконденсатных месторождениях (например, абсорбционная осушка газа и газового конденсата, обычная или низкотемпературная абсорбция, сепарация от капельной жидкости) используют при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Газовый конденсат подготавливают к транспортировке по следующим типовым технологиям:
дебутанизация газового конденсата с получением стабильного газового конденсата С5+;
деэтанизация газового конденсата с получением газового конденсата Сз+.
На установках подготовки конденсата к транспорту наряду с получением газового конденсата может предусматриваться получение сжиженных газов.
Другие технологии подготовки конденсата (например, ступенчатая дегазация конденсата в сепараторах или сбор и транспорт нестабильного конденсата) должны обосновываться технико-экономическими расчетами.
При добыче сероводородсодержащих газов и близости от промысла газоперерабатывающего завода подготовка газа и газового конденсата на газовом промысле ограничивается технологиями их сбора и транспортировки до ГПЗ, предупреждением гидратообразования и коррозии, предотвращением соле-, парафино- и сероотложений, что также обосновывается технико-экономическими расчетами.
Структурная схема промысла включает три комплекса:
основного производственного назначения;
вспомогательного производственного назначения;
непроизводственного назначения.
Необходимое количество и резерв технологического оборудования принимаются дифференцированно по технологическим установкам с учетом возможности выравнивания сезонной неравномерности работы газопровода, производства плановых ремонтов и ликвидации возможных аварийных ситуаций.
На УППГ, УКПГ и ГС автоматизированного блочно-модульного промысла число модулей сбора газа или входящих в него арматурных блоков определяется делением максимального количества шлейфов скважин, подключаемых к УППГ, УКПГ и ГС, на число шлейфов скважин, подключаемых к модулю. К одной УППГ, УКПГ и ГС подключают не более 8 модулей по 5—6 шлейфов скважин (в каждом модуле). Для замера продукции скважины на УППГ или УКПГ предусматривают (если этот вопрос не решен при проектировании обвязки устья скважин) замерные газосепараторы (на каждые 10 — 12 скважин 1 замерный газосепаратор).
Установки подготовки газа включают от 2 до 6 технологических линий, из которых одна резервная. Суточная средняя
производительность установки подготовки газа определяется делением годовой добычи на 365 сут.
Число рабочих модулей установок подготовки газа находят делением средней суточной производительности установки на производительность одного модуля. Резерв установки получают добавлением к рабочим модулям одного резервного. Если при расчете получается более пяти модулей, то принимают две или три установки подготовки газа, в каждую из которых должно входить не более пяти и одного резервного модуля.
Число рабочих модулей установок подготовки конденсата принимают от 1 до 3 (без резерва) и рассчитывают путем деления суточной добычи конденсата на суточную производительность одного модуля. Производительность установки подготовки конденсата определяют умножением максимальной добычи на коэффициент запаса 1,2.
Число резервных машин на ДКС определяют в соответствии с ВСН 51-2—79.
При проектировании установок и оборудования объектов добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата на весь период разработки месторождений должны учитывать требования по резервированию производительности оборудования в связи с падением пластового давления.
Коэффициент запаса производительности технологического оборудования и установок
Я = (Рнач/рдпад)0’^, (10.1) где рнач — начальное пластовое давление, отвечающее выходу месторождения на проектный отбор; рдпад — пластовое давление, отвечающее максимальному отбору при переходе месторождения в режим падающей добычи.
Уравнение (10.1) справедливо, если в период падающей добычи газа дожимная компрессорная станция (ДКС) располагается после установки подготовки газа а если ДКС—до установки, то в уравнении (10.1) р<?пад необходимо заменить на Рскомпр (давление, отвечающее максимальному отбору при переходе в режим компрессорной добычи газа).
Расчетную производительность технологического оборудования и установок промысловой подготовки газа, обеспечивающую стабильность технологического режима их работы на весь период разработки месторождения с учетом уравнения (10.1), находят по выражению
Qpac4 = nQ, (10.2) где Q — номинальная (паспортная) производительность оборудования, установок, блоков, модулей, технологических линий автоматизированного блочно-модульного промысла.
Сепарация газа от капельной жидкости и механических примесей — важнейший технологический процесс на промыслах (УППГ, УКПГ, ГС, ДКС), газопроводах (компрессорные и газораспределительные станции) и на газоперерабатывающих заводах.
Сепарацию газа осуществляют в сепараторах, устанавливаемых на открытых площадках. На месторождениях в холодной климатической зоне сепараторы размещают в отапливаемых помещениях. Необходимость ввода ингибитора гидратооб- разования или подогрева низа сепаратора определяется при проектировании. Сепараторы устанавливают на подготовленное гравийно-песчаное или бетонное основание без устройства специальных фундаментов.
Вопросы парожидкостного равновесия и разделения систем на газовую и жидкостную фазу рассмотрены в гл. 9.
Механика разделения в сепараторах систем газ — жидкость, газ — твердая взвесь, жидкость — жидкость и их комбинаций основана на применении одного или нескольких принципов сепарации, определяемых действующими на сепарируемую частицу силами.
Силы инерции определяют из второго закона Ньютона
FH = ma = m-^-,(10.3)
где т— масса частиц; a = dv(dt— ускорение частиц (в поле свободного падения « = £).
Силы сопротивления в общем виде могут быть найдены из выражения
Fc = KWWW"4^n-\(10.4)
где К—константа, определяемая в функции формы частиц и типа потока (ламинарный, турбулентный); d— диаметр частиц; и — относительная скорость частиц; ц — вязкость газа; р — плотность газа; п— показатель степени, определяемый типом потока.
При ламинарном потоке справедлив закон Стокса:
Fc = Kdv^i = Злй?Уц,
где /С^Зл— для шарообразных частиц.
Для очень малых частиц в указанную формулу вводят поправку Каннингема:
Fc = Злдф ( j b^^ j,
где X — свободный пробег молекул; b — коэффициент, являющийся функцией состава газа, давления и температуры (обычно Ь = 1,34-2,3).
При квадратичном турбулентном потоке справедлив закон Ньютона (п = 2):
Fc = №Vp = ^- о(2у2р|
где К=л/16— для шарообразных частиц; ф— сила сопротивления.
При произвольной форме частиц силу сопротивления выражают через коэффициент сопротивления £ = £(Re):
F^S^", где 5 — площадь проекции частицы на плоскость, перпендикулярную к направлению ее движения.
Силы тяжести определяют из выражения
^=^£,(Ю.5)
где рг — плотность частиц; g — ускорение свободного падения.
Архимедовы или выталкивающие силы со стороны потока на частицу:
рд = 2!^8_,(10.6)
где р — плотность потока.
Силы диффузии определяют среднее расстояние, проходимое частицей при броуновском движении:
№ = ^t,(10.7)
где R— газовая постоянная; Т— температура газа; N — число Авогадро; £ — коэффициент сопротивления частиц; t — время между двумя последовательными соударениями частиц.
При законе Стокса — Каннингема уравнение (10.7) записывается в виде
где Km = l/(1 + W^) —поправка Каннингема.
Тепловые силы, возникающие при прохождении частиц через зоны, имеющие разность температур {dTIdy}, могут быть вычислены для шарообразных частиц из уравнения г, ^тиШ ц2 d?/in
р'=«г+н;^г-^-<10-8>
где d — диаметр частиц; Н, Нч — соответственно теплопроводность газа и частицы; р, р — соответственно плотность и вязкость газа.
Электрические силы, действующие на частицу, определяются зарядом и напряженностью электрического поля:
(10.9)(10.9)Ee — Eeq,
(10.9)
(10.9)
где Ее — напряженность электрического поля; q — заряд электрического поля.
При изучении динамики частиц в сепараторах инерционные силы приравнивают к результирующей сил, действующих на сепарируемую частицу:
2?—т-^-=0. (10.10)
В конкретных случаях сепарации может быть найдено решение уравнения (10.10) для определения скорости и времени сепарации частиц, а также габаритов сепарационных устройств.
При сепарации частиц в поле действия сил тяжести инерционные силы равны т^- =0, а из уравнения (10.10) следует, что ^ = 0 представляет собой равенство силы сопротивления векторной сумме веса и архимедовой силы. Для ламинарного закона сопротивления скорость движения потока в вертикальном гравитационном сепараторе определяется уравнением
(10.11)(10.11)_ ^(Рч~ p)g 18р.
(10.11)
(10.11)
Для турбулентного закона сопротивления скорость движения потока в вертикальном гравитационном сепараторе находят по формуле
(10.12)
Заменяя ускорение свободного падения g на ускорение я в поле действия центробежной силы, скорости движения газа в инерционных сепараторах можно найти из уравнения (10.11), а скорости потока в центробежных сепараторах — по (10.12).
В обычных условиях из потока сепарируют частицы диаметром 100 мкм и более. Эффективность сепарации при этом достигает 95—100%. При сепарации жидкости из газового потока и для предотвращения ее уноса с отсепарированным потоком газа газожидкостные сепараторы оборудуют специальными скрубберными секциями, состоящими из пакетов жалюзийных, сетчатых или швеллерковых насадок. Это позволяет при работе сепараторов в номинальном режиме снизить унос жидкости из, сепаратора с отсепарированным газовым потоком до 10— 20 г/1000 м3 газа.
Из анализа уравнения (10.12) установлено, что скорость движения потока (см/с) в сепараторах различных конструкций
у = 7<с[(рч-р)/р]°'5,(10.13)
где и — скорость потока, см/с; Кс — экспериментально определяемая размерная константа сепарации (для вертикальных сепараторов Кс= 1,8 -ь 10,7; для горизонтальных сепараторов /Сс = 12,2-^-15,2), см/с; рч, р— плотность сепарируемой частицы и потока, г/см3 для сепарации системы газ — жидкость плотность жидкости и газа).
Для газожидкостных сепараторов скрубберного типа с насадкой из проволочных сеток, жалюзи, швеллерков и тому подобных инерционных насадок скорость движения газа определяют из выражения
y=^JjSW»LZ^(Ю.14)
где а — поверхностное натяжение; А — экспериментально определяемый коэффициент.
Уравнение (10.14) может быть приведено структурно к типу уравнения (10.13) в виде:
Г сг^гт Л» 25
° = Л[-(^Д-] Крж-рг)/ргГ'5,(10.15)
где Кс = AVg2oi[(рж—рг)0,25]}—константа сепарации; о — поверхностное натяжение, Н/м; рж,рг— плотность жидкости и газа соответственно, кг/м3; ^ = 9,81 м/с; А — экспериментальный коэффициент (для жалюзи Д = 0,3-ь0,8; для сеток Л = 0,6 4-1,2; для швеллерков А = 0,2ч-0,4).
Объемная суточная производительность (тыс. м3) сепаратора
Q = 864-^t41/z)(p/p„)(T„/7-);(10.16)
где D — внутренний диаметр сепаратора, м; а — скорость газа в сепараторе, м/с; г— коэффициент сжимаемости газа; р и Т— соответственно рабочее давление (МПа) и температура (К); Рст И Тст — соответственно стандартное давление (МПа) и температура (К).
При подстановке в уравнение (10.16) значения скорости и (м/с) из уравнений (10.13) или (10.15) вычисляют производительность сепаратора по газу (тыс. м3/сут), приведенную к стандартным условиям (рст = 0,1 МПа, Тст = 273К).
При нахождении скорости газа по уравнению (10.13) объемная пропускная способность сепаратора по газу
9 = 0,06787<сП2(1/г)(рМт)^(Ю .17)
По аналогии с уравнением (10.13) массовая скорость движения газа (кг/(ч-м2)] в газожидкостном сепараторе определяется выражением
^ = С[(рж — рг)/рг]0'5,(10.18)
где С — размерная эмпирическая константа, кг/(ч-м2): для вертикальных сепараторов С=183; для горизонтальных сепараторов С =159,5 (Л)0-56; L — длина (вход-выход) сепаратора, м; рж, рг — соответственно плотность жидкости и газа, кг/м3.
Диаметр сепаратора при известном массовом расходе газа через сепаратор может быть найден из уравнения
£ = Н,27т/с]0’Ч(рж —рг)/рг]^(10.19)
где т— массовый расход газа через сепаратор, кг/ч (т = = 0,053 Q-Af; m = 0,00183 Q-Af; Q— объемный расход газа, м3/сут; М— молекулярный вес газа); рг— относительная плотность газа; С — размерная эмпирическая константа, кг/(ч-м2).
Производительность сепараторов по жидкости, как правило, определяют из двухминутного пребывания сепарируемой жидкости в сепараторе. Производительность по жидкости другого технологического оборудования требует более длительного пребывания жидкости в емкостях-сепараторах, например в резервуарах конденсата или нефти 10—15 мин, в рефлюксных аккумуляторах 4—6 мин, в резервуарах сырья ректификационных колонн 8—10 мин, в резервуарах хладагента холодильных установок 4—7 мин.
При сепарации систем жидкость—жидкость (например, вода — газовый конденсат, раствор гликоля — газовый конденсат, вода — нефть и т. п.) для определения пропускной способности сепараторов важное значение имеют скорость и время осаждения частиц более плотной жидкости в среде менее плотной жидкости. Скорость отвода воды (м/ч) из водонефтяной смеси может быть найдена из выражения
и= 0,312-С(Я)0’2 -^ДТ^М.,(Ю.20)
Ри
где С — размерный коэффициент (рис. 10.1), зависящий от плотности нефти и обводненности разделяемой продукции; Н— высота слоя разделяемой водонефтяной продукции, м; рв, рн— плотность воды и нефти соответственно, кг/м3; рн— вязкость нефти, мПа-с.
Время разделения (ч) водонефтяной смеси в сепараторе может быть найдено из выражения
(10.21) (Рв Рн )
Рис. 10.1. Зависимость коэффициента С от относительной плотности нефти рн при содержании воды, %:
1 — 1; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5—5; 6 — 6
где А — размерный эмпирический коэффициент (Л = = 0,05-т-1,0); ц — вязкость нефти, мПа-с; рв,рн — относительные плотности воды и нефти.
Время разделения в сепараторах водоконденсатной смеси обычно составляет 15— 30 мин, а для нефти — значительно выше. Оно может быть сокращено за счет дополнительных сепарирующих элементов, размещаемых в сепа
раторе, и наложения на водонефтяной поток электрических сил, теплового поля, поверхностных сил (снижение поверхностного натяжения), центробежных сил, химического воздействия (поверхностно-активные вещества) и т. и. При наличии в потоке
разделяемых жидкостей пыли или химических реагентов может наблюдаться вспенивание, что снижает скорость отвода более тяжелой жидкости и увеличивает время расслоения. Обычно
скорость отвода снижают вдвое и подают в поток пеногасящие и деэмульгирующие реагенты для улучшения процесса расслое
ния.
Обеспечение процессов пылеулавливания на дожимных компрессорных станциях газовых промыслов и на компрессорных и газораспределительных станциях газопроводов осуществляется с использованием пылеуловителей (центробежные, висци- новые, масляные и сепараторы с фильтрующими элементами). Пропускную способность пылеуловителей определяют по аналоги с описанной выше технологией.
Потери давления в сепараторах незначительны (0,01 — 0,02 МПа). Для расчета потерь давления используют уравнение
iз
Др = 2 Сг-^-,(10.22)
1= 1
где Ар—потери давления; р — плотность газа; ^— коэффициент сопротивления t-ro элемента сепаратора (входной патрубок, завихритель, промывочная секция, скрубберная секция, отбойник, выходной патрубок и др.); и; — скорость газа в t-м сепарационном элементе; g — ускорение свободного падения.
Таблица 10.1
Размерная экспериментальная константа С
Аппарат
Среда
Межтарельчатое расстояние, мм
460
610
760
Абсорберы
Нефть
214
244
259
»
Гликоль
.—
153
168
»
Амин
.—
107
120
Ректификаторы и де-
Нефть, гликоль, амин
134
165
183
сорберы
и т. д.
Производительность по газу противоточных абсорбционных, ректификационных и десорбционных колонн определяется режимом их захлебывания, т. е. таким режимом, когда противоточный поток (жидкость — вниз, газ — вверх) сменяется прямоточным (газ и жидкость — вверх) и зависит от вида колонн (колпачковых, насадочных, прямоточных).
Производительность колпачковых колонн зависит от предельной массовой скорости газа в аппарате:
Сг = С[(рж —рг)/рг10-5,(10.23)
где GT—массовая скорость газа, кг/(ч-м2); С — размерная экспериментальная константа, зависящая от межтарельчатого расстояния и назначения колонн (табл. 10.1); рж, рг — соответственно плотность жидкости и газа.
Производительность насадочных колонн определяется корреляционной зависимостью вида
(
7)2 \ / /7 \ / п \/ Гт \ / П \0_5
—1(Н°’2) = Л-^П—Г ,(10-24)
б / \/ \ Рж у\ иГ У \ Рж У
где и — скорость газа в свободном сечении насадочной колонны, м/с; ^ = 9,81 м/с2; а — удельная поверхность насадки, м2/м3; Е — доля свободного пространства в насадке; рг, рж — соответственно плотность газа и жидкости; ц— вязкость жидкости; Сж, GT—соответственно массовые скорости (расходы) жидкости и газа.
Зависимость вида (10.24) представлена на рис. 10.2. В расчетах значение упаковки насадки ^а1Е^ определяют усреднен- но в зависимости от диаметра d элементов насадки:
d, мм а]Е3, м2/м3d, мм а]Е3, м2/м312,52540 506075
d, мм а]Е3, м2/м3
d, мм а]Е3, м2/м3
1279426276216177157
Практика эксплуатации насадочных колонн показывает, что колонна имеет хорошие показатели, когда нагрузка по жидкости составляет 50—75% от нагрузки захлебывания.
Рис. 10.2. Зависимость приведенной скорости захлебывания насадочных колонн от нагрузки по газу и жидкости
Абсорбционную осушку газа широко используют на промыслах для удаления паров воды из газа жидкими поглотителями. Наиболее широкое распространение в качестве поглотителей воды на установках абсорбционной осушки газа нашли гликоли (рис. 10.3).
Для реализации процесса осушки газа от воды до точек росы —10-i—15°C используют сепаратор, абсорбер, регенератор гликоля, теплообменник гликоль — гликоль, насос. В качестве регенератора обычно применяют огневой регенератор или десорбер колонного типа с подачей рефлюкса на верхнюю та-
Рис. 10.3. Схема стандартной установки гликолевой осушки газа: / — сырой газ; II — сухой газ; III — вода; IV — пары воды; V — сухой гликоль; VI — сырой гликоль; 1 — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регенератор гликоля; 4 — теплообменник гликоль — гликоль; 5 — насосРис. 10.3. Схема стандартной установки гликолевой осушки газа: / — сырой газ; II — сухой газ; III — вода; IV — пары воды; V — сухой гликоль; VI — сырой гликоль; 1 — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регенератор гликоля; 4 — теплообменник гликоль — гликоль; 5 — насос
Рис. 10.3. Схема стандартной установки гликолевой осушки газа: / — сырой газ; II — сухой газ; III — вода; IV — пары воды; V — сухой гликоль; VI — сырой гликоль; 1 — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регенератор гликоля; 4 — теплообменник гликоль — гликоль; 5 — насос
Рис. 10.3. Схема стандартной установки гликолевой осушки газа: / — сырой газ; II — сухой газ; III — вода; IV — пары воды; V — сухой гликоль; VI — сырой гликоль; 1 — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регенератор гликоля; 4 — теплообменник гликоль — гликоль; 5 — насос
Весовая концентрация регенерированного ТЭГ, %Весовая концентрация регенерированного ТЭГ, %Рис. 10.4. Номограмма для определения весовой концентрации регенерированного ТЭГРис. 10.4. Номограмма для определения весовой концентрации регенерированного ТЭГРис. 10.5. Зависимость весовой концентрации регенерированного триэтиленгликоля от расхода отдувочного газа при температуре регенерации 20 °C:
Весовая концентрация регенерированного ТЭГ, %
Весовая концентрация регенерированного ТЭГ, %
Рис. 10.4. Номограмма для определения весовой концентрации регенерированного ТЭГ
Рис. 10.4. Номограмма для определения весовой концентрации регенерированного ТЭГ
/ — подача отдувочного газа после рейбой- лера; 2— то же, в рейбойлер
релку. Повышение концентрации регенерируемого гликоля наряду с подогревом его в регенераторе достигается или созданием вакуума в колонне регенерации, или дополнительной отдувкой паров воды из регенерированного гликоля сухим газом.
На рис. 10.4 приведена номограмма для определения весовой концентрации триэтиленгликоля при закачке отдувочного газа. Причем подача отдувочного газа в рейбойлер десорбера для повышения концентрации регенерируемого гликоля менее эффективна, чем подача отдувочного газа в стриппер или отдувочный аппарат, размещаемый после десорбера (рис. 10.5). По схеме (см. рис. 10.3) реализуется процесс осушки газа при концентрации гликоля 95—98%.
Более глубокая осушка газа (до точек росы —40-ь60°C) с использованием гликолевых установок достигается при температурах контакта в абсорбере 8—10 °C и при высоких кон-
Рис. 10.6. Схема одноступенчатой установки осушки газа высококонцентрированными гликолями:
/ — сырой газ; // — сухой газ; III— сброс жидкости; IV—сухой гликоль; V — сырой гликоль; VI — пентан для промывки; VII — добавка пентана в систему; VIII — частично регенерированный гликоль; IX — сухой отдувочный газ; X— сырой отдувочный газ; XI — сброс водяных паров и отдувочного газа; XII — сброс углеводородных паров; 1 — абсорбер; 2— холодильник гликоля; 3— разделитель пентан — гликоль; 4— насос пентана, 5 — десорбер; 6— стриппер; 7— емкость гликоля; 8 — ребойлер; 9 — фильтр; 10 — теплообменник гликоль— гликоль; И — насос гликоля; 12—дегазатор
центрациях регенерированного гликоля (до 99,8—99,95%). Газ осушивается (рис. 10.6) в контакторе, регенерация гликоля происходит в десорбере подогревом с помощью печи (рейбой- лера), в стриппере (отгонной колонне) с помощью отгонного сухого газа.
Энергетические затраты, связанные с циркуляцией всего объема регенерированного высококонцентрированного гликоля по схеме, могут быть снижены, если применить процесс двухступенчатой осушки газа высококонцентрированным гликолем (рис. 10.7). В этой схеме газ осушается от воды в абсорбере двумя потоками гликоля: поток VIII регенерированный гликоль из десорбера и поток IV — регенерированный высококонцентрированный гликоль из стриппера (отгонного аппарата).
В обеих указанных схемах снижение потерь гликоля, вызываемых его испарением в сухой газ и капельным уносом с осушенным газом, достигается промывкой осушенного газа жидким пентаном (поток VI, направляемый в верхнюю часть абсорбера насосом). Указанные схемы могут реализовываться на низкотемпературных установках (сжижение газов) газопе-
Рис. 10.7. Схема двухступенчатой установки осушки газа высококонцентрированными гликолями:
/ — сырой газ; II — сухой газ; III — сброс жидкости; IV — сухой гликоль; V —сырой гликоль; VI — пентан для промывки; VII—добавка пентана в систему; VIII— частично регенерированный гликоль; IX — сухой отдувочный газ; X — сырой отдувочный газ; XI — сброс водяных паров и отдувочного газа; XII — сброс углеводородных паров; 1 — абсорбер; 2— разделитель пентан — гликоль; 3— насос пентана; 4—десорбер; 5 — стриппер; 6— ребойлер; 7 — емкость гликоля; 8 — теплоомбенник гликоль — гликоль; 9— фильтр; 10 — насос гликоля; 11 — холодильник гликоля; 12 — дегазатор; 13 — сепаратор
рерабатывающих заводов, где требуется достичь глубокой осушки газа.
При температуре газа выше 50 °C на стандартных гликолевых установках предусматривается охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения перед подачей его на осушку. При температуре газа ниже 6—8 °C перед подачей газа на установку гликолевой осушки его подогревают в печи подогрева или в теплообменнике. Степень охлаждения или подогрева газа перед подачей его на установку осушки выбирают исходя из расчетной температуры контакта, требуемой точки росы и с учетом физико-химических свойств осушителя.
По установившимся нормам эксплуатации насыщение раствора осушителя принимают равным 2,5%. Расход раствора гликоля в системе циркуляции определяют расчетом, но не менее 20 л/1000 м3 осушаемого газа. Потери осушителя не должны превышать 20 г/1000 м3 (унос, испарение и пр.).
При заданном числе тарелок (рис. 10.8) в абсорбере скорость циркуляции гликоля (кг/ч) в системе осушки определяется выражением
Расход гликоля, мукг извлекаемой бодыРасход гликоля, мукг извлекаемой бодыРис. 10.8. Зависимость расхода триэтиленгликоля от его концентрации при 37,8 °C:число тарелок в колонне: а — 4; б — 6; в — 8; весовая доля, %: 1 — 98,5; 2— 99,0; 3 — 99,5; 4 — 99,9Рис. 10.8. Зависимость расхода триэтиленгликоля от его концентрации при 37,8 °C:число тарелок в колонне: а — 4; б — 6; в — 8; весовая доля, %: 1 — 98,5; 2— 99,0; 3 — 99,5; 4 — 99,9Рис. 10.9. Зависимость содержания воды в газе при осушке его 98%-ным триэтиленгликолем от давления при температуре, °C: 1 — 32,2; 2 — 26,7; 3 — 21,1
Расход гликоля, мукг извлекаемой боды
Расход гликоля, мукг извлекаемой боды
Рис. 10.8. Зависимость расхода триэтиленгликоля от его концентрации при 37,8 °C:
число тарелок в колонне: а — 4; б — 6; в — 8; весовая доля, %: 1 — 98,5; 2— 99,0; 3 — 99,5; 4 — 99,9
Рис. 10.8. Зависимость расхода триэтиленгликоля от его концентрации при 37,8 °C:
число тарелок в колонне: а — 4; б — 6; в — 8; весовая доля, %: 1 — 98,5; 2— 99,0; 3 — 99,5; 4 — 99,9
(10.25)(10.25)_ Q^W^W^q
(10.25)
(10.25)
24
где Q — расход осушаемого газа, м3/сут; И^, W2— влажность газа до и после осушки, кг/м3; q— удельный расход гликоля в системе циркуляции, кг/кг воды (для ТЭГ q варьирует в широких пределах от 10 до 60 кг/кг воды, в среднем 10— 30 кг/кг воды).
Содержание воды в осушенном газе зависит от давления и температуры контакта (рис. 10.9).
Концентрацию насыщенного гликоля определяют по расчету, аналогичному расчету в технологии предупреждения гид- ратообразования. При необходимости показатели работы абсорбера могут быть рассчитаны с использованием теории абсорбции и вычислением коэффициента абсорбции от тарелки к тарелке по графику Крейсера.
Процесс регенерации гликоля можно рассчитать как процесс ректификации бинарной системы (вода — гликоль), имея в виду, что регенератор представляет, по сути, отпарную колонну. Пары, выходящие из ребойлера колонны, представляют практически пары воды. Жидкость, находящаяся выше точки ввода сырья в регенератор гликоля, является водой. Для снижения потерь гликоля степень конденсации паров воды, вы-
ходящих из регенератора, должна быть высокой. С этой целью применяются рефлюксное орошение верха колонны регенератора и снижение температуры верха колонны. При использовании в расчетах регенерации гликоля влияния вакуума и отпарного газа массовую концентрацию гликоля в насыщенном растворе находят из выражения
С2 = -О1 + ^ + йз 100, (10.26) где С2— массовая доля гликоля в насыщенном растворе, %; Gi — масса гликоля в регенерированном гликоле, кг; G2 — масса воды, абсорбированной из газа, кг; G3 — масса воды в регенерированном гликоле, кг.
Температура подогрева гликоля в ребойлере не должна превышать критических температур разложения гликолей. Во избежание тепловых потерь все технологические трубопроводы и аппараты установок осушки газа, размещаемые в зданиях и имеющие температуру стенок выше 4-45°C (на открытых площадках 4-60°C), должны быть теплоизолированы. Тепловые и энергетические затраты в схемах установок осушки газа снижают использованием теплообменников холодный поток— горячий поток. В регенераторах с огневым подогревом расход теплоты составляет 560 кДж/л раствора гликоля. Во избежание коррозии кислотность раствора гликоля поддерживают на уровне pH = 64-7, например добавкой щелочи или амина. Используют и ингибиторы коррозии. Предотвращение вспенивания гликоля в системе достигается фильтрованием раствора от механических примесей в случае загрязнения абсорбера, регенератора и системы — промывкой всей системы, применением пеногасителей (например, триоктилфосфат в количестве не более 500оо/о).
Для получения регенерированного гликоля высокой концентрации вместо сухого отдувочного газа, подаваемого в стриппер в схемах (см. рис. 10.6 и 10.7), может быть использован изооктан для снижения парциального давления воды в стриппере. Изооктан, как и отдувочный сухой газ, поглощает воду из регенерированного гликоля и способствует получению регенерированного гликоля высокой концентрации. Расход жидкого изооктана в системе циркуляции составляет 0,15— 0,3 л на 1 л гликоля. Регенерация изооктана легко достигается испарением воды. Стоимость процесса при использовании изооктана возрастает.
В соответствии с теорией уравнение абсорбции воды из газа раствором гликоля может быть записано в виде
УуУ+i — Ух ^+1 — А (10 27) yN+i — Уо an+1 — i ’
Рис. 10.10. Кривые изменения коэффициентов абсорбции Ае и десорбции S^ от числа теоретических тарелок (цифры на кривых)
где yN+x — мольная доля воды в сыром газе на входе в абсорбер; ух — мольная доля воды в сухом газе на выходе из абсорбера; у0 — мольная доля воды в осушенном газе, соответствующая равновесному содержанию воды над раствором регенерированного гликоля (#0 несколько меньше ух); А=ЬЦКу) — коэффициент абсорбции; L — расход циркулирующего гликоля, моль/ч; и — расход газа, моль/ч; К — константа равновесия для воды между водой в газе и водой в водном растворе гликоля; у = Кх; у — мольная доля воды в газе; х— мольная доля воды в водном растворе гликоля; N — число теоретических тарелок в абсорбере.
Уравнение (10.27) для триэтиленгликоля в зависимости от числа теоретических тарелок и коэффициента абсорбции может быть решено с использованием графика (рис. 10.10). Константа равновесия воды над водным раствором гликоля
К=у0Ч, (Ю.28)
где у0 — мольная доля воды в газе (в пересчете на объем сухого газа), насыщенном водой, на входе в абсорбер при рабочем давлении р и температуре Т; 7 — коэффициент активности воды в водных растворах гликоля.
Для решения уравнения (10.27) значение мольной доли воды в осушенном газе, соответствующей равновесному содер-
Рис. 10.11. Зависимость весового содержания воды в регенерированном триэтиленгликоле от числа тарелок в десорбереРис. 10.11. Зависимость весового содержания воды в регенерированном триэтиленгликоле от числа тарелок в десорбереW=792 OOOt/,(10.30)W=792 OOOt/,(10.30)
Рис. 10.11. Зависимость весового содержания воды в регенерированном триэтиленгликоле от числа тарелок в десорбере
Рис. 10.11. Зависимость весового содержания воды в регенерированном триэтиленгликоле от числа тарелок в десорбере
W=792 OOOt/,(10.30)
W=792 OOOt/,(10.30)
Таблица 10.2
Данные для определения х0 и у
(1-С1), %
Сь %
*0
V
(1—С1), %
Сь %
х0
V
0,2
99,8
0,015
0,405
4,5
95,5
0,274
0,637
0,5
99,5
0,039
0,425
5,0
95,0
0,306
0,657
0,8
99,2
0,061
0,445
5,5
94,5
0,330
0,676
1,0
99,0
0,076
0,457
6,0
94,0
0,350
0,694
1,5
98,5
0,111
0,487
6,5
93,5
0,367
0,710
2,0
98,0
0,143
0,515
7,0
93,0
0,375
0,725
2,5
97,5
0,155
0,543
7,5
92,5
0,405
0,740
3,0
97,0
0,205
0,570
8,0
92,0
0,420
0,750
3,5
96,5
0,232
0,594
8,5
91,5
0,440
0,765
4,0
96,0
0,258
0,616
9,0
91,0
0,455
0,775
жанию воды над раствором регенерированного гликоля, может быть найдено из уравнения
Уо=Кхо,(10.29)
где %о — мольная доля воды в регенерированном растворе гликоля, поступающего в абсорбер.
Значения Хо и ^ в зависимости от весовой концентрации Ci
регенерированного триэтиленгликоля или от весового содержания воды (1—Ci) в регенерированном триэтиленгликоле оп
ределяют из табл. 10.2.
Содержание воды в регенерированном триэтиленгликоле зависит от числа тарелок в десорбере (рис. 10.11). Обычно на практике содержание воды определяют не в мольных долях, а в кг/1000 м3 газа. При известной мольной доле воды у в газе весовое содержание воды W в 1000 м3 газа, приведенное к стандартным условиям (0,1 МПа и 0°C), находят из соотношения
где W — содержание воды в газе, кг/1000 м3 газа; у — мольная доля воды в газе.
Выражая левую часть уравнения (10.27) через содержание
воды, имеем соотношение
(10.31)(10.31)^у+1- ^i _ А^+1 - А
(10.31)
(10.31)
Wn+i — ^о д^+i _ 1
Значения ^+1 и Wi находят из графика влажности газов, a WQ — из выражения
UZ^Y^oXo,(10.32)
где 1Го — весовое содержание воды в осушенном газе, соответствующее равновесному содержанию воды над регенерированным гликолем (IF0 несколько меньше IFi); WV— весовое равновесное содержание воды в газе (в расчете на объем сухого газа) при рабочих давлении и температуре на входе в абсорбер; у, хо — активность и мольная доля воды в регенерированном гликоле из табл. 10.1.
Уравнение (10.32) может быть использовано для нахождения константы равновесия для воды:
1О6и7о7.(10.33)
Порядок расчета скорости циркуляции ТЭГ в абсорбере поясним на примере.
Требуется рассчитать скорость циркуляции ТЭГ с весовой концентрацией 98,7 для осушки 10 млн. м3/сут газа при 7 МПа и 40 °C в четырехтарельчатом абсорбере (1 теоретическая тарелка), чтобы осушить газ до содержания воды в осушенном газе (^=117 кг/105 м3 газа). Содержание воды в газе на входе в абсорбер по условиям насыщения U7A-+1 = = 1021 кг/106 м3 сырого газа.
Порядок решения следующий.
Из табл. 10.1 для заданной концентрации регенерированного ТЭГ находим х0 = 0,096; 7=0,475.
Значение 1Го при 40 °C и 7 МПа составит 1100 кг/105 м3 сухого газа.
Из уравнения (10.32) F0=0,475X1100X0,096ХЮ-5 = 50,2 кг/106 м3 сухого газа.
Левая часть уравнения (10.31) равна
1100— 117
1100 — 50,2 =а0’936-
/ Ум+т—У1 \
Из рис. 10.10 для ^=l и (I =0,936 получаем значение коэф-
\ Vn+i Уо /
фициента абсорбции А=14,8.
Количество молей ТЭГ, циркулирующего в абсорбере осушки для заданных условий, определим по уравнению
L0=AKVn-h>(10.34)
где U— количество молей ТЭГ в системе циркуляции, моль ТЭГ/моль газа; А — коэффициент абсорбции; К — константа равновесия для воды; Kw+i — количество молей газа, идущего на осушку в абсорбер (принимают за 1,00).
Рис. 10.12. Зависимость извлечения жидких углеводородов из сырого газа охлаждением от содержания пропана плюс высшие в исходном сырье при температуре сепарации —25 °C:
1—пропан; 2 — бутаны; 3—пентаны плюс высшие (газовый конденсат)
Из уравнения (10.33) имеем
К= 1,3-10-6(1100) • (0,475) =0,00068.
Тогда Lo= 14,8-0,00068-1,0=0,010 моль ТЭГ/моль газа.
При расходе газа 10 млн. м3/сут количество молей газа в час равно 18 400.
Молекулярный вес регенерированного гликоля
Мтэг= 0,093-18+0,907-150= 137,7.
Массовый расход ТЭГ в системе циркуляции составляет
СТэг = 184-137,7=25 340 кг/ч.
Объемный расход ТЭГ в системе циркуляции при ртэг =1,12 кг/л составляет QT3r =25340/1,12=22 620 л/ч.
За 1 ч из газа абсорбируется 10-(1100—117)/24=410 кг воды.
Скорость циркуляции ТЭГ, таким образом, в цикле осушки составит 22620/410 = 55,2 л/кг воды.
Отметим, что если рассчитывать скорость циркуляции гликоля по мольной доле воды [см. уравнение (10.27)], то результат получится меньшим, так как L1V>L0.
Имеем
p,v+i = 1100/792 000 = 0,00139;
z/! = 117/792 000 = 0,000148.
Таким образом, мольное количество абсорбируемой из газа воды составит (t/w+i—i/i) =0,00139—0,000148 = 0,00124 моль воды/1 моль газа. Тогда Lo=O,OlO—0,00124=0,00876 моль ТЭГ/моль газа. Окончательно получаем QT3r = 19 810 л/ч, а скорость циркуляции ТЭГ в абсорбере — 48 л/кг воды.
Низкотемпературную сепарацию газа осуществляют на газоконденсатных месторождениях с целью извлечения из добываемого газа конденсата и одновременной осушки газа от воды. Газовый конденсат и воду извлекают с помощью установок низкотемпературной сепарации за счет низких температур, получаемых в результате дросселирования газа, или внешнего источника холода (холодильные машины, турбодетандеры) . Извлечение жидких углеводородов из сырого газа охлаждением зависит от содержания С3+ в сыром газе (рис. 10.12). Расход раствора ингибитора гидратообразования, обычно диэтиленгликоля, в системе циркуляции установок низкотемпературной сепарации определяется расчетом по условиям преду-
Рис. 10.13. Схема стандартной установки низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин:
/ — сырой газ; II— сухой газ; III— газовый конденсат и вода; IV— газовый конденсат и сырой гликоль; V — газовый конденсат; VI — сырой гликоль; VII — сухой гликоль; 1 — сепаратор-каплеотбойник; 2 — теплообменник газ — газ; 3 — штуцер; 4 — низкотемпературный сепаратор; 5— теплообменник газ — конденсат; 6— насос; 7—регенератор гликоля; 8— фильтр; 9— разделитель конденсат — гликоль
преждения гидратообразования. Потери 70—85% раствора гликоля принимают равными не более 60 г/1000 м3 газа.
Выбор типа холодильных агрегатов обосновывается при проектировании установок технико-экономическим расчетом.
Технологическая схема стандартной установки низкотемпературной сепарации на газоконденсатных месторождениях (рис. 10.13) предусматривает извлечение из газа углеводородного конденсата, потоки (///, V) которого направляются на обезвоживание и стабилизацию или потребителю. Температура сепарации —10-4—15 °C получается использованием естественного холода за счет штуцирования газа в дросселе и предварительным охлаждением сырого газа до дросселя в теплообменнике газ — газ потоком II сухого холодного газа, выходящего из низкотемпературного сепаратора.
Предотвращение гидратообразования обеспечивается впрыском раствора гликоля в поток газа до теплообменника. Регенерация насыщенного раствора гликоля после его отделения от конденсата в разделительной емкости происходит в огневом регенераторе. Для лучшего разделения сырого газового конденсата и насыщенного гликоля перед подачей в разделитель эти потоки подогревают в теплообменнике газ — жидкость.
Для лучшей утилизации холодных и тепловых потоков целесообразно водоконденсатный поток III направить в дополнительный теплообменник, устанавливаемый на потоке IV после теплообменника. Для использования абсорбционного эф-
Рис. 10.14. Схема оптимизации цикла охлаждения процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин:Рис. 10.14. Схема оптимизации цикла охлаждения процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин:Рис. 10.15. Схема парокомпрессионного холодильного цикла:Рис. 10.15. Схема парокомпрессионного холодильного цикла:I — хладагент в парообразном состоянии; II — хладагент в жидком состоянии; III — охлаждаемый поток; / — сепаратор-скруббер паров хладагента на всосе компрессора; 2— компрессор; 3, 5 — ресиверы; 4— конденсатор; 6 — теплообменник газ — жидкость; 7 —штуцер; 8—испарительI — хладагент в парообразном состоянии; II — хладагент в жидком состоянии; III — охлаждаемый поток; / — сепаратор-скруббер паров хладагента на всосе компрессора; 2— компрессор; 3, 5 — ресиверы; 4— конденсатор; 6 — теплообменник газ — жидкость; 7 —штуцер; 8—испаритель
Рис. 10.14. Схема оптимизации цикла охлаждения процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин:
Рис. 10.14. Схема оптимизации цикла охлаждения процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин:
Рис. 10.15. Схема парокомпрессионного холодильного цикла:
Рис. 10.15. Схема парокомпрессионного холодильного цикла:
I — хладагент в парообразном состоянии; II — хладагент в жидком состоянии; III — охлаждаемый поток; / — сепаратор-скруббер паров хладагента на всосе компрессора; 2— компрессор; 3, 5 — ресиверы; 4— конденсатор; 6 — теплообменник газ — жидкость; 7 —штуцер; 8—испаритель
I — хладагент в парообразном состоянии; II — хладагент в жидком состоянии; III — охлаждаемый поток; / — сепаратор-скруббер паров хладагента на всосе компрессора; 2— компрессор; 3, 5 — ресиверы; 4— конденсатор; 6 — теплообменник газ — жидкость; 7 —штуцер; 8—испаритель
I — сырой газ; // — сухой газ; III—вода; IV— сухой гликоль; V— газовый конденсат, сырой гликоль; V/— газовый конденсат; VII — дополнительное охлаждение; 1 — сепаратор-каплеотбойник; 2 — теплообменник газ — газ; 3 — теплообменник (испаритель, детандер); 4, 7— штуцеры; 5 — низкотемпературный сепаратор; 6 — теплообменник газ — конденсат
фекта при сепарации газоконденсатной продукции целесообразно в качестве сепаратора-каплеотбойника использовать трехфазный сепаратор, обеспечивающий сброс в поток III только пластовой и конденсационной воды. При этом потоки газа и конденсата, выходящие из сепаратора Л следует направлять в теплообменник, дроссель и низкотемпературный сепаратор 4. Газ дегазации (поток V///), выходящий из трехфазного разделителя, целесообразно утилизировать на собственные нужды промысла, а при его избытке — направлять через эжектор на дроссель.
По другой схеме утилизации теплых и холодных потоков и оптимизации цикла охлаждения процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин (рис. 10.14) предотвращение гидратообразования предусмотрено впрыском гликоля (поток /V). Сброс пластовой воды осуществляется из трехфазного сепаратора-каплеотбойника (поток III). Газовый конденсат и насыщенный гликоль из низкотемпературного сепаратора 5 направляются (поток V) на разделение и дальнейшую обработку: конденсат ■— на стабилизацию и отгрузку потребителю, насыщенный гликоль — на регенерацию. Схемой предусмотрено внешнее охлаждение (поток VII) водой или хладагентом в теплообменнике (испарителе) 6.
В целях повышения эффективности использования давления потока газа, штудируемого на дросселе, для получения холода могут быть использованы вместо дросселя расширительные машины (турбинные или поршневые). Их применение в схе-
мах низкотемпературной сепарации, особенно в паре детандер — компрессор, увеличивает продолжительность периода функционирования процесса сепарации при низких температурах. В противном случае для обеспечения режима сепарации при низких температурах необходимо либо преждевременно вводить дожимные компрессорные станции, либо вводить источники искусственного холода.
На рис. 10.15 представлена схема парокомпрессионного холодильного цикла, например пропановых холодильных машин, включаемых в схему процесса низкотемпературной сепарации продукции газоконденсатных скважин на этапе исчерпания дроссель-эффекта.
В схеме низкотемпературной сепарации газа дросселирующее устройство заменяют холодильником-испарителем 8. Продукция газоконденсатных скважин (поток /77) охлаждается в указанном испарителе за счет теплообмена с испаряющимся хладагентом (поток /7), поступающим в него через теплообменник 6 газ — жидкость и штуцер 7 в жидком виде. Пары хладагента (поток /) подвергают сжижению посредством их компримирования в компрессоре 2 и охлаждения в конденсаторе 4, затрачивая на это внешнюю работу (привод компрессора, привод аппаратов воздушного или водяного охлаждения).
Вместо парокомпрессионного холодильного цикла в схеме процесса низкотемпературной сепарации может быть использован пароабсорбционный холодильный цикл, например водоам- миачные холодильные машины (рис. 10.16).
В этой схеме испаряющийся хладагент (поток II) в теплообменнике-испарителе 10 охлаждает продукцию газоконденсатных скважин (поток VII). Пары хладагента (поток I) ожижаются посредством их абсорбции водой (поток III), подаваемой на орошение в абсорбер 8, и последующего разделения водного раствора хладагента (поток IV) в ректификационной колонне 1 на воду (поток III) и хладагент (поток /), пары которого ожижаются в конденсаторе 2. При пароабсорбционном холодильном цикле затрачивается внешняя работа (теплота) на подогрев и охлаждение продукции холодильного цикла (потоки V, VI), на привод аппаратов воздушного или водяного охлаждения (2, 6) и на привод насосов (3, 9).
Для термодинамического расчета процесса низкотемпературной сепарации природного газа и расчета материальных потоков необходимо знать температуру газа после его дросселирования. Дифференциальный дроссель-эффект Джоуля — Томсона для природных газов с содержанием метана более 90% определяется выражением
(T'kZ/^k) [ (Рк/^к)M-iCj,]/10 *Щ\ ^~ С0р + ДСр’(lU.dO)
Рис. 10.16. Схема пароабсорбционного холодильного цикла:
I— хладагент в парообразном состоянии; II— хладагент в жидком состоянии; III — вода; IV— вода, насыщенная хладагентом; V— подогрев; VI— охлаждение (водяное); VII— охлаждаемый поток; 1— ректификационная колонна; 2— конденсатор; 3, 9— насосы; 4 — подогреватель; 5— теплообменник вода — насыщенная вода; 6— холодильник; 7 — штуцер; 8 — абсорбер; 10 — испаритель; 11 — штуцер
где [ (Рк/Тк) |ц{Ср] —обобщенная функция коэффициента Джоуля— Томсона, определяемая из графика (см. рис. 4.4) в зависимости от приведенных давления и температуры; Ср° — изобарная теплоемкость при атмосферном давлении и заданной температуре; АСР— поправка изобарной теплоемкости на давление.
Величина Ср = (СР°+АСР) может быть определена при из^ вестных давлениях и температурах по графикам (рис. 10.17).
Падение температуры природного газа при данном пере-
Рис. 10.17. Зависимость теплоемкости природного газа от давления при р, равном 0,6 (а); 0,66 (б) и 0,70 (в), и различных температурах в °C (цифры на кривых)
Рис. 10.18. Зависимость перепада температуры на штуцере от давления при перепаде давления на штуцере Др= (pi— р^ (в МПа):
1 — 1,5; 2 — 2; 3 — 3; 4 — 4; 5 — 5; 5 — 6; 7—7; 8 — 8; 9 — 9; 70 — 10; /7 — 12; /2—14; 13—16; 17 — 18; 15 — 20; 15 — 22; 17 — 24;.18 — 26; 19 —28; 20 — 30
паде давления на штуцере и известном давлении перед штуцером определяют по графику (рис. 10.18).
Тепловой расчет технологического процесса низкотемпературной сепарации природного газа осуществляется с учетом теплообмена в теплообменниках и падения температуры в дросселе (детандере) или в теплообменнике-испарителе.
Количество теплоты, отдаваемое или получаемое газом в процессе теплообмена, определяется тепловым балансом:
Q = Q1 = Q2~ ^iPl^Pj^l — ^2) = 72Р2Ср2^4— ^з), (10.36) где Qi — количество теплоты, отдаваемое «теплым» газом в процессе охлаждения, кДж/ч; Q2 — количество теплоты, получаемое «холодным» газом в процессе нагревания, кДж/ч; 7ь <7з— расходы «теплого» и «холодного» газа, м3/ч; pi, р2— плотности «теплого» и «холодного» газа, кг/м3; СР1, СРз— теплоемкости «теплого» и «холодного» газа, кДж/(кг-°С); ЛД2— температуры «теплого» газа на входе и выходе теплообменника установки низкотемпературной сепарации, l°C; f3, £4— температуры «холодного» газа на входе и выходе теплообменника, °C.
Количество теплоты, выделяемое при конденсации водяного пара и тяжелых углеводородов, должно учитываться в тепло- 226
вом балансе. С учетом этого уравнение (10.36) принимает вид: Q = Qi = Q2 = <7ipiCP1Ui — t2HrKqvqK-\-rBqvqB =
= q^Cp^4 — k\(10.37)
где ^к, qB — количество газового конденсата и воды, сконденсировавшихся при снижении температуры газа от t\ до t2, кг/м3; гк, гв — скрытая удельная теплота парообразования соответственно газового конденсата и воды, кДж/кг.
При наличии избыточного давления на установке низкотемпературной сепарации, срабатываемого на штуцере или детандере, температура газа t2 перед штуцером или турбодетандером определяется из выражения
^з+цЛДр),(10.38)
где /3 — температура газа в низкотемпературном сепараторе (всегда задана по условиям точки росы сепарируемого газа), °C; щ— дифференциальный дроссель-эффект, °С/МПа; Др— перепад давления, срабатываемый в дросселе или детандере, °С/МПа.
Количество теплоты, расходуемое в процессе теплообмена «холодным» и «теплым» потоками газа:
Q = FA^pK,(10.39)
где Д/Ср — средняя логарифмическая разность температур, ^С; F— площадь поверхности теплообмена, м2; К — коэффициент теплопередачи, кДж/(м2-ч-°С).
В формуле (10.39) средняя логарифмическая разность температур А/Ср определяется:
для прямотока
Af (^з)_=Д=^)_;(Ю.40)
для противотока
А^срА^срU1 ^4)(^2^з) .U1 ^4)(^2^з) .2,3 log2,3 log(^1 — ^4)О2 ^3)(^1 — ^4)О2 ^3)(10.41)(10.41)
А^ср
А^ср
U1 ^4)(^2^з) .
U1 ^4)(^2^з) .
2,3 log
2,3 log
(^1 — ^4)
О2 ^3)
(^1 — ^4)
О2 ^3)
(10.41)
(10.41)
Д^ср —Д^ср —
Д^ср —
Д^ср —
для смешанного и перекрестного потоков
(10,42)
Рис. 10.19. Зависимость ед> от параметров р при различных R (цифры на кривых)
ИЛИ
А^ср— 8д/Д^ср-(10.43)
Из формулы (10.43) д * A^max A^mjn
СР 2,3 log(A^max/A/mjn)(
Поправочный коэффициент ед/ находят из графиков (рис. 10.19) в зависимости от параметров р и R, определяемых выражениями:
р—(^2 ^2 )/А^тах ~ А/хол/А/maxl(10.45)
R=U/ — /ЛЖ' — Л,(10.46)
где //, /1" — соответственно начальная и конечная температуры «горячего» потока; tV, tz" — соответственно начальная и конечная температуры «холодного» потока; А/ХОл — разность температур «холодного» потока; А/тах— максимальная разность температур.
Величина р показывает отношение нагрева холодного теплоносителя к максимально возможному перепаду температур в данном теплообменнике, а величина R — отношение охлаждения горячего теплоносителя к нагреву холодного теплоносителя. В теплообменных аппаратах, работающих без изменения агрегатного состояния теплоносителей, противоток дает большее значение среднего температурного перепада (напора) по сравнению с любой другой схемой движения теплоносителей. Прямоточная схема обеспечивает наименьшее значение среднего температурного напора.
Чем меньше температурный перепад AZ между «теплым» и «холодным» потоками, тем больше должна быть поверхность
теплообмена, которая стремится к бесконечности при Д/->0. Как правило, теплообменник с е^<0,8 редко бывает эффективным, так как требует большой теплопередающей поверхности. Оптимальные значения температурного перепада М (в °C) выбирают при проектировании теплообменных аппаратов с учетом следующих данных:
Воздух — углеводороды 11,1—22,2
Вода — жидкости и газы 8,3
Жидкость — жидкость 11,1—24
Газ — газ 4,4—6,7
Коэффициенты теплопередачи коэффициентами теплоотдачи и лого» (индекс 1) и «холодного» НИЯМИКоэффициенты теплопередачи коэффициентами теплоотдачи и лого» (индекс 1) и «холодного» НИЯМИ[кДж/(м2-ч-°С)] связаны с теплопроводности для «теп- (индекс 2) потоков уравне-[кДж/(м2-ч-°С)] связаны с теплопроводности для «теп- (индекс 2) потоков уравне-
Коэффициенты теплопередачи коэффициентами теплоотдачи и лого» (индекс 1) и «холодного» НИЯМИ
Коэффициенты теплопередачи коэффициентами теплоотдачи и лого» (индекс 1) и «холодного» НИЯМИ
[кДж/(м2-ч-°С)] связаны с теплопроводности для «теп- (индекс 2) потоков уравне-
[кДж/(м2-ч-°С)] связаны с теплопроводности для «теп- (индекс 2) потоков уравне-
к 1+44+4^°^1 X Гер2к 1+44+4^°^1 X Гер2(10.47)(10.48)(10.47)(10.48)
к 1+44+4^
°^1 X Гер2
к 1+44+4^
°^1 X Гер2
(10.47)
(10.48)
(10.47)
(10.48)
А + А А. ++ /с3
а2 X Fср сс^ 32
где 5Ь 52 — площадь поверхности теплообмена, омываемая потоками 1 и 2, м2; Fcp — средняя площадь поверхности теплообмена, м2; 6 — толщина стенки теплообмена, м; «ь а2— коэффициенты теплоотдачи на границе стенка — поток, кДж/(м2-ч-°С); X— коэффициент теплопроводности материала поверхности теплообмена, кДж/(м-ч-°С); ^з1, Кз2—коэффициенты загрязнения поверхности теплообмена, омываемой соответственно потоками 1 и 2.
В расчетах теплообменников коэффициенты загрязнения поверхности теплопередачи практически принимают равными 0,020—0,030, хотя фактически эти коэффициенты изменяются в широких пределах. Коэффициенты теплопроводности X в зависимости от вида материала изменяются в широких пределах:
Медь 1389—1401
Алюминий 623—810
Латунь 436—561
Малоуглеродистая (мягкая)сталь 156—187
Кремнистая бронза 93—125
Нержавеющая сталь 50—93
85%-ная магнезиальнаяизоляция 0,19—0,31
Строительный кирпич .1,87—3,11
Огнеупорный кирпич 3,11—6,23
Дерево. 0,37—0,63
Коэффициенты теплопередачи [кДж/(м2-ч-°С)] для различных сред и теплообменных аппаратов:
Водяные теплообменники для: газа при давлении, МПа: 0,1-3,5 715-1020
3 5—7 1020—1635
>7 1635—2045
газолина, сжиженного газа 1430—1840
моноэтаноламина 2655—3065
воздуха 305—510
воды 347 5—4085
Водяные конденсаторы для: регенераторов амина 2045—2250
продукта верхней части ректификационных колонн ... ИЗО—1635
легких углеводородов 1735—2760
Ребойлеры для: пара 2860—3270
горячей нефти 1840—2450
гликоля 205—410
амина 2045—2450
Теплообменники: нефть — нефть 1635—2045
пропан — пропан 2045—2655
регенерированный МЭА — насыщенный МЭА 2450—2655
газ — газ (<3,5 МПа) ...1020—1430
газ — газ (~7 МПа) ....1125—1530
газ — пропан (в испарителе) 1225—1840
Воздушные конденсаторы для: легких углеводородов 1530—1840
моноэтанол аминов 1430—1840
френов 1430—1840
Воздушные холодильники для: легких углеводородных жидкостей 1430—1840
воды 2045—2450
смазочных масел 205—410
газа . 1020—1430
Коэффициенты теплоотдачи ai и аг, входящие в уравнения (10.47) и (10.48), зависят от многих факторов и приводятся во многих теплотехнических справочниках. Используя их, можно расчетным путем определить коэффициенты теплопередачи Ki и Кг, оценить среднее значение коэффициента теплопередачи К, входящее в уравнение (10.39). На практике коэффициент теплопередачи можно определять также из формул:
для кожухотрубчатых теплообменников и теплообменников «труба в трубе»:
К=0,125/Кё^ё2(10.49)
ИЛИ
(10.50)(10.50)(10.51)(10.51)K = 480(^iU2)0’4;
(10.50)
(10.50)
(10.51)
(10.51)
для аммиачных теплообменников-испарителей:
К=220уь
где Rei, У1—число Рейнольдса и скорость охлаждаемого газа; Re2, иг — число Рейнольдса и скорость нагреваемого газа.
Потери теплоты от излучения в теплообменном, сепарационном и другом газопромысловом оборудовании могут быть оценены по уравнению
(10.52)(10.52)Q2,06-lO^-SCT4! — Г42)еФ,
(10.52)
(10.52)
где S — площадь поверхности излучения, м2; ср— геометрический фактор, учитывающий относительные размеры и форму, а также расстояние между телами, обменивающимися теплотой за счет излучения; 8 — излучательная способность материалов.
Алюминий 30,04—0,055
Листовая сталь 0,66
Окисленное железо 0,74
Окисное железо 0,87
Гальванизированноежелезо 0,28
Кирпич (красный) 0,93
Стекло 0,94
Оберточная бумага (черная) 0,91
Краски: лак черный 0,8—0,95
гладкий графит 0,97
алюминиевая 0,4—0,6
эмаль черная 0,9
на нефтяной основе 0,9—0,96
Алюминиевая поверхность имеет хорошую отражающую способность, что используется для защиты газопромыслового оборудования, располагаемого на открытых площадках, от потерь теплоты в атмосферу.
При вводе в эксплуатацию холодильных машин их холодопроизводительность подбирают с учетом количества теплоты, отводимой от обрабатываемого потока газа и жидкости.
Адсорбционные установки используют для глубокой осушки газа от паров воды, извлечения углеводородного конденсата, а также для очистки газа от сероводорода и углекислого газа (рис. 10.20). Технологический процесс адсорбционной осушки возможен при наличии как минимум двух адсорберов: один из них (/) находится в цикле поглощения воды из потока 1 сырого газа, другой (2) — в цикле регенерации. Сухой газ (поток ///), выходящий из адсорбера 1, направляют потребителю. Насыщенный влагой адсорбер 2 регенерируют горячим газом, подогреваемым в печи подогрева 4. В качестве газа регенерации используют часть потока / сырого газа.
Нагретый газ регенерации после его прохождения через регенерируемый адсорбер направляют в холодильник 5, далее в сепаратор Зив адсорбер 1 для осушки от паров воды совместно с основной долей потока / сырого газа, поступающего в адсорбер 1 для осушки. Поскольку регенерация насыщенного влагой адсорбера осуществляется испарением и отгонкой паров воды в поток горячего газа регенерации, слой адсорбента в
Рис. 10.20. Схема стандартной установки адсорбционной осушки газа:Л II — сырой газ; III — сухой газ; IV — вода; 1 — адсорбер в цикле адсорбции; 2 — адсорбер в цикле регенерации; 3 — сепаратор; 4 — подогреватель; 5 — холодильникРис. 10.20. Схема стандартной установки адсорбционной осушки газа:Л II — сырой газ; III — сухой газ; IV — вода; 1 — адсорбер в цикле адсорбции; 2 — адсорбер в цикле регенерации; 3 — сепаратор; 4 — подогреватель; 5 — холодильникРис. 10.21. Схема адсорбционной установки по извлечению жидких углеводородов по трехсорберной технологии:/ — сырой газ; II — сухой газ; /77 — жидкость; IV — жидкие углеводороды; V — вода; /, 7—сепараторы; 2, 9—регуляторы расхода; 3, 4, 5 — адсорберы соответственно в циклах адсорбции, охлаждения, регенерации; 6— конденсатор; 8— подогревательРис. 10.21. Схема адсорбционной установки по извлечению жидких углеводородов по трехсорберной технологии:/ — сырой газ; II — сухой газ; /77 — жидкость; IV — жидкие углеводороды; V — вода; /, 7—сепараторы; 2, 9—регуляторы расхода; 3, 4, 5 — адсорберы соответственно в циклах адсорбции, охлаждения, регенерации; 6— конденсатор; 8— подогреватель
Рис. 10.20. Схема стандартной установки адсорбционной осушки газа:
Л II — сырой газ; III — сухой газ; IV — вода; 1 — адсорбер в цикле адсорбции; 2 — адсорбер в цикле регенерации; 3 — сепаратор; 4 — подогреватель; 5 — холодильник
Рис. 10.20. Схема стандартной установки адсорбционной осушки газа:
Л II — сырой газ; III — сухой газ; IV — вода; 1 — адсорбер в цикле адсорбции; 2 — адсорбер в цикле регенерации; 3 — сепаратор; 4 — подогреватель; 5 — холодильник
Рис. 10.21. Схема адсорбционной установки по извлечению жидких углеводородов по трехсорберной технологии:
/ — сырой газ; II — сухой газ; /77 — жидкость; IV — жидкие углеводороды; V — вода; /, 7—сепараторы; 2, 9—регуляторы расхода; 3, 4, 5 — адсорберы соответственно в циклах адсорбции, охлаждения, регенерации; 6— конденсатор; 8— подогреватель
Рис. 10.21. Схема адсорбционной установки по извлечению жидких углеводородов по трехсорберной технологии:
/ — сырой газ; II — сухой газ; /77 — жидкость; IV — жидкие углеводороды; V — вода; /, 7—сепараторы; 2, 9—регуляторы расхода; 3, 4, 5 — адсорберы соответственно в циклах адсорбции, охлаждения, регенерации; 6— конденсатор; 8— подогреватель
процессе регенерации может нагреваться до 150—200°C. Для эффективного поглощения паров воды в цикле адсорбции регенерированный адсорбер должен быть переведен в цикл охлаждения, в котором температуру адсорбента понижают от 150—200 до 50—60°C (обычная температура цикла поглощения) .
Реализация такого процесса связана с увеличением числа адсорберов в схеме адсорбционной осушки газа. Известны трех- и четырехсорберные схемы осушки.
Трехсорберная схема (рис. 10.21) адсорбционного процесса по извлечению из газа жидких углеводородов: жидкие углеводороды и вода совместно поглощаются адсорбентом, сепарируются из газа регенерации после его охлаждения в трехфазном сепараторе 7 и направляются соответственно: конденсат — на стабилизацию (поток IV), а вода (поток И) —в систему утилизации сточных вод.
Продолжительность цикла поглощения в процессе осушки газа и извлечения жидких углеводородов ограничивается временем проскока поглощаемых компонентов. Время проскока пентана в обычных адсорберах составляет 12—20 мин. При продолжительности адсорбционного цикла до 30—40 мин адсорбент насыщается в основном водой, которая вытесняет все углеводороды, кроме самых тяжелых, в составе осушаемого газа. Для осушки газа от воды цикл поглощения (адсорбции) доводят обычно до 8 ч. В короткоцикловых установках для извлечения воды и жидких углеводородов адсорбционный цикл обычно составляет 15—20 мин.
Динамическая емкость и длина слоя адсорбента, так же как и продолжительность цикла поглощения и влажность осушаемого газа, определяют производительность адсорбера по газу.
Длину адсорбционной зоны (в м) силикагеля оценивают по уравнению
(*0.53)
где qB — количество воды, поступающей в слой адсорбента, кг/(ч-м2); и2— скорость газа в свободном сечении адсорбера, м/мин; ф — относительная влажность газа на входе в адсорбер, %.
При осушке газа бокситом или молекулярными ситами значение длины слоя адсорбента необходимо вычислить, умножив величину, полученную по уравнению (10.53), соответственно на 0,8 и 0,6.
Количество воды, поступающей в слой адсорбента:
7в= 0,054(10.54)
где Qr—расход осушаемого газа, млн. м3/сут; W— влажность газа, кг/(106-м3); D — диаметр адсорбера, м.
Время работы адсорбера (в ч) в цикле поглощения до проскока паров воды
т==0,01-^-,(10.55)
где ад — динамическая емкость адсорбента, %; ра— насыпная плотность адсорбента, кг/м3.
Для практических расчетов адсорберов рекомендуется определять массовый расход газа, диаметр адсорбера, скорость газа и количество воды, поступающей в слой адсорбера, из следующих уравнений:
Сг = 20920(10.56)
6Г= 2344 ^Д;(10.57)
р = [з 27-2^-Т'5;(10.58)
^=3,27-^;(10.59)
9в=4,67-^,(10.60)
где Gr — массовыйрасходгазачерез адсорбер,кг/(ч-м2);
цг—-скорость газа, м/мин; D — диаметр адсорбера, м; р— давление, МПа; Т—температурагаза, К;Qr— расход газа,
млн. м3/сут; W— влажность газа, кг/(106-м3); qB— количество 233
воды, поступающей в слой адсорбера, кг/(ч-м2); х— коэффициент сжимаемости газа.
При проектировании адсорбционных установок имеют в виду, что динамическая емкость адсорбента снижается с ростом температуры. При использовании для осушки газа от влаги силикагелей и бокситов относительная динамическая емкость с ростом температуры уменьшается в 2 раза.
т, °C . . .25 30 35 40 45 50 55 60 а,/а,0 ... 1 0,96 0,92 0,87 0,82 0,75 0,64 0,48
Считается, что массовый расход газа, вычисленный по уравнению (10.56) или (10.57), не должен превышать массового расхода газа, определенного экспериментально по проскоку: Сг=36ОО[Сргра^ч]0’5,(10.61)
где С = 0,25-4-0,32 — экспериментальная константа; рг — плотность газа, кг/м3; ра — плотность адсорбента, кг/м3; d4— диаметр частиц адсорбента, м.
Обычно скорость газа через слой силикагелей или молекулярных сит зависит от давления:
р, МПа. . 2,6 3,4 4,1 4,8 5,5 6,2 6,9 7,6 8,3 сг, м/мин . 12—16 11—15 10—13 9—13 8—12 8—11 8—10 7—10 7—9
Расчет цикла регенерации заключается в определении требуемого количества газа регенерации и уровня его нагрева в печи для восстановления поглотительной способности адсорбента. Требуемое количество газа регенерации находят из теплового баланса процесса десорбции. Цикл десорбции (рис. 10.22)—регенерацию и охлаждение — обычно подразделяют на четыре подцикла: А — нагрев от температуры 7] (температура адсорбции) до температуры 72; В — нагрев от температуры Та до температуры 73; С — нагрев от температуры 73 до температуры Т4; D — охлаждение от температуры 74 до температуры 75.
Циклы нагрева от температуры 71 до температуры Т4 осуществляются греющим газом, выходящим из печи подогрева. Температуру греющего газа принимают на 20—40 °C выше расчетной конечной температуры 74 регенерации. Обычно температура греющего газа составляет 175—260'°С, но не более 315 °C.
Цикл охлаждения производят частью потока сырого газа, добиваясь снижения температуры в конце цикла охлаждения до 75= 504-60 °C. При достижении более низких температур Т5 возможно снижение динамической емкости адсорбента. Общая продолжительность циклов нагрева и охлаждения должна быть меньше или равна продолжительности цикла адсорбции.
Исходя из теплового баланса циклов нагрева и охлаждения, имеем
Qa = 1,1 (Qi + Q2+ Q3+ Q4+ Qs + Qe)>(10.61a)
Время цикла, ч
Рис. 10.22. Кривые распределения температуры в процессе десорбции адсорбента:
1 — температура десорбционного газа на входе; 2 — температура десорбционного газа на выходе; 3—температура газа в адсорбере; Ti—Тб — начало, процесс и окончание цикла десорбции; Гл; Т в; Т с; TD— средние расчетные температуры отдельных участков цикла десорбции адсорбента
где Qa — расход теплоты на нагрев адсорбента, воды, углеводородов, металла корпуса адсорбера, теплоизоляции от температуры Тх до температуры Т2 и на испарение легких углеводородов при температуре Та = 0,5 (Л + Тг),кДж; 1,1 — проектный запас расхода теплоты.
Величина Qa по уравнению (10.61а) возмещается потерями теплоты греющего газа от температуры Тгр.г до температуры ТА за время нагрева та:
Qa = Огр.гСр( Тгр.г — Тд)та, (10.62)
где Огр.г — расход греющего газа (газа регенерации), кг/ч; Ср — теплоемкость греющего газа, кДж/(кг-°С).
Затраты теплоты QB (в кДж) в цикле подогрева В идут на подогрев адсорбента, воды, металла корпуса адсорбера и теплоизоляции от температуры Т2 до температуры Т3 и на испарение воды при температуре Тв = 0,5 (Т2+Т3):
Qb = 1,1 (Q?+ Qs+Qg+ Qio+Qu). (10.63)
Опыт эксплуатации адсорбционных установок показывает, что температуры Т2, Т3 и Тв равны соответственно 110; 126 и 116 °C. Затраты теплоты Qs по уравнению (10.63) возмещают-
ся потерями теплоты греющего газа от температуры Тгр.р до температуры Тв за время ts:
Qb = Grp.rCp(Trp.r — Тв)тв.(10.64)
Затраты теплоты Qc (в кДж) в цикле подогрева С идут на подогрев адсорбента, металла корпуса адсорбера и теплоизоляции от температуры Т3 до температуры Т4:
Qc = l,KQi2+ Q13+ Qu)-(10.65)
Затраты теплоты Qc по уравнению (10.65) возмещаются потерями теплоты греющего газа от температуры 7гр.г до температуры 7с = 0,5(Т3+Т4) за время тс:
Qc — Grp.rCp.(7rp.r — Т с)тс.
За период нагрева тс осуществляются окончательная десорбция слоя адсорбента и отгон загрязняющих тяжелых углеводородов.
Отвод теплоты QD (в кДж) в цикле охлаждения D идет на охлаждение адсорбента, металла корпуса адсорбера и теплоизоляции от температуры 74 до температуры Т^;
Qd = (Qis+ Qie + Qi?)-(10.66)
Указанная теплота отводится за счет нагрева части сырого газа, направляемого в цикл регенерации, от температуры Тх до температуры 7д = 0,5(74+75) за время тщ
Qd = Grp.rCp(TD — 7i)ts.(10.67)
Общее время десорбции тдес= (тд+тв+тс+тд) для десорбции воды обычно составляет 16—17% от четырехчасового и более длительного цикла адсорбции. В расчетах по указанным уравнениям теплоемкость воды, стали и силикагеля принимают равной соответственно 4,19; 0,5 и 1,0 кДж/(кг-°С), плотность материала силикагеля — 1600 кг/м3.
Тепловая нагрузка печи подогрева (в кДж/ч) газа регенерации от температуры 71 до температуры 7гр.г
Qn > Grp.rCpkTrp.r—TO,(10.68)
где Grp.r — массовый расход греющего газа, кг/ч; Ср — теплоемкость газа, кДж/(кг-°C).
Расход топливного газа (в м3/ч) для сжигания в печи подогрева
=(Ю.69)
где Qn — тепловая нагрузка печи, кДж/ч; 6 — теплотворная способность газа, кДж/м3; 0,7 — коэффициент полезного действия.
Рис. 10.23. Зависимость давления регенерации от доли потока, используемой для регенерации при различном восстановлении активности адсорбента, в % (цифры на кривых), при постоянной температуре
Доля потока сырого газа, идущего на регенерацию адсорбента, влияет на давление газа регенерации (рис. 10.23).
В процессе эксплуатации адсорбционных установок для осушки от паров воды наиболее удобны циклы адсорбции 8 ч и регенерации: нагрев — 6 ч, охлаждение — 2 ч.
Адсорбционное извлечение жидких углеводородов осуществляют на короткоцикловых установках. При этом из осушаемого газа извлекают, как правило, 70—90% газового конденсата даже из тощих газов, обработка которых для получения С5+ другими технологиями нецелесообразна с экономических позиций.
Для осушки газа от кислых компонентов в адсорбционных установках необходимо применять специальные кислотоупорные молекулярные сита. Регенерацию насыщенного кислыми компонентами адсорбента производят с помощью греющего газа при температурах 300—350 °C (как и в короткоцикловых установках извлечения жидких углеводородов), а извлечение поглощенных компонентов из насыщенного регенерированного газа — промывкой его потоком воды. Газ десорбции после промывки водой возвращают в цикл осушки. Воду направляют в утилизацию с целью извлечения кислых компонентов или на переработку.
Извлечение жидких углеводородов осуществляют из газовых потоков снижением температуры или на абсорбционных установках. На абсорбционных установках извлечения жидких
Рис. 10.24. Схема абсорбционной установки по получению широкой фракции жидких легких углеводородов:
/ — сырой газ; // — сухой газ; III— регенерированное абсорбционное масло; /К —насыщенное абсорбционное масло; V — жидкость насыщенного абсорбционного масла; VI — пар насыщенного абсорбционного масла; VII — кубовый остаток деэтанизатора; VIII — пар кубового остатка деэтанизатора; IX — верхний продукт ректификационной колонны; X — продукт ректификационной колонны на фракционирование; 1— абсорбер; 2, 5, 10 — холодильники; 3, 18 — резервуары; 4, 19 — насосы; 6, 11, 15, 17 — сепаратор; 7, 8, 13 — теплообменники жидкость — жидкость; 9 — деэтанизатор; 12 — печь; 14 — ректификатор; 16 — подогреватель
углеводородов из потока газоконденсатного газа процесс «масляная абсорбция сырого газа» происходит после гликолевой осушки сырого газа от паров воды. Поток сырого газа подвергают масляной абсорбции с целью получения сухого газа и широкой деэтанизированной фракции жидких легких углеводородов (рис. 10.24), а также с целью получения сухого газа, газового конденсата, пропан-бутана (рис. 10.25). На рис. 10.26 представлена технологическая схема турбодетандерной установки по получению из сырого газа широкой деэтанизированной фракции жидких легких углеводородов и сухого газа.
Газовый конденсат, получаемый в промысловых условиях на установках низкотемпературной сепарации, стабилизируют путем дегазации в сепараторах (рис. 10.27) или в колонне фракционирования (рис. 10.28). Обычные схемы установок фракционирования подразделяют на одно-, двух- и трехколонные (рис. 10.29).
Абсорбционное масло, используемое в качестве поглотитель- ■ ной жидкости на абсорбционных установках извлечения жидких углеводородов, выбирают в зависимости от температуры процесса. При обычных температурах маслоабсорбционного
Рис. 10.25. Схема абсорбционной установки извлечения из газа пропан-бу- тана и газового конденсата:
/ — сырой газ; 7/— сухой газ; III—регенерированное абсорбционное масло; IV— насыщенное абсорбционное масло; V — дегазированное насыщенное абсорбционное масло; VI — газ дегазации; VII — широкая фракция легких углеводородов; VIII — дегазированное насыщенное абсорбционное масло, пропан-бутан, газовый конденсат; IX — пропанбутан; X — газовый конденсат; / — сепаратор; 2— абсорбер; 3— компрессор; 4, 9, 20, 2Л — холодильники; 5— резервуар; б, 14, 16, 17, 23 — насосы; 7, 8, 15, 18, 24 — теплообменники жидкость — жидкость; 10— сепаратор; 11— печь; 12 — ректификационная колонна; 13— резервуар; 19 — сепаратор; 21 — фракционная колонна; 22 — конденсатор
процесса (от 20 до 40 °C) применяют абсорбционное масло с молекулярным весом 140—180. При низкотемпературных маслоабсорбционных процессах, используемых для более глубокого извлечения жидких углеводородов из сырого газа, применяют абсорбционное масло с молекулярным весом 85—120. Зависимость молекулярного веса абсорбционного масла от его плотности представлена на рис. 9.2.
Абсорбционно-десорбционные процессы в колонных аппаратах абсорбции и ректификационного разделения рассчитывают по уравнениям Крейсера:
<10'7°)
=(10.71)
У№1—Уо SM+1 - 1V 7
где tav-h — мольная доля абсорбируемого (десорбируемого) компонента в сырье на входе в абсорбер (десорбер); у\ — мольная доля компонента в продукте на выходе из верхней части абсорбера (десорбера); yQ— мольная доля компонент;
Рис. 10.26. Схема турбодетандерной установки по получению широкой фракции жидких легких углеводородов:
/ — сырой газ; // —сухой газ; 111—этанизированная широкая фракция легких углеводородов; IV— деэтанизированная широкая фракция легких углеводородов; 1—сепаратор; 2 — дегидратор; 3, 4 — теплообменники; 5 — сепаратор; 6 — турбодетандер; 7 — турбокомпрессор; 8— низкотемпературный сепаратор; 9— деэтанизатор; 10 — выветриватель;
11 — подогреватель
Рис. 10.27. Схема стандартной установки стабилизации газового конденсата (нефти) в сепараторах:
/ — сырой газовый конденсат (нефть) газ; II—сырой газ на осушку; /// — сырой газовый конденсат (нефть); IV — сырой газ на установку извлечения жидких углеводородов или на факел; V — вода (для охлаждения) или раствор гликоля (для нагрева) при необходимости; VI — сырой газовый конденсат (нефть); V//— товарный газовый конденсат (нефть); VIII— сырой газ на факел или установку извлечения жидких углеводородов; IX— возможное внешнее охлаждение; / — сепаратор I ступени; 2 — сепаратор II ступени; 3— резервуар; 4, 5— регуляторы уровня
в продукте на выходе из верхней части абсорбера (десорбера), соответствующая равновесному содержанию компонента над регенерированным абсорбентом (десорбентом); А=Ц^ки^ — коэффициент абсорбции; S=(£o)/L— коэффициент десорбции; L — расход циркулирующего абсорбента (десорбента), моль/ч; и — расход газа, моль/ч; к — константа равновесия для абсорбента (десорбента) между компонентами в паровой фазе и в
Рис. 10.28. Схема стандартной установки стабилизации газового конденсата в колонне:
/ — сырой газовый конденсат и раствор гликоля; II — стабильный газовый конденсат; III — газ; IV — гликоль на регенерацию; V — газ или другой хладагент; 1 — ректификационная колонна; 2 — сепаратор-разделитель; 3 — подогреватель; 4— теплообменник-холодильник; 5, 6, 7 — регуляторы расхода
Рис. 10.29. Стандартные схемы установок фракционирования:
а — одноколонная; б — двухколонная; в — трехколонная; I — сырье; II — верхний продукт; /// — нижний продукт; IV — метан; V— пропан-бутан; VI — газовый конденсат; VII — пропан; VIII— бутан; 1 — стабилизатор; 2— деэтанизатор; 3 — депропанизатор; 4 — дебутанизатор
жидкости (у = £х); у — мольная доля компонента в паровой фазе; х— мольная доля компонента в жидкой фазе; ^(M) — число теоретических тарелок в абсорбере (десорбере).
При решении уравнений (10.70) и (10.71) имеют в виду, что у о несколько меньше yv Указанные уравнения решают графически (рис. 10.30).
Большинство абсорберов установок масляной абсорбции имеют 20—30 тарелок, что соответствует 7—10 теоретическим тарелкам. В ректификационных колоннах число тарелок обычно выше (40—60) и зависит от глубины разделения сырья. При минимальном количестве орошения необходимо бесконечное число тарелок. Для проектных расчетов принимают, что тем-
Рис. 10.30. Зависимость коэффици-Рис. 10.30. Зависимость коэффици-Vn+i Ух ента ср=от коэффициентаУЛЧ1 Уоабсорбции Ае и числа теоретических тарелок для ТЭГ при N:1 — 1; 2 — 1,5; 3 — 2Vn+i Ух ента ср=от коэффициентаУЛЧ1 Уоабсорбции Ае и числа теоретических тарелок для ТЭГ при N:1 — 1; 2 — 1,5; 3 — 2Рис. 10.31. Зависимость константы А от относительной (к воздуху) молекулярной массы сырья Мс=Мс/Мв при мольном содержании компонентов (С1+С2+С3) в сырье в % (цифры на кривых)Рис. 10.31. Зависимость константы А от относительной (к воздуху) молекулярной массы сырья Мс=Мс/Мв при мольном содержании компонентов (С1+С2+С3) в сырье в % (цифры на кривых)
Рис. 10.30. Зависимость коэффици-
Рис. 10.30. Зависимость коэффици-
Vn+i Ух ента ср=от коэффициента
УЛЧ1 Уо
абсорбции Ае и числа теоретических тарелок для ТЭГ при N:
1 — 1; 2 — 1,5; 3 — 2
Vn+i Ух ента ср=от коэффициента
УЛЧ1 Уо
абсорбции Ае и числа теоретических тарелок для ТЭГ при N:
1 — 1; 2 — 1,5; 3 — 2
Рис. 10.31. Зависимость константы А от относительной (к воздуху) молекулярной массы сырья Мс=Мс/Мв при мольном содержании компонентов (С1+С2+С3) в сырье в % (цифры на кривых)
Рис. 10.31. Зависимость константы А от относительной (к воздуху) молекулярной массы сырья Мс=Мс/Мв при мольном содержании компонентов (С1+С2+С3) в сырье в % (цифры на кривых)
пература низа абсорбера может быть принята на 3—S^C выше температуры газа на входе в абсорбер, температура на верхней тарелке — на 6—8 °C выше температуры абсорбента, поступающего в абсорбер на орошение.
Температура верха ректификационных колонн зависит от давления в колонне, которое определяется хладагентом, применяемым для получения рефлюкса. Поскольку обычно хладагентом является вода, температуру углеводородов на выходе из конденсатов для проектных расчетов принимают 30—50 °C. Температуру низа колонны и температуру в ребойлере рассчитывают как температуру кипения продукта низа колонны.
Оптимальна для работы ректификационной колонны температура сырья, равная температуре его кипения. Скорость жидкости в нижней части колонны не должна быть более 0,15 м/с. В большинстве случаев скорость прохождения паров через прорези тарелок принимают 2,7—6,1 м/с (снижается с ростом давления). Оптимальная скорость воды в трубках конденсаторов 1,5 м/с. Среднее значение коэффициента теплопередачи для конденсаторов легких углеводородов принимают 625 кДж/(ч-м2 °C).
Для предварительного подогрева сырья в качестве теплоносителя применяют пар или поток горячих углеводородов с низа колонны. Для пара коэффициент теплопередачи принимают равным 375, а для углеводородов — 310 кДж/(ч-м2°С). Если в качестве теплоносителя используют углеводороды, то скорость потока в трубках теплообменника составляет 1,8—2,4 м/с. Объем емкостей орошения ректификационных колонн выбирают с таким условием, чтобы конденсат верха колонны находился в них в течение 10—30 мин.
При стабилизации газового конденсата (нефти) в сепараторах давления сепарации в первом и втором сепараторах связаны между собой соотношениями:
для углеводородных жидкостей плотностью р>1,0: p2=0,4M(pi)W6 + ^4^T^;(10.72)
для углеводородных жидкостей плотностью р<1,0: p2=0,534(pi)<w*+ Л^028,(Ю.73)
где pi, р2— давления в сепараторах первой и второй ступеней сепарации, МПа; А—эмпирический коэффициент, зависящий от относительной плотности сырья р=Мс/Мв и содержания (С1+С2+С3) легких углеводородов в сырье (рис. 10.31); Мс— молекулярный вес сырья; Мв — молекулярный вес воздуха; (С1Н-С2+С3)—содержание легких углеводородов в сырье, %.
Установки подготовки (стабилизации) конденсата размещают на УКПГ, ГС или отдельной площадке. При необходимости получения пропана для собственных нужд промысла в составе установки подготовки конденсата предусматривают установку получения пропана, а также резервуарные парки для товарной продукции.
При размещении пункта сдачи товарной продукции на расстоянии более 10 км от установки подготовки конденсата предусматривают дополнительные резервуарные парки на территории сдачи (налива) товарной продукции. Вместимость резервуарного парка и насосов для перекачки газового конденсата с упругостью пара не более 0,9 МПа определяется СНиП «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования» с предварительным расчетом уровня загрязнения атмосферного воздуха продуктами, выделяющимися из резервуаров при «больших» и «малых» дыханиях.
На промышленных площадках установок подготовки конденсата размещают концевые трапные установки, из которых при аварийных ситуациях выветренный конденсат направляется в резервуарный парк для товарной продукции или в насосную для его перекачки.
Тип насосов определяется объемом перекачки и физико-химическими свойствами газового конденсата. Предпочтение отдают центробежным насосам, допускающим работу с подпором на всасывающей линии. Нестабильный конденсат транспортируют в одно- или двухфазном состоянии при соответствующих технико-экономических обоснованиях.
Очистку газов от сероводорода и углекислого газа обычно осуществляют на газопеперабатывающих заводах. Различают процессы химической и физической очистки газа от кислых компонентов.
Рис. 10.32. Схема стандартной установки аминовой очистки газа от кислых компонентов (сероводорода, углекислого газа):
1 — сырой газ; II— чистый газ; /// — регенерированный раствор амина; IV — насыщенный раствор амина; V — кислые газы с парами амина; VI— кислые газы на утилизацию; VII — пар; VIII— вода (воздух); 1— абсорбер; 2— регулятор уровня; 3— холодильник; 4 — теплообменник амин — амин; 5, II — насосы; 6, 8— регуляторы расхода; 7 — десорбер; 9 —индикатор (указатель) расхода; 10 — сепаратор; 12 — конденсатор; 13 — печь подогрева
Наиболее часто употребляют процессы химической очистки газа от сероводорода и углекислого газа — аминовые процессы (рис. 10.32).
Скорость циркуляции аминового раствора должна обеспечивать необходимую степень очистки при 4—5 теоретических тарелках в абсорбере, концентрацию кислых компонентов в насыщенном растворе МЭА на выходе его из абсорбера не более 0,3 моля на 1 моль амина (для ДЭА — 0,4 моля) и температуру насыщенного раствора амина на выходе из абсорбера не ниже 50°C (процесс поглощения H2S и СО2 растворами амина идет с выделением тепла).
Температура регенерированного раствора амина, поступающего в верхнюю часть абсорбера на орошение, должна быть на 1—6 °C выше температуры очищенного газа, выходящего из абсорбера. Массовая доля МЭА в растворе амина не должна превышать 15—20%, а ДЭА — 20—30%. Линейная скорость аминов в трубопроводах и теплообменниках не должна превышать 0,6—0,9 м/с. Производительность установки регенерации раствора амина должна составлять 0,5—1% от скорости циркуляции раствора амина. Регенерацию раствора амина осуществляют подогревом в десорбере до температуры 120 °C (давление 0,07 МПа) и до температуры 150 °C (давление 0,5 МПа). При этом расход пара составляет 1,2 кг на 10 л циркулирующего раствора.
Коррозию в установках аминовой очистки обычно устраняют добавкой до 7 г NasCO3 на 1 л раствора или других ингибиторов коррозии. Для поглощения кислорода в раствор добавляют гидразин. С целью предотвращения вспенивания растворов в них добавляют спирты и пеногасители или используют периодическую промывку системы аминовой очистки.
В качестве процесса физической очистки природных газов от кислых компонентов большой интерес представляет процесс очистки захоложенным метанолом, так как производство метанола может быть в широких масштабах налажено в районах добычи газа и газового конденсата.
ГЛАВА 11
КОМПРИМИРОВАНИЕ, НАГНЕТАНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
При компримировании, нагнетании и транспортировании газа и газового конденсата тип компрессорных и насосных агрегатов выбирают с учетом технологических и эксплуатационных факторов.
Сжатие газов осуществляют с помощью компрессорных агрегатов, устанавливаемых на дожимных и линейных газокомпрессорных станциях. Агрегаты характеризуются следующими основными технологическими параметрами: степенью сжатия, мощностью, к. п. д., удельными затратами металла и расходом топлива (на единицу мощности или единицу объема перекачиваемого газа).
Степень сжатия 7? газа в многоступенчатом компрессоре определяют из выражения
R = WpiV^, (11.1) где рх, p^ — давления на входе и выкиде компрессора; п — число ступеней сжатия.
При одной ступени сжатия R=pdpv
Расчет температуры газа на выкиде компрессора и теоретической мощности, необходимой для сжатия газа с давления рх до давления р^ выполняют из условия изэнтропического процесса (AS = 0) с использованием энтальпийно-энтропийных диаграмм (i — S).
Температуру газа на выкиде Т2 компрессора в зависимости от температуры газа на входе Тх находят по формуле
Т2 = Тх(р2/рх^, (11.2) где т=ЦК—1)/А; К = СР1Су— показатель адиабаты (для природных газов К = 1,25ч-1,27).
Теоретическая работа, затрачиваемая на сжатие 1 кг газа, может быть определена при рассмотрении процессов изотермического, адиабатического и политропического сжатия.
Работа при изотермическом сжатии (в Дж)
LM = 2MVt\gWpO-И1-3)
Работа при адиабатическом сжатии (в Дж)
l«a = t^PiViVwp^~A(и-4)
Работа при политропическом сжатии (в Дж) tn—1Ч
(115)
где pi, р2 — давления на входе и выкиде компрессора, Па; Vi — объем газа в условиях всасывания, м3; K=CPCV— показатель адиабаты; п — показатель политропы.
Работа при изотермическом сжатии минимальна, при адиабатическом — максимальна.
Теоретическая изэнтропийная мощность (в кВт), необходимая для компримирования газа:
(1L6>
где G— массовый расход компримируемого газа, кг/ч; А/— приращение энтальпии (по диаграмме i — S) при AS = 0 и изменении давления от pi до р2, кДж/кг; ц— к. п. д. компрессора.
Установленную мощность компрессора (в кВт) на одну ступень сжатия (при многоступенчатом сжатии) или всего компрессора (при одноступенчатом сжатии) определяют по формуле:
^^-^(^rje^yR”-!)^,(и.?)
где т] — к. п. д. компрессора; т=ЦК—1)IK, K=CPICV; Q — расход компримируемого газа, млн. м3/сут; Т\ — температура газа на входе, К; 70 = 273 К — стандартная температура; 2ср = = (21+22) /2— средний коэффициент сжимаемости газа; R = = P^P\'—степень сжатия.
Поршневые компрессорные машины характеризуются объемным к. п. д. :
*!„«=+ = o.gs+c-cw^/z,),(11.8)
где С= (У1/У2) ■—клирент (У1 = ис—Ув,у2 = Ус—Уа); R— степень сжатия; K=CP]CV — показатель адиабаты; 21, 22 — коэффициенты сжимаемости при условиях входа и выкида газа в комп-
рессоре; Уь ^ — подача при условии входа и выкида в компрессоре (по идеальному циклу сжатия):
^1 = ^о f^2-)(11,9)
\ Pl J \ 1 о )
где У] — подача при рь Ту, м3/мин; у0 — подача при р0, То, м3/мин; 21 — при ру, Ту;
у2=0,785.10-6№)(/)(п)а,(11.10)
где у2 — подача при р^, Т2, м3/мин; d— диаметр поршня, см; / — ход поршня, см; п— число ходов (оборотов) в минуту, об/мин; а — коэффициент (для одноходовых а=1; для двухходовых а=2).
К. п. д. т] поршневых компрессоров существенно зависит от степени сжатия (рис. 11.1) и при степени сжатия более 2 может достигать 70—90%.
Нагрузка на шток поршня (сжатие и растяжение штока) не должна превышать допустимых напряжений, возникающих в теле штока поршня:
Лсж=51(р2)—S2(pi);|di in
Лраст ~ S2(p2)—SyLpy), j
где Лсж, ЛраСт — нагрузки при сжатии или растяжении штока; Рь р2 — давления на входе и выкиде компрессора; Sb S2— площади сечения поршня без и с учетом площади штока (52 = =Si—5Шт); 5ШТ— площади сечения штока.
Центробежные и аксиальные компрессоры характеризуются политропическим к. п.д.:
_ пЦп — 1)121
'шолитр КК^ О ’
где и — показатель политропы; K. = CPICV— показатель адиабаты.
Соотношение между политропическим к. п.д. центробежного или аксиального компрессора и изэнтропическим к.п.д. приведено на рис. 11.2.
Мощность на валу (в кВт) центробежного и аксиального компрессоров определяют по формуле
н- ■^^yM^-1)-<11ЛЗ)
где 01 — расход газа, кг/мин; 2ср — средний коэффициент сжимаемости; Ту—температура газа на входе. К; т = (К—l)/^; K—CrJCv; М— молекулярный вес газа; R=(P2/Pi)—степень сжатия; ру, р2— соответственно давление на входе и выкиде компрессора; 0,139 — размерный коэффициент, кВт/(кг-К).
Рис. 11.1. Зависимость общего к. и. д, г] поршневых компрессорных машин от степени сжатия R=p2ipi:
— газомотокомпресосры для газопроводов; 2 — газомотокомпрессоры дожимные;
— дожимные компрессоры низкооборотные-
Рис. 11.2. Зависимость между политропическим к. п. д. т]пол и изэнтропическим к. п. д. ц, степенью сжатия R (Рз/pi) и отношением теплоемкостей K=Cp!CvРис. 11.2. Зависимость между политропическим к. п. д. т]пол и изэнтропическим к. п. д. ц, степенью сжатия R (Рз/pi) и отношением теплоемкостей K=Cp!CvЧисло ступеней сжатия в центробежном и аксиальном компрессорах
Рис. 11.2. Зависимость между политропическим к. п. д. т]пол и изэнтропическим к. п. д. ц, степенью сжатия R (Рз/pi) и отношением теплоемкостей K=Cp!Cv
Рис. 11.2. Зависимость между политропическим к. п. д. т]пол и изэнтропическим к. п. д. ц, степенью сжатия R (Рз/pi) и отношением теплоемкостей K=Cp!Cv
где Т\ — температура газа на входе, К; Н — напор, м (определяется из выражения Ap = pi—р2 = 0,000098 ^р); р— средняя плотность газа, кг/м3; М — молекулярный вес газа; т — = (2<—!)//<; K=CpjCv.
Частота вращения п ^I^vlk) компрессора из выражения
(11.15)(11.15)5980 ,„, чо5 ^ = —— №)0’5.
(11.15)
(11.15)
где d— диаметр колеса, см; ц= (0,554-0,60) — коэффициент давления; 5980 — размерный коэффициент.
. Расходуемая мощность компрессорной станции (в кВт)
(11.16)
где Q — расход газа через компрессорную станцию, м3/сут; Ti — температура газа на входе в компрессорную станцию, К; ш— (К—1)//С; K=Cp{Cv\ 7? = p2/pi — степень сжатия газа на компрессорной станции; цПол ■—политропический к. п. д.; 23,9 — размерный коэффициент, Вт/(м3-К).
Мощность двигателя (привода) компрессора зависит от мощности компрессора, возможных потерь мощности, связанных с изменением температуры и давления атмосферного воздуха.
Теоретическая мощность двигателя (в кВт) поршневого компрессора
(1117)
где N — мощность компрессора, кВт; а — коэффициент, учитывающий механические потери мощности (а=34-5%); р— коэффициент, учитывающий изменение атмосферного давления и температуры с изменением расположения компрессора над уровнем моря (£=10% на каждые 1000 м установки газомото- компрессоров над уровнем моря; £ = 6,5% на каждые 1000 м установки турбопоршневых компрессоров над уровнем моря).
Теоретическая мощность газотурбинного двигателя (привода) центробежного и аксиального компрессоров зависит от мощности компрессора и термического к. п. д. газотурбинного двигателя:
А^дв — А^/т^терм-(11.18)
Термический к. п. д. газотурбинного двигателя (привода)
(Ц.19)
где Гь Т2 — температуры циклового воздуха на входе и выки- де компрессора; рь р2 — давления циклового воздуха на входе и выкиде компрессора.
Термический к. п. д. уменьшается на 1,1% при снижении загрузки турбины на каждые 10%. Если загрузка газовой турбины составляет 60% от номинала, ее термический к. п. д. будет ниже номинального (например, 25%) и составит т] = = 25—(40/10) • 1,1 = 20,6%. Для газотурбинного двигателя с целью повышения термического к. п. д. предусматривают установку регенераторов (теплообменников), обеспечивающих повышение температуры 72 на входе в камеру сгорания газотурбинного двигателя. Обычно термический к. п. д. газотурбинного
двигателя без регенератора составляет 20—25%, а с регенератором 25—32%.
При выборе типа компрессоров обращают внимание на следующие показатели:
Тип машины
Газотурбин
Газомотокомпрессоры
ные уста
Низкообо
Высокообо
новки
ротные
ротные
Затраты металла, кг/кВт .
13—30
38—52
38—52
Общий к. п. д
16—28
30—40
33—45
Потребление топлива, кДж/кВт .
14000—20000
8700—13400
13400—19000
Капитальные и эксплуатационные чем на газотурбинные установки.
расходы на газомотокомпрессоры несколько выше.
Удельный расход мощности [в кВт/(м3/мин) ] компрессора на единицу объема перекачиваемого газа определяют из выражения
(11.20)(11.20)дг О,9^УнРо
(11.20)
(11.20)
7д РхЧ ’
где Мн— номинальная мощность привода компрессора, кВт; Ро, Pi — соответственно абсолютные атмосферное и на входе в компрессор давления, МПа; Ui — объемный расход газа при условиях всасывания, м3/мин; 0,9 — коэффициент загрузки привода.
Из формулы (11.20) следует, что среднегодовые трудозатраты для указанных видов компрессоров находят из соотношения 1:2:8.
Удельный расход мощности на единицу степени сжатия составляет:
^д= 1,634^д= 1,6341Циз'Нмех1Циз'Нмехь (рМ\ь (рМ\(11-21)(11-21)
^д= 1,634
^д= 1,634
1Циз'Нмех
1Циз'Нмех
ь (рМ\
ь (рМ\
(11-21)
(11-21)
где Циз, Лмех — соответственно изотермический и механический к. п. д.
Из уравнения (11.21) с учетом выражения (11.20) может быть найдено произведение изотермического и механического к. п. д.:
VMex = Jd^ ^WPlY(П-22)
Объем ремонтных работ Т (в чел.-ч) для различных видов компрессоров определяется выражением
Т=ЛМН°’46,(11.23)
где А— размерный коэффициент (для электроприводных центробежных машин — 30; для электроприводных поршневых машин — 80; для газомотокомпрессоров — 320); Мн — номинальная мощность двигателя, кВт.
Расход топливного газа двигателя (привода) компрессоров
а = 0 02064—Го,75 + 0,025LlZ-^-l /1124}
u,uzuo4 МбПгту$я1,033 Кз у 288 J’
где Же — расходуемая мощность компрессорной станции, кВт; QH — низшая теплотворная способность газа, Дж/м3; -qrTy — к. п. д. газотурбинного привода компрессора; ро — атмосферное давление, МПа; Кз — коэффициент загрузки двигателя; Тг— температура воздуха на входе в газовую турбину, К.
В среднем qT.r составляет от 2 до 7% расхода компримируемого газа.
Для обеспечения нормальных условий работы эксплуатационного персонала циркуляцию воздуха в компрессорном цехе устанавливают из расчета 0,3 (м3/мин)/м2 площади цеха.
Нагнетание жидкости осуществляют насосами, которые характеризуются мощностью, подачей и напором.
Подача поршневого насоса (в м3/с)
л(2О=-^)_^(н25)
4 4-бОЦоб
где D — диаметр цилиндра, м; d— диаметр штока поршня, м; I — ход поршня, м; п — число двойных ходов в минуту, об/мин; z —■ число цилиндров насоса; цОб — объемный коэффициент подачи насоса (принимается, как правило, равным 0,85).
Теоретическая мощность на валу насоса (в кВт)
N = lOOOQ^-pJp ,(11.26)
где Q — подача насоса^ м3/мин; рх, р2— давления на входе и выкиде насоса, кПа; р — относительная плотность жидкости; т] — к. и. д. насоса (принимают 0,85).
Во избежание работы насоса в кавитационном режиме (газирование жидкости) должен быть создан необходимый минимальный напор на выкиде насоса с учетом условий всасывания, упругости паров нагнетаемой жидкости и значения уровня подпора жидкости в приемном резервуаре:
(11.27)(11.27)0,102 (рг — Лртрт Рупр-пар) П ==
(11.27)
(11.27)
Р
где Н— необходимый минимальный напор на выкиде насоса, м; рх— давление на входе насоса, кПа; &Ртрх —потери давления на всасывающем трубопроводе, кПа; рупр.пар — упругость пара нагнетаемой жидкости, кПа; р — относительная плотность нагнетаемой жидкости; h — подпор (разность отметок установки резервуара, из которого перекачивают жидкость, и насоса), м.
Сопоставление центробежных насосов в процессе их подбора к конкретным условиям перекачки жидкости осуществляют по приведенному числу оборотов ns и приведенному диаметру колеса Ds:
(11.28)(11.29)(11.28)(11.29)_ 2,44-n-Q0.6 .
(11.28)
(11.29)
(11.28)
(11.29)
^s Н°Р5 ’
0,74-£>-Я0,25
— Qo,5
где п— число оборотов колеса в минуту, об/мин; Q — подача насоса, м3/с; Н— напор, м; D—диаметр колеса насоса, м.
Для двух насосов с одинаковым диаметром колеса D соотношение между мощностью N, подачей Q, напором Н и числом оборотов п определяется выражением:
nx/n^Qx/Q2 = lHx/H^=kNx/N^i\(11.30)
Для двух насосов с одинаковым числом оборотов соотношение между их подачами Q, напором Н и мощностью ^2 находят из уравнений
Qi = Q^D2/DX);
(11.31)(11.31)Н2=Нхф2/ОхУ;
(11.31)
(11.31)
N2=NAD2/Dx^.
Расширение газов. Детандеры или расширительные машины (поршневые или турбинные) используются в технологических установках подготовки и переработки газа в качестве узла получения холода за счет расширения газа.
Действительную мощность на валу турбодетандера определяют теоретической мощностью и изэнтропическим к. п. д.:
-^действ = Т]изэнтрЛ^теор-(11.32)
Теоретическую мощность турбо детандер а находят по разности энтальпий до и после турбодетандера по энтальпийноэнтропийным диаграммам при А5 = 0 (изэнтропический процесс расширения). При этом действительная разность энтальпий определяется теоретической разностью между энтальпией и изэнтропическим к.п.д.:
А/действ = Т|изэнтрА/теор-(11.33)
Температура газа после его расширения в турбодетандере
Т2= Л + ТХ1(р2/Р1)т — 1] Лизэнтр,(1L34)
где Тх, Т2— температуры газа до и после турбодетандера, К; рх, Р^— давления газа до и после турбодетандера; т — = (К—!)//(; K=CP[CV; Цизэнтр— к.п.д. изэнтропический.
77Рис. 11.3. Зависимость изэнтропического к. п. д. ц турбодетандера от приведенного числа оборотов:1 — неполнонапорные аксиальные турбины;2 — полнонапорные аксиальные турбины; 3 — радиальные турбиныРис. 11.3. Зависимость изэнтропического к. п. д. ц турбодетандера от приведенного числа оборотов:1 — неполнонапорные аксиальные турбины;2 — полнонапорные аксиальные турбины; 3 — радиальные турбиныРис. 11.4. Зависимость эффективности Е трубопровода от содержания жидкости в газе R=Q«jQr по данным американских ученых:/ — Беггс, Брилль; 2 — Флэниган; 3— Руководство американской газовой ассоциацией (фирма «Бейкер»); 4— среднее значение; 5 — ДаклеРис. 11.4. Зависимость эффективности Е трубопровода от содержания жидкости в газе R=Q«jQr по данным американских ученых:/ — Беггс, Брилль; 2 — Флэниган; 3— Руководство американской газовой ассоциацией (фирма «Бейкер»); 4— среднее значение; 5 — Дакле
7
7
Рис. 11.3. Зависимость изэнтропического к. п. д. ц турбодетандера от приведенного числа оборотов:
1 — неполнонапорные аксиальные турбины;
2 — полнонапорные аксиальные турбины; 3 — радиальные турбины
Рис. 11.3. Зависимость изэнтропического к. п. д. ц турбодетандера от приведенного числа оборотов:
1 — неполнонапорные аксиальные турбины;
2 — полнонапорные аксиальные турбины; 3 — радиальные турбины
Рис. 11.4. Зависимость эффективности Е трубопровода от содержания жидкости в газе R=Q«jQr по данным американских ученых:
/ — Беггс, Брилль; 2 — Флэниган; 3— Руководство американской газовой ассоциацией (фирма «Бейкер»); 4— среднее значение; 5 — Дакле
Рис. 11.4. Зависимость эффективности Е трубопровода от содержания жидкости в газе R=Q«jQr по данным американских ученых:
/ — Беггс, Брилль; 2 — Флэниган; 3— Руководство американской газовой ассоциацией (фирма «Бейкер»); 4— среднее значение; 5 — Дакле
Сопоставление турбодетандеров при их выборе для конкретных условий эксплуатации осуществляют по приведенному числу оборотов ns, приведенному диаметру турбинного колеса Ds, изэнтропическому к. п. д. цИвэнтр, перепаду давления в турбине р^р\ и числу Рейнольдса.
Приведенное число оборотов турбодетандера
(11.35)
Приведенный диаметр колеса турбодетандера
(Q2)°>® ’ (11.00)
где n —- фактическое число оборотов колеса турбодетандера в минуту, об/мин; Q2— расход газа в условиях выкида газа из турбодетандера, м3/с; Д/Теор=(^2—/1)—изэнтропическая разность энтальпий, кДж/кг; 31—размерный переводной коэффициент; D— диаметр колеса турбодетандера, м.
Изэнтропический к. п. д. турбодетандера зависит от приведенного числа оборотов турбодетандера (рис. 11.3) и вида расширительной турбины. Для радиальных и полнонапорных аксиальных турбин Цизэнтр может достигать 80—85%.
Транспортировка газа по газопроводам (шлейфам, промысловым газосборным сетям и магистральным газопроводам) характеризуется таким параметром, как расчетная пропускная способность ^р газопровода, зависящим от годовой подачи газа потребителю (производительности газопровода) Qr, коэффици-
ента надежности КнД, коэффициента экстремальных температур Кэт и коэффициента расчетной обеспеченности КР0
qp^X^Qr/^КндКэтКро,(11.37)
где qp— расчетная пропускная способность газопровода, м3/с; Qr — годовая подача газа (производительность газопровода), м3/год; Кпд = 0,94-0,99; Кэт = 0,98; Кро = 0,95.
По qp при среднегодовой температуре выбирают диаметр трубы, параметры транспортировки газа (pi и рг), протяженность газопровода и т. п.
Гидравлический расчет газопровода выполняют по формуле л=кл/(11.38) 4 Г XpTcpZcpL
где q — расход газа по однониточному газопроводу, м3/с; р — относительная плотность газа; рь р2 — давления газа в начале и в конце газопровода, МПа; 2СР — средний коэффициент сжимаемости газа; 7СР— средняя температура газа по длине газопровода, К; % — коэффициент гидравлического сопротивления; К — размерный переводной коэффициент (при р в Па, L в м, D в м, q в м3/с, К=0,0384).
Коэффициент гидравлического сопротивления % с учетом местных сопротивлений находят по формуле
Х = 1,О5М£2,(11-39)
где Е— коэффициент гидравлической эффективности (принимают равным 0,95 при периодической очистке внутренней полости трубы от механических примесей и жидкости; с увеличением содержания жидкости Е снижается, рис. 11.4); ХТР— номинальный коэффициент гидравлического сопротивления труб, определяемый из графика XTP=f(Re, е) или рассчитываемый по формуле
= 0,067+,(11.40)
где Re= 17,75 (t/p/Dp)—число Рейнольдса; ц— вязкость газа, Па-с; q— расход газа, м3/с; D — внутренний диаметр трубы, м; р — относительная плотность газа; е—эквивалентная шероховатость (принимается равной 30 мкм для труб без внутреннего покрытия), м.
Средний коэффициент сжимаемости газа 2ср определяют в зависимости от средних приведенных давления и температуры по номограммам г=ЦТпР, рПр) или по формуле
2СР=1—0,4273(рсР)пР(ТсР)пР^(11.41)
где (РсР) пР—РсР/ркР; (7Ср)пР = 7ср/7кр.
Среднее давление газа в газопроводе
(11.42)(11.42)2
(11.42)
(11.42)
РсР=-д- 1Р1 + р23/<Р1 + Р2Ж
Среднюю температуру газа в газопроводе определяют по формуле Шухова:
+(l-e-“i),(11.43)
где а = 62,6"-^^ — расход газа, млн. м3/сут; DH— наружный диаметр трубы, мм; ТГр — температура грунта на глубине оси трубы, К; Ту — начальная температура газа, К; р — относительная плотность газа; К — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-ч-К); Ср — удельная теплоемкость, Дж/(м3-К).
Графики на рис. 11.5 построены для р = 0,9; zcp=l; Тср = = 305,3 К; ро=О,1 МПа; 70=15,6°С.
В случае расчета q для иных условий транспортировки газа необходимо вносить поправку, используя формулу
<7(рис. ll.Sl^-^L^P?ср_^ср_у аЛ144Ъ
0,1 \ 0,9 305,31 )
где q— расход газа при иных (чем на графике) условиях транспортировки, м3/сут; q (график) — расход газа по графику, м3/сут; рст— стандартное давление, МПа; р — относительная плотность газа; Тср— средняя по длине газопровода температура газа, К; 2ср —средний коэффициент сжимаемости.
При расчете сложных газопроводов, отличающихся от однониточных постоянного диаметра, гидравлический режим таких газопроводов сводят к расчету однониточного газопровода введением коэффициентов расхода Кр.
Для простых газопроводов коэффициент расхода
<1L45>
где Do, Хо — диаметр и коэффициент гидравлического сопротив
ления эталонного газопровода.
При Х = Хо KP=(D/D0)2-6 (табл. 11.1).
стоящего из нескольких участков различных диаметров:стоящего из нескольких участков различных диаметров:Коэффициент расхода для однониточного газопровода, со
стоящего из нескольких участков различных диаметров:
стоящего из нескольких участков различных диаметров:
п I-1=1п I-1=1(11.46)
п I-
1=1
п I-
1=1
где L — общая протяженность газопровода; U, KPi — протяженность и коэффициент расхода Z-го участка.
Рис. 11.6. Кривые потерь давления при перекачке воды в гладких трубопроводах с внутренним диаметром, см:
1 — 1,855; 2- 2,093; 3 — 2,431; 4 — 2,664; 5—3,81; 5 — 4,089; 7 — 5,25; 8 — 6,772; 9 — 7,793;
79 — 10,226; /2— 15,405; /2 — 20,272; /3 — 25,451; /4 — 30,48; /5 — 33,655; /6 — 38,735; /7 — 43.815; /8 — 48,895; 19 — 59,055; 20 — 74,295
(11.47)(11.47)Коэффициент расхода параллельных газопроводов равной протяженности (общие начальная и конечная точки)
(11.47)
(11.47)
i=i 1
Коэффициент расхода многониточных газопроводов с линейными участками разного диаметра
(11.48)
где т— число параллельных ниток; п— число участков разного диаметра на каждой нитке газопровода.
Рис. 11.5. Зависимость пропускной способности газопровода от градиента давления для труб с внутренним диаметром, мм:
7—901,7; 2 — 850,9; 3 — 800,1; 4 — 747,3; 5 — 698,5; 6 — 647,7; 7 — 596,9; 8 — 546,1; 9 — 495,3; /0 —444,5; // — 395,2; /2 — 381,0; /3 — 346,2; /4 — 333,5; /5 — 315,1; /6 — 303,3; /7 — 298,5; /8 — 265,8; /9 — 254,4; 20 — 247,6; 2/—211,9; 22 — 202,8; 23 — 193,7; 24 — 161,1; 25 — 154,1; 26 — 147,4 ; 27—131,9; 28 — 127,4; 29 — 107,9; 30 — 102,3; 37 —97,2; 32 — 77,9; 33 —73,7; 34 — 59,5; 35 —52,3; 36 —49,1; 37 — 42,9; 38 — 32,5
Таблица 11.1
Значения коэффициента расхода
Услов-
Толщина стенки т]
зубы, мм
ный
диа
метр тру бы,
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1 5
16
426
0, 101
0,100
0,0985
0,0973
0,096
0,0945
0,0935
1
0,0923 0,0913
0,090
0,089
529
0,181
0,179
0,177
0,175
0,173
0,396
0,171
0,170
0,168
0,166
0,164
0,163
720
0,408
0,405
0,402
0,398
0,394
0,391
0,388
0,385
0,382
0,379
820
0,574
0,570
0,567
0,563
0,560 0,556
0,553
0,550
0,546
0,543
0,540
1020
1,021
1,016
1,010
1,005
1,000
0,995
0,998
0,983
0,976
0,972
0,970
1220
1,634
1,630
1,620
1,615
1,610'
1,600
1,590
1,585
1,580
1,575
1,570
1420
2,434
2,425
2,416
2,407
2,398
2,390
2,381
2,372
2,363
2,354
2,345
Транспортировка жидкости, газового конденсата, нефти и воды по трубопроводам характеризуется показателями, аналогичными показателям при транспортировке газа.
Потери давления на трение (в МПа) при движении жидкости в трубопроводе
Дртр = (р1-р1)=Х1^-,(11.49)
где pi, р2 — давления в начале и в конце трубопровода, МПа; Л — коэффициент гидравлического сопротивления; р — плотность жидкости, кг/м3; L — длина трубопровода, м; D— внутренний диаметр трубопровода, м; v — скорость жидкости в трубопроводе, м/с.
Коэффициент гидравлического сопротивления определяют в зависимости от числа Рейнольдса или по графику А = = f(Re, е), или по формулам:
для ламинарного течения
A = 64/Re;(11.50)
для турбулентного течения
A-0,3164/^Re.(11.51)
На графиках для Re>2000 (рис. 11.6 и 11.7) представлены градиенты потерь давления на трение (ДртрЩ от расхода воды и углеводородных жидкостей для труб с различным внутренним диаметром. На графике (рис. 11.7) градиенты потерь давления на трение для углеводородных жидкостей определены для жидкости с относительной плотностью р=1. Градиент давления с иной относительной плотностью находят умножением градиента давления (см. рис. 11.7) на фактиче- 258
Рис. 11.7. Кривые потерь давления при перекачке углеводородных жидкостей в гладких трубопроводах с внутренним диаметром, см:1 — 1,885; 2 — 2,431; 3 — 4,089; 4 — 5,25; 5 —6,772; 5 — 7,793; 7 — 10,226; 8 — 15,405- 9 — 20,272; /0 — 25,451; // — 30,48; /2 — 33,655; /3 — 38,735; /4 — 43,815; /5 — 48,895; /5 — 59,055Рис. 11.7. Кривые потерь давления при перекачке углеводородных жидкостей в гладких трубопроводах с внутренним диаметром, см:1 — 1,885; 2 — 2,431; 3 — 4,089; 4 — 5,25; 5 —6,772; 5 — 7,793; 7 — 10,226; 8 — 15,405- 9 — 20,272; /0 — 25,451; // — 30,48; /2 — 33,655; /3 — 38,735; /4 — 43,815; /5 — 48,895; /5 — 59,055
Рис. 11.7. Кривые потерь давления при перекачке углеводородных жидкостей в гладких трубопроводах с внутренним диаметром, см:
1 — 1,885; 2 — 2,431; 3 — 4,089; 4 — 5,25; 5 —6,772; 5 — 7,793; 7 — 10,226; 8 — 15,405- 9 — 20,272; /0 — 25,451; // — 30,48; /2 — 33,655; /3 — 38,735; /4 — 43,815; /5 — 48,895; /5 — 59,055
Рис. 11.7. Кривые потерь давления при перекачке углеводородных жидкостей в гладких трубопроводах с внутренним диаметром, см:
1 — 1,885; 2 — 2,431; 3 — 4,089; 4 — 5,25; 5 —6,772; 5 — 7,793; 7 — 10,226; 8 — 15,405- 9 — 20,272; /0 — 25,451; // — 30,48; /2 — 33,655; /3 — 38,735; /4 — 43,815; /5 — 48,895; /5 — 59,055
скую относительную плотность жидкости.
По формуле (11.49) могут быть рассчитаны необходимые диаметр и длина трубопровода при известном расходе (скорости) жидкости.
Тепловой режим газопроводов зависит от условий движения и теплообмена с окружающей средой. Распределение температуры газа по длине газопровода с учетом дроссель-эффекта (охлаждение газа в результате дросселирования его от давления pi до давления р2) находят по уравнению
Т,=То -К — Т^е-» - ^1^^- (1 -е-"), (11.52)
где Тх— температура газа в точке х газопровода, К; ^о— температура среды (грунта), с которой осуществляется теплооб
мен газопровода, К; Т\— начальная температура газа, К;
х, L — длина газопровода до точки х и общая протяженность 1 , 16^,,9
газопровода, м; а = 62,6 —; q— расход газа, м3/сут; Щ—
деСрЮ6
наружный диаметр трубы, мм; к— коэффициент теплопередачи (^ = 0,5ч-2) от газа в окружающую среду, Вт/(м2-ч-К); Ср—■
удельная теплоемкость газа, кДж/(кг-К); р — относительная
плотность газа; Di—дроссель-эффект, °С/МПа; рх, р^, рСр— начальное, конечное и среднее давления в газопроводе.
В случае коротких газопроводов при значительных перепадах давления понижение температуры газа в газопроводе за счет дроссель-эффекта может достигать 5—10 °C.
При незначительном влиянии дроссель-эффекта распределение температуры определяют по формулам (11.43) и (11.52). Коэффициент теплопередачи к существенно зависит от способа прокладки газопровода (подземного, наземного, в насыпи, надземного, теплоизолированного) и теплопроводности Хгр грунтов (см. СНиП 18-76). При проектировании газосборных сетей коэффициент теплопередачи обычно принимают равным & = = (0,5-4-2) Вт/(м2-ч-К). С увеличением влажности грунта коэффициент теплопроводности ХГр возрастает, что приводит к увеличению коэффициента теплопередачи. Использование теплоизоляции из пенополиуретана толщиной более 25 мм позволяет обеспечивать практически изотермический сбор газа на газовых промыслах.
При высоких устьевых температурах газа на скважинах и отсутствии теплоизоляции на шлейфах и сборных сетях газа и газового конденсата во избежание осложнений предусматривают тепловые компенсаторы П-образного или зигзагообразного типа (по аналогии с прокладкой тепловых сетей).
Коэффициент линейного расширения стали а=1,2-10~5 1/град.
Расчет труб на прочность при прокладке трубопроводов осуществляют проверкой толщины стенки трубы при известном внутреннем рабочем давлении:
(11.53)(11.53)ПррРн2№ + ярр) ’
(11.53)
(11.53)
где б — толщина стенки; пр — коэффициент перегрузки (запас прочности) по давлению; Rx — расчетное сопротивление материала труб, определяемое исходя из предела прочности; р — внутреннее рабочее давление; DH — наружный диаметр трубы.
Расчетное сопротивление материала труб определяют из выражения (СНиП П-45—75):
(11.54)(11.54)Ri=R\v^/КхКн;
(11.54)
(11.54)
R^=R№m/Ks>RH,
где Ri, R2 — расчетные сопротивления соответственно по пределу прочности и текучести; RXH, R^h — нормальные сопротивления соответственно по пределу прочности и текучести; т — коэффициент условий работы трубопровода, определяемый в зависимости от его категории; Ki, К2 — коэффициенты безопасности по материалу; Кн — коэффициент надежности.
Обычно принимают: /С = 1,344-1,56; К2= 1,14-1,2; Кн=14- 4-1,15. Коэффициент т зависит от классификации трубопроводов.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяют на два класса:
Класс III
Давление, МПа . . .2,5—101,2—2,5
Магистральные нефте- и продуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяют на четыре класса:
Класс IIIIII IV
Диаметр, мм ....1000—14001000—500500—300<300
Участки магистральных трубопроводов в зависимости от условий работы (по СНиП П-45—75) подразделяют на категории:
категория В — переходы нефте- и продуктопроводов диаметром 1000 мм и более через водные преграды и прибрежные участки при подземной и надземной прокладке; газопроводы внутри зданий и на территории КС, ГРС и СПХГ;
категория I — переходы через водные преграды газопроводов диаметром 1000 мм и более; нефтепроводов диаметром менее 1000 мм; переходы через болота III типа; переходы через железные и автомобильные дороги газопроводов при подземной прокладке и нефтепроводов при надземной прокладке; участки трубопроводов в туннелях; узлы подключения; участки вдоль реки, каналов, ‘ водохранилищ, трубопроводы внутри зданий.
Коэффициент т зависит от категории следующим образом:
КатегорияВ IIIIIIIV
т 0,60,750,750,90,9
Трубопроводы категорий I и В подвергаются предварительному гидравлическому испытанию при давлении рисп= 1,25рраб- Переходы нефте- и нефтепродуктопроводов категории В через водные преграды подвергаются гидроиспытаниям при рИсп = = 1,5 рРаб. При этом допускается повышение испытательного давления до значения, вызывающего напряжение в металле труб не более 0,9—1 предела текучести.
Трубопроводы II, III и IV категорий могут не подвергаться предварительным гидравлическим испытаниям.
Очистка и осушка трубопроводов позволяют удовлетворять требованиям высокого уровня чистоты транспортируемой продукции; предотвращать внутреннюю коррозию; повышать пропускную способность. В этих целях используют пропуск скребков (шары, поршни и т. п.), пескоструйную, химическую и смешанную очистки.
Для проталкивания скребков применяют природный газ, азот и воздух. Скорость прохождения поршней должна быть не
менее 16 км/ч. Оптимальная длина участка между камерами запуска и приема скребков составляет 20—25 км. Линейные краны целесообразно использовать равнопроходными.
При пескоструйной очистке скорость абразива и движущей среды (природный газ, воздух, азот) на выходе из пескоструйного аппарата должна составлять от 65 до 100 м/с. Оптимальная длина L (в км) очищаемого участка определяется экспериментально в зависимости от диаметра D (в мм) трубопровода и составляет L = D/5Q.
Использование химических реагентов (растворов кислот, синтетических моющих средств, ингибиторов гидратообразова- ния, ингибиторов коррозии) вместе с разделительными поршнями позволяет улучшать очистку внутренней полости трубопровода и наносить антикоррозионную пленку для предотвращения коррозии.
ГЛАВА 12
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОБУСТРОЙСТВА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
«Инструкция по разработке проектов и смет для промышленного строительства (СН 202-81)» устанавливает содержание, состав, порядок разработки, согласования и утверждения проектов и смет, по которым осуществляются строительство, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих промышленных предприятий, зданий и сооружений, а также экспериментальное строительство. Указанная Инструкция Госстроя СССР вместе с общесоюзными и отраслевыми актами и документами распространяется на обустройство газовых и газоконденсатных месторождений.
Примерный состав технорабочего (технического) проекта обустройства месторождения, определяемый Инструкцией СН 202-81.
Общая пояснительная записка.
Технико-экономическая часть.
Генеральный план, транспорт и восстановление (рекультивация) нарушенных земель."
Генеральный план.
Б. Внешний транспорт.
Восстановление (рекультивация) нарушенных земель.
Разрабатывается в составе землеустроительного дела и включается в состав проекта.
Технология производства, обеспечение энергоресурсами и защита ■окружающей среды.
Технология производства.
Б. Автоматизация технологических процессов, включая АСУ ТП.
Электроснабжение и электрооборудование.
Г. Энергетические установки по обеспечению сжатым воздухом, ацетиленом, кислородом, газом и др.
Д. Тепловые сети.
Мероприятия по охране водоемов, почвы и атмосферного воздуха от загрязнения сточными водами и промышленными выбросами.
Организация труда и системы управления предприятием, включая АСУП.
Организация труда.
Б. Системы управления предприятием, включая АСУП.
Связь и сигнализация.
Строительная часть.
Архитектурно-строительные решения.
Б. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха.
Водоснабжение и канализация.
Организация строительства.
Организация подготовки к освоению проектных мощностей и освоение проектных мощностей в нормативные сроки.
Сметная часть.
Жилищно-гражданское строительство.
Проектирование объектов добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата в процессе составления технического проекта обустройства месторождений производят в соответствии с отраслевыми Временными нормами технологического проек-
Таблица 12.1
Показатели качества воды для производственных нужд
Потребители
Вода
исходная
обработанная
Теплообменные аппараты и агрегаты:
с охлаждением заруба- шечных пространств
Общая жесткость 7 мг-экв/л
Общая жесткость <0,5 мг-экв/л
(закрытый цикл обо-
Содержание взвешенных час-
Прозрачность
ротного водоснабже-
тиц <8 мг/л
>30 см, рН = 7^8
ния)
То же для систем откры-
Общая жесткость 7 мг-экв/л
Общая жесткость
того цикла оборотного
(не более)
<2 мг-экв/л
водоснабжения
Содержание взвешенных частиц
<8 мг/л
Прозрачность >30 см, рН=7ч-8 То же
Котельные установки (до химводоочистки)
Общая жесткость <7 мг-экв/л Содержание взвешенных частиц <8 мг/л
Прозрачность >30 см
Окисляемость <15 мг/л (О2)
Содержание СО2 — нет
Содержание железа <0,2 мг/л
Содержание масла <3 мг/л
Насосы (охлаждение без применения оборотного водоснабжения)
Общая жесткость <7 мг-экв/л Прозрачность >30 см Содержание взвешенных частиц <40—50 мг/л
Компрессоры (охлаждение без применения оборотного водоснабжения)
Общая жесткость <7 мг-экв/л Прозрачность >30 см
»
Насосы для приготовления глинистых растворов
Необработанная вода, используемая для прочих производственных нужд
»
Таблица 12.2
Кратность воздухообмена в производственных помещениях высотой 6 м (при снижении высоты производственного помещения кратность воздухообмена увеличивается на 25% на каждый 1 м снижения высоты)
Реагент, материал
Кратность - воздухообмена
Коэффициент увеличения при горячих продуктах
Метанол:
в насосных
20
—
в прочих помещениях
15
—
Газовый конденсат
Диэтиленгликоль:
10
1,2
при постоянном пребывании обслуживающего персонала
15
1,2
при разовом пребывании обслуживающего персонала
3
1,2
Жидкий хлор
12
—
Аммиак
8
—
Регенерируемое масло
12
1,2
Керосин и дизтопливо
8
1,5
тирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа ВНТП 01-85, Руководством по применению типовых технологических схем унифицированного блочно-комплектного оборудования и установок комплексной подготовки газа в модульном исполнении на объектах ГДП и СПХГ, Правилами эксплуатации объектов добычи и хранения газа и другими общесоюзными и отраслевыми руководящими и регламентирующими материалами и документами.
Рассмотрим следующие рекомендации по нормируемым технологическим показателям, используемым при проектировании основного и вспомогательного производства объектов добычи газа и газового конденсата (табл. 12.1, 12.2):
Нормативы для расчета потерь давления (в кПа/100 м) в трубопроводах при их проектировании
Трубопроводы для перекачки: углеводородных жидкостей 20—25
жидкостей гидроразрыва и кислотных обработок ...450
пара 20—25
Водопроводы .. ..Ю—25
Газопроводы (потери давления определяются расчетом по формулам трубной гидравлики): для трубы,индивидуально подключенной к компрессору2,5—3
для давления нагнетания в МПа:
<0,35 2,5—3
>0,35 5,5—6
для топливного газа 1,5
для других условий Ю—15
Рекомендуемые скорости (в м/с) технологических потоков в трубопроводах
Газ природный, попутный 5—20
Газовый конденсат нестабильный:
Жидкость вязкостью (в см2/с): 0,01—0,06 2,5/1,5
0,06—0,12 2,2/1,4
0,28—0,72 1,5/1,2
0,72—1,46 1,2/1,1
1,46—4,38 1,1/1,0
4,38—9,77 1,0/0,8
Вода в трубопроводах: циркуляционных систем охлаждения ...</2,0/1,0
напорной канализации 1,0—1,5
самотечной канализации 0,6—1,0
подпитки котлоагрегатов (1,5—2,5)/( 1,0—2,0)
Пар водяной: насыщенный 15—60
перегретый 50—70
Конденсат водяной 0,5—1,5
Сжатый воздух .(7,5—12,5)/(5,5—10)
Масла смазочные ...(0,8—1,2)/0,2
Ингибиторы </3,0
Примечание. В числителе — для нагнетательных, в знаменателе — для всасывающих трубопроводов.
Требования к внутриплощадочным трубопроводам Надземная прокладка трубопроводов при Dy в мм 50—150
>200
Подземная прокладка трубопроводов ....
Расстояние в свету (в мм) между нетеплоизолированными трубопроводами (фланцы вразбежку) при Dy в мм
50—100
100—350
>350 .. '
Расстояние в свету (в мм) между теплоизолированными трубопроводами:
между наружными поверхностями тепловой изоляции между стенками канала и поверхностью тепловой изоляции
Уклон для возможности опорожнения: газопроводов, воздухопроводов с влажной средой, факельных и аварийных линий ....
легкоподвижных жидких сред высоковязких и застывающих сред
Минимальная толщина стенки (в мм) газопроводов, определяемая расчетом при Dy в мм:
<50
<300
<500
>500
На эстакадах
На отдельно стоящих опорах
Глубина заложения не менее 0,8 м от верха трубы
80—90100—120150
100
100
0,003 0,002 0,02
3
4
5
6
Нормы расхода для продувки и промывки газового оборудования перед его ремонтом
8-кратный объем8—243-кратный объем8-кратный объем8—243-кратный объемПродувка инертным газом .
8-кратный объем
8—24
3-кратный объем
8-кратный объем
8—24
3-кратный объем
Время пропарки острым паром при давлении 0,3 МПа и расходе 0,2 т/с, ч Промывка водой
Расход воды на промывку резервуаров после пропарки острым паром
Вместимость резервуара, м3 Число гидромониторов промывки
400 700
11
1000
1
2000 3000
12
5000
2
10 000
2
Подача гидромониторов, м3/ч Продолжительность промывки,
140 140
140
140280
280
280
ч
1,0 1,5
2,0
2,53,0
3,5
5,0
Расход воды для промывки, м3 140 210280350840
Коэффициенты резервирования технологического оборудования для расчета установленной производительности
Число единиц оборудования
980
1400
(модулей)
Установки:
подготовки газа (технологи-
1
2
3
4
>5
ческие линии, модули, блоки) стабилизации газового конденсата
Насосы для:
установок НТС, осушки газа,
2,0
1,2
1,5
1,2
1,33
1,2
1,25
1,2
очистки газа циркуляционного орошения колонн и подачи теплоноси-
2,0
>1,3
>1,3
>1,3
>1,3
теля откачки продукта из низа колонн и из резервуарного
2,0
>1,3
>1,3
>1,3
>1,3
парка
оборотного водоснабжения и
2,0
>1,3
>1,3
>1,3
>1,3
свежей воды
Газовые и воздушные компрес-
1,5
1,3
1,3
1,3
соры и воздуходувки ...
Компрессорные машины на ДКС и КС
2,0
1,51,33
ВСН 51=2—79
1,25
1,2
Нормы запасов сырья, товарной продукции, масел и смазочных материалов
Запас сырья установок стабилизации и подготовки конденсата для резервуара:
наземного
подземного
Срок хранения товарной продукции УСК и УПК, сут
Вместимость резервуаров товарной продукции УСК. и КПК ....
Суточная производительность установки
Из расчета продолжительности ремонта
<3
Определяется расчетом по объему
3-суточной производительности
Вместимость буферная ....
Коэффициент заполнения резервуаров:
вертикальный
горизонтальный
горизонтальный для сжиженного газа Норма запасов реагентов и смазочных материалов на складе при отгрузке, суточная потребность (производительность) :
в цистернах
в таре ...
только водным транспортом ..
Норма неснижаемых запасов масла в объеме 50%-ной емкости:
масляной системы
ДКС с электроприводом ..
при доставке масел только водным транспортом Норма запасов инертного газа ..
Определяется расчетом по объему за 10—15-минутный срок работы установок
0,95
0,9
0,835
г20
;30 г 300
45-суточной потребности
По одной цистерне объемом не менее 26 м3 для чистого трансформаторного и отработанного масел
Годовой запас
Определяется расчетом исходя из среднего и максимального расходов
Требования к воздухозабору для систем вентиляции и отопления
Температура воздуха, подаваемого в летний период в помещения со значительными тепловыделениями
Воздух, подаваемый в помещения с электрооборудованием в нормальном исполнении:
подпор, Па
кратность
отметка воздухозабора от уровня земли,м Воздухозабор приточных вентиляционных установок:
для цехов с выделением паров и газов плотностью менее 0,8 для цехов с выделением паров и газов плотностью 0,8 и более
для отдельно стоящих невзрывоопасных помещений (плотность газа 0,8 и более) в радиусе, м:
Не более чем на 10 °C ниже температуры воздуха в рабочей зонеНе более чем на 10 °C ниже температуры воздуха в рабочей зоне49 >5 >2049 >5 >20На 2 м выше уровня землиНа высоте 1,2—1,5 ,м от уровня землиНа 2 м выше уровня землиНа высоте 1,2—1,5 ,м от уровня землиНа высоте 1,2—1,5 м от уровня землиНа высоте 2 м и более от уровня землиНа высоте 1,2—1,5 м от уровня землиНа высоте 2 м и более от уровня земли<50
Не более чем на 10 °C ниже температуры воздуха в рабочей зоне
Не более чем на 10 °C ниже температуры воздуха в рабочей зоне
49 >5 >20
49 >5 >20
На 2 м выше уровня земли
На высоте 1,2—1,5 ,м от уровня земли
На 2 м выше уровня земли
На высоте 1,2—1,5 ,м от уровня земли
На высоте 1,2—1,5 м от уровня земли
На высоте 2 м и более от уровня земли
На высоте 1,2—1,5 м от уровня земли
На высоте 2 м и более от уровня земли
Требования к сбросным и факельным линиям
Дымовые трубы и глушители выхлопных газов: расстояние от наружной стенки цеха, м >3
высота над коньком кровли цеха, м 2
высота над дефлектором, м 1
Свечи, высота от предохранительных клапанов и линий сброса газа, м: над коньком кровли цеха 2
над дефлектором 1
высота от предохранительных клапанов и линий сброса газа при размещении компрессорных агрегатов на открытой площадке, м:
выше окон окружающих зданий в радиусе 25 м ..На 1
от обслуживающих площадок агрегатов >5
Продувочные для аппаратов (сепаратор, пылеуловитель и т. п.) и на межцеховых газопроводах: расстояние от площадки КС, УППГ, УКПГ, ГС (за ограждением), м >25
высота от уровня земли,м >5
Факелы: высота на скважине, м >10
высота на КС, УППГ, УКПГ, ГС, м >25
расстояние от границы технологического объекта до факела, м >100
максимальная скорость истечения газа в атмосферу, м/с .«>80
объем сборника жидкости, поступающей из отбойников газового конденсата факелов и факельных линий, м3. ...>10
расстояние от дросселя-диспергатора до факела, м ...10—15
ГЛАВА 13
ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
Источники загрязнений. Основными источниками загрязнений территории и водоемов сточными водами газовых промыслов, компрессорных и насосных станций, газопроводов и кон- денсатопроводов, газораспределительных станций, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов являются:
устья скважин, прискважинные площадки и оборудование;
мерники, сепараторы, абсорберы и десорберы установок комплексной подготовки газа и головных сооружений газовых промыслов, установок подготовки газа на подземных хранилищах газа и газоперерабатывающих заводах;
резервуарные парки и канализационная сеть;
промысловые трубопроводы, газо- и конденсатопроводы;
компрессорное и насосное оборудование, вспомогательные службы.
Во всех случаях потери газа и конденсата возможны через сальники, фланцевые соединения арматуры, а также при профилактических и ремонтных работах.
Таблица 13.1
Вероятностный уровень загрязнений
Источник загрязнения
Вероятность загряз тения
Уровень шума
земли
ВОДЫ
атмосфера
Скважины и устьевое оборудование
Низкий
Низкий
Низкий
Низкий
Сборные трубопроводы и трубопроводы для закачки воды
Высокий
Высокий
»
»
Установки сепарации и промысловой обработки конденсата
Средний
Средний
Высокий
»
Оборудование для поддержания давления, компрессорное оборудование
Низкий
Низкий
Средний
Высокий
Резервуарные парки
Средний
Высокий
Высокий
Низкий
Вероятность загрязнения окружающей среды при эксплуатации газовых промыслов и трубопроводов отражена в табл. 13.1.
При проектировании, сооружении и эксплуатации газовых промыслов, газопроводов, станций подземного хранения газа и газоперерабатывающих заводов инженерное обеспечение объектов (водоснабжение, теплоснабжение, газоснабжение, электроснабжение, канализация, вентиляция и т. п.) осуществляют в соответствии с действующими строительными нормами и правилами. Ориентировочные объемы промышленных стоков от объектов промплощадок компрессорных станций и характеристика промышленных стоков могут быть оценены по данным табл. 13.2 и 13.3.
Таблица 13.2
Вероятностное количество стоков
Цеха и производства
Количество стоков на единицу, м3
хозяйственно-бытовые
производственные
КС с ГМК, охлаждаемых водой, 100 000 м3 газа
0,2
0,1
КС с ГМК с парообразным охлаждением, 100 000 м3 газа
0,09
0,1
КС с центробежными нагнетателями с газотурбинными приводами, 100 000 м3 газа
0,4
0,1
КС с электроприводом, 100 000 м3 газа
0,1
0,05
Продувка циркуляционной системы водоснабжения (градирни), 1 продувка
3-6 % (оборотного объема)
Таблица 13.3
Вероятностные концентрации загрязнений
Объект
Режим водопо- требления
Концентрация загрязнений, мг/л
5 О 2
2 ч
Мяо
1«
к о
z
о
г
б
Z
Химлаборатория
Непрерывный
100
12
50
120
—
Бак для закалки (кузнечный)
Периодический
20
—
,—
—
Банна для промывки деталей аккумуляторов
»
25 000
100000
—
—
Ванна электролита Котельная:
»
—•
—
—
10 000
—
катионитовая установка
»
—
—
250
непрерывная и периодическая продувка
Непрерывный
—
0,3— 0,5
0,1
Мойка грузовых автомобилей
Периодический
5000
500
—
—
Мойка легковых автомобилей
Склад ГСМ:
»
1000
100
—
контора с комнатой анализов
Непрерывный
—
500
—
—
—
подтоварные воды из резервуаров
Периодический
—
500
-—
—
—
Диаметр коррозионного свища, мм
Давление, МПа-10
0,02
0,35
1,75
4,20
7,00
21,00
35,00
0,39
0,03
0,11
0,28
0,57
0,85
2,26
3,96
0,79
0,06
0,17
0,57
0,99
1,70
4,53
7,08
1,59
0,28
1,13
2,83
5,66
9,06
25,47
42,45
3,18
1,40
5,66
16,98
33,96
50,94
141,50
232,06
6,35
7,00
33,96
93,39
183,95
291,49
800,89
1315,95
12,70
39,60
186,78
532,04
1055,59
1641,40
4428,35
7442,90
Таблица 13.4
Возможные потери газа (в тыс, м3/год) при утечках
Потери газа и конденсата, вызванные повреждениями трубопроводов, приводят к значительным загрязнениям окружающей среды. В табл. 13.4 приведены годовые потери газа, наблюдаемые при истечении через свищи при различных давлениях газа в газопроводе.
Приведенные данные позволяют оценить возможные уровни загрязнения окружающей среды и наметить меры по предотвращению или снижению уровня загрязнений. В табл. 13.5 класси-
Таблица 13.5
Возможные методы предотвращения повреждений трубопроводов
Причины повреждений
Методы предотвращения повреждений
Применяемая для диагностирования аппаратура
на стадии проектирования
при эксплуатации
Коррозия
Катодная защита
Изоляционные покрытия
Применение нержавеющих материалов
Использование ингибиторов коррозии
Осмотры состояния поверхности трубопроводов
Приборы для измерения скорости коррозии
Приборы контроля качества и состояния
Эрозия
Выбор правильных размеров, схемы укладки и материалов Использование проти- воэрозионных покрытий
Проведение осмотров
Датчики эрозии
Механические повреждения
Выбор соответствующего условиям трубопроводного оборудования
Правильная технология сооружения переходов
Замена поврежденных труб и арматуры
Техническое обслуживание
Датчики давления
Механические повреждения
Подготовканефте-
сборников
Установка трубопровода на опоры
Техническое обслуживание
Датчики давления
фицированы методы предотвращения повреждений наземных газо- и конденсатосборных сетей.
Методы обработки и сброса промышленных сточных вод и применяемое оборудование определяют с учетом требований защиты окружающей среды.
Сточные воды считают чистыми, если они удовлетворяют следующим требованиям:
биохимическое потребление кислорода не превышает 50 мг/л;
отсутствуют плавающие органические загрязнители;
содержание взвесей не превышает 60 мг/л;
содержание нефти (конденсата) при экстрагировании эфиром не превышает 5 мг/л;
Таблица 13.6
Уровень возможного снижения загрязнений (в %)
Сооружение
бпк20
Взвешенные вещества
Бактерии
Сита и решетки с прозорами 12— 18 мм
5
5
10
Песколовка
5
5
10
Двухъярусный септик
75—80
95
87
Отстойник (горизонтальный, вертикальный)
25
40
25
Капельный биофильтр
80—85
-—
90
Высоконагружаемый биофильтр
70—80
—
90
Высоконагружаемый биофильтр с рециркуляцией
Аэротенк:
85
90
обычный
90
—
90
продленной аэрации
90
—
90
для хлорирования осветленных сточных вод
15
—
90
для хлорирования осветленных сточных вод после биологической очистки
—
—
99
Песчаные фильтры после биологической очистки
Установка для:
50
50
—
озонирования в дозах 35—38 мг/л
50
50
—
фильтрования биологически очищенных сточных вод через слой активированного угля со скоростью 5 м/ч
99
99
отсутствует поддающаяся измерению токсичность;
цвет более 20 единиц (по платинокобальтовой шкале);
6^рН^9.
Сброс поступающих вместе с газом пластовых вод осложняется присутствием в них эмульгированной нефти (конденсата), разнообразных коррозионных веществ, песка, растворенных и выпадающих в осадок сульфидов, большого количества растворенных солей, а иногда и солей слабых органических кислот. Кроме того, в пластовых водах в измеряемых количествах могут присутствовать токсичные вещества, такие, как барий, стронций, тяжелые металлы. Сброс промышленных стоков компрессорных и насосных станций, газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ газа осложнен присутствием растворенных и выпадающих в осадок сульфидов, солей, кислотных и щелочных растворов, одно- и многоатомных спиртов.
Обработка промышленных стоков с целью последующего их сброса связана со значительными дополнительными затратами.
Сточные воды очищают различными методами: механическими, сорбционными, химическими, биологическими и комбинированными. В табл. 13.6 и 13.7 отражено возможное сниже- 272
Таблица 13.7
Остаточное содержание и уровень снижения загрязнений
-Сооружение
Максимально допустимая концентрация нефтепродуктов, мг/л
Остаточное содержание нефтепродуктов, мг/л
Снижение загрязнений, %
Взвешенные вещества
Нефтепродукты
Мазутоловушка
.—
20—40
75—80
95—98
Нефтеловушка
15 000
50—100
—
90—70
Флотационная установка
250
25—15
50—95
95-99
Пруд отстаивания
100
25—30
—
50—70
Песчаные фильтры
60—80
—
—
80—85
Фильтры из кокса и
10 000
—
—
99,5
древесной стружки
Примечание. Содержание растворенных газов (метана, сероводорода, сероуглерода) в стоках при отстаивании в открытых прудах в течение 5—6 ч снижается за счет естественной аэрации на 50—60% от начальной концентрации.
ние загрязнений бытовых и промышленных сточных вод (в % от начальной концентрации) отдельными очистными сооружениями, основанными на различных методах очистки.
Механический метод (применение гравитационного разделения, флотации и фильтрования) используют для очистки от грубодисперсных примесей, нефтепродуктов и активированного ила.
Способ гравитационного разделения основан на разделении водонефтяной смеси на две отдельные фазы под действием разности удельных весов нефти и воды. Этот способ эффективен при небольшом удельном весе нефти.
В тех случаях, когда гравитационный метод не обеспечивает нужной степени разделения нефти и воды, применяют метод флотации, который предусматривает растворение газа в воде под давлением. При снижении давления в системе выделяющиеся пузырьки газа прилипают к твердым частицам или К капелькам нефти и, всплывая, выносят их на поверхность. Флотация — весьма эффективный метод удаления следов нефти из воды, когда ее концентрация не превышает 0,01% и водонефтяная смесь не является эмульсией. В других случаях эффективность метода значительно ниже.
Когда очистке флотацией подвергается вода с высоким содержанием нефти или эмульгированная вода, дополнительно применяют методы химической ее обработки. Установлено, что в качестве адсорбентов для нефти можно успешно использовать специальные глины. Их добавление в виде суспензии во флотационную камеру вместе с электролитом во многих случаях обеспечивает весьма высокую степень очистки воды.
Когда методы гравитационного разделения и флотации оказываются неэффективными, применяют метод фильтрования. ■Фильтры прежде всего позволяют удалять из воды твердые частицы. Фильтр выбирают с учетом требуемой производительности на выходе установки, содержания твердых частиц в обрабатываемой жидкости, свойств твердых частиц, размеров капитальных и эксплуатационных расходов и т. п.
Используют преимущественно стационарные песчаные фильтры. Начали находить применение передвижные фильтры для подготовки воды, в которых используются малогабаритные диатомовые фильтры. Песчаные фильтры с высокой скоростью прокачки обладают рядом преимуществ по сравнению с фильтрами, имеющими низкую скорость прокачки, поскольку у последних больше поверхность фильтрации и, следовательно, они менее удобны в эксплуатации.
Песчаные фильтры с высокой скоростью фильтрации делят на две группы: гравитационного и принудительного действия. Последние работают при внешнем перепаде давления, что увеличивает срок службы песчаной набивки и скорость фильтрации воды через установку.
В качестве набивки фильтров для удаления из воды взвешенных веществ применяют силикатный песок, антрацит, гранитный песок.
Наиболее часто употребляют напорные (герметичные сосуды) или гравитационные фильтры (открытые емкости). Пропускная способность фильтров 100—200 л/мш: в расчете на 1 м2 поверхности. Слой набивки толщиной 50—75 см укладывают на специальные сетки или на слой сортированного гравия.
Фильтры этого типа обычно восстанавливаются обратной промывкой водой из расчета 500—700 л/мин на 1 м2 поверхности. Очистка заполнителя фильтра может быть улучшена применением пневмоочистки или поверхностной очистки, активизирующих поверхность набивки. Успешная эксплуатация фильтров зависит от их регулярной очистки.
Стандартные фильтры с зернистой набивкой могут быть использованы для удаления взвешенных частиц г ри их концентрации до 30 мг/л. Набивка должна удерживать взвешенные частицы. Если требуется повышенное качество очистки, то необходимо добавлять какой-либо реагент типа органического коагулянта, способствующего осаждению твердых частиц на фильтре. Фильтры с зернистой набивкой иногда изготовляют со специальным разделительным слоем, позволяющим увеличить пропускную способность фильтров для стоков с большим содержанием твердых частиц при сохранении высокого качества очистки.
Набивку тщательно отбирают по составу и крупности частиц, что позволяет получить более высокие эксплуатационные
Таблица 13.8
Характеристика механических очистных сооружений
Сооружение
Продолжительность протекания или отстоя, ч
Ориентиров вочные потери напора,
Решетка с ручной очисткой
10—30
Решетка с механической очисткой
—
10—30
Песколовка горизонтальная
0,5
10—25
Песколовка щелевая
—
10—20
Двухъярусный отстойник
Вторичный отстойник после биофильтров:
1,5—2
10—30
вертикальный
1—1,5
0—60
горизонтальный
—
10—25
Песчаный фильтр после вторичных отстойников
—
11—20
Пруд дополнительного отстаивания
6—48
—
Нефтеловушка (в зависимости от плотности нефтепродуктов, равной 0,76—0,96 г/см3)
1 ,0-25
характеристики, чем на обычных фильтрах. Фильтры такого типа проектируют для расходов 200—400 л/мин в расчете на 1 м2 активной поверхности и применяют для очистки воды, содержащей до 70 мг/л взвешенных веществ. В этом случае взвешенные вещества должны быть предварительно обработаны при помощи коагулянта или флокулянта. Для фильтров этого типа особенно важен выбор коагулянта.
Фильтры с большим слоем зернистой набивки представляют собой очень важный тип устройств данной группы. Они рассчитаны на восходящее движение стоков. Расчетная рабочая нагрузка на фильтр может быть равна или превышать расчетную нагрузку при промывке или очистке наполнителя.
Фильтры эксплуатируют при пропускной способности 200— 400 л/мин в расчете на 1 м2 поверхности. При нормальной эксплуатации набивка сохраняется в компактном виде с ненарушенной структурой материала. Сохранность набивки зависит от образования «песчаных мостиков» в ее структуре. Фильтр этого типа пригоден для обработки стоков с относительно высоким содержанием взвешенных частиц. Взвешенные вещества могут быть подвержены предварительной химической обработке, способствующей задержанию их на фильтре. При очистке фильтра «песчаные мостики» разрушаются под одновременным воздействием воздуха и воды. Слой заполнителя восстанавливается восходящим движением при промывке водой, а вещества, скопившиеся в слое заполнителя, удаляются, как в обычных фильтрах.
Таблица 13.9
■Свойства реагентов, используемых для обеззараживания сточных вод
Показатели
Жидкий хлор (ГОСТ 6718—68)
Газообразный хлор
Хлорная известь (ГОСТ 1692—85)
Плотность, кг/м3
Объемное содержание активного хлора, %
1554 — 1414
99,5
12,8—20,05
1200
32—35
Весовое содержание влаги, %, не более
0,06
0,06
10
Растворимость при 15—20 °C и атмосферном давлении в пресной воде, г/л
Нерастворим
2—1
2—1
Коэффициент кинематической вязкости
(0,314—0,255) X ХЮ"6
0,94—0,65
—
Коэффициентдинамической
вязкости при 38 °C
0,005
—
Температура кипения при атмосферном давлении, °C
—34,6
—
—
В табл. 13.8 отражены основные расчетные параметры очистных сооружений для механической очистки сточных вод. Сорбционный метод позволяет очищать сточные воды от минеральных и органических продуктов. На эффективность очистки влияют такие факторы, как состояние и состав очищаемых сточных вод, наличие взвешенных частиц, органических и минеральных соединений, вид и свойства сорбента. Чаще используют твердые поглотители, сочетающие в себе свойства фильтров и сорбирующих материалов.
Химический метод очистки промышленных стоков предусматривает применение химических реагентов, вступающих во взаимодействие с примесями, присутствующими в стоках. Сточные воды обеззараживают хлорированием. Свойства реагентов, используемых для обеззараживания воды и стоков, приведены в табл. 13.9.
Дозы активного хлора для обеззараживания сточных вод обычно составляют (в мг/л):
После полной биологической очистки ..3
После неполной биологической очистки 5
После отстойников перед полями фильтрации, орошения ....10
После септиков перед выпуском в водоем50
Загрязненных тетраэтилсвинцом400
Как правило, используют газообразный хлор, а хлорную известь — как исключение на станциях с пропускной способностью до 500 м3/сут.
Для технических целей хлораторной требуется 0,5 м3 воды на 1 кг жидкого хлора. Давление в сети перед эжектором должно быть не менее 0,15 МПа (при расходе хлора до 4 кг/ч). Количество хлораторов — не менее 2; требования к 276
вентиляции—12-кратный обмен воздуха за 1 ч с отсосом на уровне поля с противоположной от входа точкой. Для исключения взрывоопасной концентрации треххлористого азота необходимо продувать змеевик и трубопровод хлора азотом при замене баллона не реже 1 раза в месяц. Продукты продувки отводят в нейтрализатор, где их обезвоживают путем продувки через слой водного раствора кальцинированной соды (3%) и гипосульфита натрия (6%).
. При хлорировании хлорной известью в затворных баках получают 10—15%-ный раствор активного хлора, а в растворных — 2—3%-ный (не более).
Время контакта хлора с жидкостью 30 мин, после чего в воде должно быть не менее 1,5 мг/л остаточного хлора. Ввод хлора необходимо предусматривать после сооружений биологической очистки. При доочистке сточных вод на песчаных фильтрах хлор вводится перед фильтрованием, чем обеспечиваются минимальная частота обратной промывки фильтров и предотвращение зарастания водорослями распределительных каналов и трубопроводов.
В табл. 13.10 и 13.11 отражены сведения по удельным расходам активного химического реагента, кратности воздухообмена, категориям пожароопасности и надежности электропитания сооружений очистки сточных вод. ’
Биологический метод очистки сточных вод применяют в том случае, когда точно известны состав стоков и токсическое
Таблица 13.10
Удельные расходы химреагентов для очистки сточных вод (в числителе приведен расход активного реагента в г/м3, в знаменателе — водного раствора крепостью 5%, в л/м3 обеззараживаемых вод)
Концентрация вредности в стоках, г/м3
Хлорная известь (обеззараживание циана)
Бисульфит натрия (обеззараживание хрома)
Известь (нейтрализация кислот и подщелачивание стоков)
Серная кислота (повышение кислотности хромистых стоков)
1
3,5/0,07
7/0,14
0,67/0,013
1,75/0,035
2
7,0/0,14
14/0,28
1,34/0,027
3,50/0,07
3
10,5/0,21
21/0,42
2,01/0,04
5/25/0,11
4
14,0/0,28
28/0,56
2,68/0,05
7,00/0,14
5
17,5/0,35
35/0,70
3,35/0,07
8,75/0,18
6
21,0/0,42
72/0,84
4,00/0,08
10,50/0,21
7
24,5/0,49
49/0,98
4,67/0,09
12,25/0,24
8
28,0/0,56
56/1,12
5,36/0,11
14,00/0,28
9
31,5/0,63
63/1,26
6,03/0,12
15,75/0,31
10
35,0/0,70
70/1,40
6,70/0,13
17,50/0,35
Примечания: 1. Активность товарного реагента (%): хлорная известь — 25, бисульфат натрия —- 30, известь — 50, серная кислота — 50. 2. При увеличении или уменьшении крепости активного реагента в водном растворе объем раствора для нейтрализации соответственно снижается или повышается.
Таблица 13.11
Требования к установкам очистки сточных вод (СН 433—71)
Сооружение
О Я Я я л я
и о « g
«о й s" S1 g
К 5 Я
Н 5
cd W
е к
S 5 X ° о | £ 8 о
Нефтеловушка
—
—
В-1г
2г
—
Резервуар для стоков, загрязненных нефтепродуктами
5
5
В-1г
г
Насосные, перекачивающие стоки, загрязненные нефтепродуктами. Забор стоков из отдельно стоящего резервуара
1
5
В-1а
г
3
Колодцы на сети стоков, загрязненных нефтепродуктами Насосные станции перекачки бытовых стоков с резервуаром, отделенным от машинного отделенияводонепроницаемой
стеной:
В-1г
г
приемный резервуар
5
5
В-16
1а
—
машинное отделение
Насосная станция для перекачки по закрытой схеме пластовых вод подземных газохранилищ. Фильтровальные станции, работающие по закрытой схеме. Забор воды из отдельно стоящего резервуара:
1
5
Невзрывоопасное
2
резервуар
10
5
В-1г
—
—
помещение фильтровальной и насосной станции
3
5
В-16
—
3
смежные помещения с машинным залом
—
-—
Невзрывоопасные
—
—
Станция очистки пластовых вод и стоков, загрязненных нефтепродуктами (без установки в станции насосов, перекачивающих уловленные нефтепродукты)
8
На 2 °C выше, чем у стоков
В-16
3
Очистные сооружения с биофильтрами, аэротенками, размещаемыми в помещениях
5
То же
Д
—
2
Хлораторная
12
18
—
—
2
Иловые насосные станции и резервуары
3
—
—
—
3
Флотационные с установкой в станции насосов, перекачивающих уловленные нефтепродукты
5
5
В-1а
3
Таблица 13.12
Площадь канализационных очистных сооружений (в га)
Сооружение
Расход стоков, мэ/сут
12
25
50
100 |
200
500
1000
1500
Механическая очистка с полями фильтрации на грунтах:
20,5
суглинистых
0,25
0,6
1,1
2,2
4,0
10,5
—
песчаных
0,07
0,25
0,5
1,0
1,7
3,1
5,5
—,
Станция биологической очистки стоков на биофильтрах, аэротенках и других сооружениях с иловыми площадками вне здания
0,3
0,35
0,7
0,7
1,7
1,0
1,6
действие разрушаемых веществ на биохимические процессы, а также если установлена возможность биологического окисления находящихся в стоках органических соединений.
В настоящее время в газовой промышленности для очистки сточных вод используют комбинированный метод очистки.
Сброженные осадки сточных вод обезвоживают на иловых площадках с бетонным основанием и искусственным дренажем. Расчетную нагрузку определяют из расхода 6,2—7,8 м3 воды на 1 м2 поверхности дренажа в год согласно СНиП 11-32—74.
Очищенные сточные воды сбрасывают по открытым каналам в зоны открытых водоемов с повышенной турбулентностью. Для малых расходов сточных вод (15—20 л/с) расстояние от источника сточных вод до створа сброса равно 500 м.
Ориентировочные площади канализационных очистных сооружений приведены в табл. 13.12.
Предотвращение загрязнения атмосферного воздуха должно обеспечиваться рядом проектных решений, предусматривающих:
утилизацию сбросных газов на собственные нужды промысла или возврат их в технологический цикл;
применение прогрессивной технологии по герметизации систем сбора и нагнетания, оборудования и арматуры;
создание системы дренажных трубопроводов на площадках технологического оборудования для опорожнения его в дренажные емкости;
использование для хранения жидких углеводородов резервуаров с защищенной от испарения поверхностью продукта и
резервуаров, работающих под избыточным давлением или в изотермических условиях;
оснащение небольших емкостей и аппаратов, имеющих выход газов в атмосферу, фильтрами-поглотителями;
при невозможности или нецелесообразности утилизации или возврата в производство сбросных газов направление их на сжигание на факелах, в особенности газов, содержащих сернистые соединения;
при наличии факелов для сжигания газов высота факела и его местоположение должны обеспечивать рассеивание вредных веществ до концентраций их в приземном слое атмосферы рабочих площадок и расположенных в зоне их влияния населенных пунктов, предусмотренных ГОСТ 12.1.005—76.
Проект обустройства месторождения должен содержать расчет предполагаемых уровней загрязнения, технологических решений по их сокращению на всех этапах разработки месторождений
ГЛАВА 14
АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ОСНОВНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПРОИЗВОДСТВ
Уровень автоматизации технологических процессов основных и вспомогательных производств на газовых и газоконденсатных месторождениях должен отвечать требованиям «Инструкции по разработке проектов и смет для промышленного строительства СН 202—76», «Норм технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станции подземного хранения газа (ВНТП 01—81)», «Отраслевых руководящих методических материалов по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности и других руководящих, нормативных и регламентирующих материалов и документов.
На месторождениях необходимо внедрять комплексную автоматизацию с обязательным централизованным контролем и управлением технологическими процессами основного и вспомогательного производства, применять как одно-, так и двухступенчатую структуру управления технологическими процессами в зависимости от принятой схемы сбора продукции (децентрализованная, централизованная).
При одноступенчатой структуре контроль и управление скважинами, технологическими процессами сбора и подготовки газа и газового конденсата и вспомогательного производства осуществляют из центрального диспетчерского пункта промысла, а при двухступенчатой структуре — со щита оператора объекта с передачей основных параметров на центральный диспетчерский пункт промысла.
Уровень автоматизации должен обеспечивать:
автоматическое регулирование, дистанционный контроль и управление технологическими процессами добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата и передачи их потребителю (в газопроводы, конденсатопроводы);
поддержание оптимальных режимов технологических процессов;
оперативный контроль и управление рассредоточенными объектами промысла;
повышение надежности и безопасности эксплуатации оборудования, установок, процессов;
снижение капитальных и эксплуатационных затрат;
улучшение условий труда и уровня эксплуатации объектов.
Технологические процессы основного и вспомогательного производства должны оснащаться средствами: местной автоматики; централизованного контроля регулирования и сигнализации; защитной автоматики; управления и регулирования по каналам телемеханики и с выходом на управляющую вычислительную технику.
Средства автоматизации газовых и газоконденсатных скважин должны обеспечивать:
возможность дозированного ввода ингибиторов, реагентов и поверхностно-активных веществ;
регулирование давления в манифольде до давления в промысловой сети газосбора, но не свыше 16 МПа;
возможность удаления жидкости с забоя скважин при их обводнении;
возможность проведения технологических операций по воздействию на призабойную зону пласта;
возможность отсечки потока добываемой продукции в стволе скважины, на устье и в манифольдах;
возможность перевода продукции скважины на факел и на продувку в каверны или в поглощающие скважины.
Средства автоматизации установок предварительной подготовки газа должны обеспечивать:
возможность отключения или подключения технологических модулей, технологических линий и установки в целом;
удаление жидкости из сепараторов и разделительных емкостей;
измерение и регулирование дебита скважин и расхода газа через установку в целом;
регулирование температурного режима установки;
возможность распределения и дозирования ингибиторов, реагентов и поверхностно-активных веществ, направляемых в скважины, выкидные линии (шлейфы) скважин и аппараты установки предварительной подготовки газа.
Средства автоматизации установок комплексной подготовки газа и головных сооружений должны обеспечивать:
оперативный контроль и регулирование расхода, давления,, температуры и уровня жидкости в оборудовании применяющихся на УКПГ и ГС технологических процессов подготовки газа и газового конденсата;
хозрасчетный замер продукции УКПГ и ГС перед ее сдачей потребителю (в газопровод, конденсатопровод и т. п.);
возможность переключения технологических блоков, модулей линий установки подготовки газа на факел и на продувку в каверны или в поглощающие скважины.
Установки гликолевой осушки газа обеспечивают: регулирование расхода гликоля в системе циркуляции; регулирование температуры в ребойлере или в огневом подогревателе регенератора гликоля;
возможность включения резервных насосов регенерированного гликоля.
Установки адсорбционной осушки газа обеспечивают:
программное автоматическое переключение десорберов с цикла на цикл;
программное регулирование расхода и температуры газа в цикле регенерации адсорбента;
регулирование расхода сырого газа через установку;
регулирование отвода жидкости из сепараторов;
отключение и включение топливного газа.
Установки низкотемпературной сепарации газа обеспечивают:
регулирование загрузки технологических линий поступающей со скважин продукцией;
регулирование давления и температуры в низкотемпературном сепараторе;
регулирование уровня (сброса) жидкости из сепараторов и разделителей;
распределение и дозирование ингибитора гидратообразо- вания.
Установки дегазации газового конденсата регулируют уровень жидкости и давление в сепараторах-дегазаторах.
Установки стабилизации газового конденсата (в колонне): регулируют уровни температур «низа» и «верха» колонны; уровень жидкости в кубовой части и на глухой тарелке колонны;
температуру конденсата, отправляемого в трубопровод;
обеспечивают защиту печи подогрева от повышения и понижения давления топливного газа, от погасания пламени;
обеспечивают включение резервных насосов.
Установки десорбции гликоля (в колонне):
регулируют уровень- жидкости и давление в емкости разгазирования гликоля;
расход отдувочного газа, температуру «верха» и «низа» десорбера, давление в десорбере;
обеспечивают включение резервных насосов.
Установки огневой регенерации ингибитора гидратообразо- вания:
регулируют температуру «верха» и «низа» выпарной колонны, температуру в испарителе, температуру дымовых газов, уровень в технологических емкостях;
обеспечивают защиту регенератора по топливному газу.
Отклонение контролируемых и регулируемых параметров технологических процессов указанных установок от нормы сообщается нерасшифрованным сигналом в систему управления УКПГ и ГС для анализа и принятия решения оператором или управляющим вычислительной машиной. Принятое решение о восстановлении технологического режима до нормативного или о корректировке режима реализуется через исполнительные механизмы по каналам систем телемеханики или каналам систем централизованного контроля, или с местных щитов управления.
Объемы телемеханизации (телеизмерение, телесигнализация, телеуправление) или централизованного контроля и управления определяют исходя из задач, возлагаемых на АСУ ТП установками добычи, сбора и подготовки газа и реализующих режим работы эксплуатационного объекта с автоматизированным или дистанционным управлением, с наличием вахтенного персонала или без него и т. п.
ГЛАВА 15
технико-экономическая оценка разработки,
ОСВОЕНИЯ и ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Основные технико-экономические показатели проектов обустройства газовых и газоконденсатных месторождений — годовой отбор газа и газового конденсата (или мощность газодобывающего предприятия), капиталовложения, металловложе- ния, производительность труда, себестоимость добычи, приведенные затраты, прибыль и рентабельность, срок окупаемости капвложений и т. п.
Исходные данные для расчета технико-экономических показателей добычи газа и газового конденсата следующие:
промышленные запасы газа и газового конденсата, вводимого в разработку месторождения по категориям A-f-B-|-Ci и С2, компонентный состав газа и газового конденсата, коэффициент извлечения запасов, пластовые, забойные и устьевые давления и температура газа и динамика их изменения по годам, динамика средних дебитов по месторождению, зонам, залежам по годам разработки (газ, конденсат, вода);
объем добычи газа и газового конденсата по месторождению, зонам, залежам по годам разработки (газ, конденсат, вода);
выход готовой продукции (природный газ, газовый конденсат стабильный или нестабильный), потребление газа на собственные (технологические) нужды промысла, уровень потерь и мероприятия по сокращению потерь;
направление подачи газа (магистральные газопровод, кон- денсатопровод, их диаметры, рабочие давления);
состав основных объектов промысла (число и характеристика скважин, кустов, установок предварительной и комплексной подготовки газа, головных сооружений, дожимных компрессорных станций, промысловых сборных и нагнетательных сетей с указанием технической характеристики оборудования, трубопроводов и машин);
состав вспомогательных объектов и служб (энерго-, водо-, паро-, газоснабжение, противолоксарные и т. п.);
территориально-климатические и геолого-технические условия;
требования и мероприятия по охране окружающей среды.
Производственная мощность газодобывающего предприятия представляет собой плановый (по проекту разработки) объем добычи газа, газового конденсата при полном использовании основного технологического оборудования, установок и соблюдении технологии производства, качества продукции в соответствии с установленным режимом работы, отраслевым стандартом и техническими условиями. Определяется согласно отраслевым Временным методическим указаниям по определению производственной мощности газодобывающих предприятий, объединений и показателей ее использования при годовом и пятилетием планировании, Временной инструкции по анализу использования и годовому планированию основных фондов и производственных мощностей газодобывающих и нефтедобывающих предприятий.
Основные средства (фонды) предприятия подразделяют на промышленно-производственные и непроизводственные основные средства (фонды). Промышленно-производственные основные средства (фонды) представляют собой средства труда, которые используются в процессе создания промышленной продукции (газ, газовый конденсат, нефть) и постепенно переносят свою стоимость на эту продукцию. К ним относят здания, сооружения, в том числе скважины, газосборные и нагнетательные сети промысла, установки и оборудование подготовки газа и газового конденсата, машины, оборудование, контрольно-измерительные приборы, вычислительную технику, транспортные средства, инструмент, производственно-хозяйственный инвентарь и т. п.
Основные фонды после переоценки числятся на балансах предприятий по полной восстановительной стоимости, выполняющей функции полной первоначальной стоимости, а все объекты основных фондов, вводимые в действие после переоценки, зачисляются на баланс предприятий по полной первоначальной стоимости соответствующих лет. Баланс основных фондов, составляют исходя из полной балансовой стоимости без вычета износа.
Стоимость основных фондов на конец расчетного года и в среднегодовом исчислении определяют, исходя из стоимости на начало года, их увеличения в течение расчетного года в основном за счет ввода в действие основных фондов и уменьшения в результате их выбытия за ветхостью и износом.
Капитальные вложения в создание промыслов складываются из затрат в промышленное и жилищно-гражданское строительство. Расчет затрат в промышленное строительство учитывает затраты на бурение эксплуатационного фонда скважин и обустройство промысла, включая затраты в производственную инфраструктуру района. Капвложения в обустройство определяются сметно-финансовым расчетом на строительство объектов согласно Инструкции по разработке проектов и смет для промышленного строительства.
Капвложения в добычу отдельных компонентов (газ, газовый конденсат) распределяют согласно отраслевой Методике- эффективности разработки месторождения с многокомпонентным составом газа.
Капвложения на бурение скважин рассчитывают, исходя из- метража и стоимости 1 м проходки, в зависимости от глубины скважин, местных условий, технологии бурения и т. п. Капвложения в обустройство складываются из затрат на подключение скважин (обвязка скважин), на трубопроводы, технологические установки, дожимные компрессорные станции, объекты водо-, теплоэнергоснабжения и на строительство внутри- промысловых дорог.
Затраты в производственную инфраструктуру определяются строительством железных и автомобильных дорог союзного, республиканского и районного, значения, строительством перевалочных баз, речных портов, аэродромов и т. п.
Капиталоемкость характеризует отношение капвложений к производственной мощности газодобывающего предприятия. Направление снижения капиталоемкости — внедрение новой прогрессивной технологии и техники добычи сбора и подготовки газа и газового конденсата. Металлоемкость или удельные- капвложения рассчитывают на 1000 м3 годовой добычи газа и 1 т газового конденсата (нефти).
Металлоемкость характеризует отношение металловложе- ний к производственной мощности газодобывающего пред-
приятия. Направление снижения металлоемкости — внедрение высокопроизводительного оборудования.
Металловложения в сооружение промысла и обустройство месторождения определяют прямой калькуляцией в соответствии с металлоемкостью принятого оборудования, трубопроводов и других сооружений.
Сравнительные стоимости газонефтепромыслового оборудования в зависимости от его производительности (мощности) в зарубежной практике находят по эмпирической зависимости (Ki/A2) = (Qi/Q2)a,(15.1)
где Кх, Ка — стоимость оборудования производительностью (мощностью) Qi и Q2 соответственно; а — показатель степени (как правило, а = 0,6).
Себестоимость состоит из прямых и накладных текущих затрат на добычу. Накладные затраты (расходы) —это административно-хозяйственные расходы и затраты на обслуживание рабочих (охрана труда, дополнительная зарплата, социальное страхование, культурно-массовая и спортивная работа), организацию производства работ (затраты на спецодежду, пожарную охрану и т. д.) и прочие расходы. Себестоимость добычи газа определяют общей суммой эксплуатационных расходов по газодобывающему предприятию. В структуре себестоимости добычи газа выделяют материальные затраты, амортизационные отчисления и заработную плату.
Материальные затраты рассчитывают по нормам технологического проектирования и ценам на материалы и энергию по действующим прейскурантам. Амортизационные отчисления находят по нормам, введенным в действие с 01.01.1975 г., от капвложений в добычу газа и газового конденсата. Расходы по зарплате определяют на основании штатных расписаний, должностных окладов и районных коэффициентов к зарплате. Прочие эксплуатационные расходы, в которых учитываются за- затраты по содержанию и эксплуатации оборудования, цеховые и общепромысловые расходы (за вычетом амортизации и зарплаты), принимают в размере 30—40% от капвложений в обустройство и инфраструктуру промысла. Распределение годовых эксплуатационных расходов на добычу отдельных продуктов осуществляют по той же методике, что и распределение капвложений.
Себестоимость добычи газа и газового конденсата рассчитывают на 1000 м3 товарного газа и 1 т газового конденсата. При этом в себестоимости должна быть учтена единая ставка возмещения затрат на геологоразведочные работы.
Энергоемкость характеризует расход энергии на единицу производственной мощности газодобывающего предприятия. Направление экономии энергоресурсов — совершенствование 286
технологии и техники добычи, сбора и подготовки газа и газового конденсата.
Фондоотдача определяется объемом годовой добычи, отнесенной к среднегодовой стоимости производственных фондов. Фондоотдача — величина, обратная фондоемкости. С изменением структуры размещения газодобычи фондоотдача имеет тенденцию к снижению.
Объем реализуемой продукции отличается от объема добычи на значения технологических потерь и затрат топливного газа. Объем реализуемой продукции оценивают в действующих ценах продукции газодобывающего предприятия (прейскурант 04-03).
Производительность труда по газодобывающему предприятию определяется отношением годового отбора газа к числу работающих.
Производительность труда увеличивают укрупнением производственных мощностей предприятия, совершенствованием и внедрением новой техники, прогрессивной технологии, повышением уровня механизации и автоматизации производства, внедрением вычислительной техники и автоматизированных систем управления.
Прибыль в стоимостном выражении представляет собой разность между годовым объемом реализованной продукции и текущими затратами (себестоимостью):
П = Р — С, (15.2) где П— прибыль, тыс. руб.; Р— цена годовой реализуемой продукции, тыс. руб.; С— текущие затраты (себестоимость),, тыс. руб.
Прибыль бывает балансовая и расчетная. Расчетная прибыль отличается от балансовой на выплату в бюджет за основные производственные фонды и оборотные средства, а также на плату за пользование банковским кредитом.
Экономическая эффективность капитальных вложений определяется сопоставлением эффекта и затрат. Рассчитывают сравнительную и общую эффективность.
Сравнительную экономическую эффективность используют при выборе и обосновании: различных вариантов обустройства; технологической схемы обустройства месторождения; эффективности сооружения газосборных и нагнетательных трубопроводов и коллекторов; оптимальных размеров установок по подготовке газа и газового конденсата; типа компрессоров и насосов и т. п.
При расчетах сравнительной экономической эффективности стоимость энергии и топлива (электроэнергия, природный газ, мазут, уголь) принимают по замыкающим затратам с последующим переводом стоимости потребляемого условного топлива в экспортные (мировые) цены путем умножения на коэффици-
ент tz = 2. Сравнительную экономическую эффективность капитальных вложений выполняют по приведенным затратам. Приведенные затраты — сумма текущих затрат (себестоимость) и капвложений, приведенных к единой размерности в соответствии с нормативом эффективности по Министерству газовой промышленности СССР. Производственные затраты (в руб/год) определяют выражением
Пр.З-С^аК, (15.3) где С — текущие затраты (себестоимость), руб/год; К — капвложения, руб.; а — коэффициент приведения, 1 /год.
При сравнительном анализе предпочтение отдают варианту с минимальными приведенными затратами.
Общую экономическую эффективность капитальных вложений можно рассчитать как отношение прибыли к вызвавшим ее капитальным вложениям:
Эобщ-П/К, (15.4)
где П— прибыль, т/руб; К — капвложения, т/руб.
Срок окупаемости капитальных вложений в промысел определяется отношением капитальных вложений в бурение и обустройство к прибыли.
Рентабельность газодобывающего предприятия представляет собой отношение прибыли к основным и оборотным фондам (в %). Оборотные фонды предприятия принимают в размере 1 % к основным фондам.
Рентабельность повышают, снижая себестоимость добычи, увеличивая производительность труда и улучшая использование основных производственных фондов и т. п.
Расчеты экономической эффективности на стадии проектирования должны базироваться на данных по объему продукции, капвложениям, себестоимости и другим показателям, соответствующим году освоения производственной мощности.
Направления повышения эффективности добычи газа и газового конденсата:
использование прогрессивной технологии и высокопроизводительного оборудования при дальнейшем укрупнении производственных мощностей по добыче, сбору и подготовке газа и газового конденсата;
снижение капиталоемкости, металлоемкости, энергоемкости и материалоемкости производства;
повышение надежности отдельных элементов систем добычи газа и газового конденсата;
внедрение организационно-технических мероприятий по сокращению сроков выхода предприятий на проектную мощность;
внедрение механизации и автоматизации производства и АСУ.
Часть II
ОБОРУДОВАНИЕ
ГЛАВА 13
НАЗЕМНОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.
Фонтанная арматура (табл. 16.1) предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных) .
Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846—84 (СТ СЭВ 4354—83). В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рис. 16.1) типовых схем фонтанной арматуры: четыре — тройниковые, две — крестовые.
По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.
По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:
нормальное (температура рабочей среды от —40 до 4-120 °C);
коррозионно-стойкое:
углекислотостойкое Ki (объемная доля СО2 не более 6%);
сероводородостойкое К2 (объемная доля СО2 и H2S не более 6% каждого компонента);
сероводородостойкое Кз (объемная доля СО2 и H2S свыше 10%, но не более 26% каждого компонента);
термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120 °C);
Таблица 16.1
Основные параметры, характеризующие фонтанную арматуру
Рабочее давление, МПа
Условный проход, мм
Пробное давление, МПа
Ствол
Боковые отводы
на прочность
на герметичность
7
65
50; 65
14
7
14
65*
50; 65*
28
14
21
65*
50; 65*
80*
100*
50; 65 *
65; 100*
42
21
150*
100*
35
50
50
65*
80
50; 65*
50; 65
70
35
100*
65; 80; 100*
70
52*
52*
65
50; 65
105
70
80*
50*; 65; 80
50
105
50
150
105
* Выпускаются серийно.
хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже
Ведется разработка арматуры на 105 МПа.
Основными узлами фонтанной арматуры являются трубная головка и елка.
Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насоснокомпрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.
Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств для спуска глубинных приборов и оборудования.
Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одно- или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.
При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой — по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Бо-
Схема 1Схема 1Схема ZСхема ZСхема 3Схема 3
Схема 1
Схема 1
Схема Z
Схема Z
Схема 3
Схема 3
Рис. 16.1. Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками:
1 — манометр; 2— запорное устройство к манометру; 3— фланец под манометр; 4—запорное устройство; 5 — тройник, крестовина; 6 — дроссель; 7 — переводчик трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка
ковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое — рабочее.
В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой ЛЗ-162 (ТУ 38-1-315—77) или «Арматол-238» (ТУ 38-101-812—80) в диапазоне рабочих температур от —40 до 4-120 °C. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Со-
единения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.
Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов. Арматуру изготовляют по схемам 1,3 и 5 ГОСТ 13846—84 (СТ СЭВ 4354—83).
С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром Dy от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры— пробковый кран КППС-65-140 с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.
Фонтанная арматура с прямоточными задвижками ЗМС-1 и ЗМАД, уплотняемыми смазкой ЛЗ-162 (ТУ 38-1-01-315—77) или «Арматол-238» (ТУ 38-101-812—80), служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.
В арматуре, рассчитанной на условное давление ру = 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика — на муфте. В арматуре с ру = 70 МПа и 7)у=50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры — на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.
Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки ЗМС-1 на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки ЗМАД на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.
Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины. Типы и основные параметры запорных устройств регламентированы ТУ 26-16-24— 77 «Краны пробковые со смазкой», ТУ 26-16-45—77 «Задвижки типа ЗМС прямоточные с принудительной подачей смазки» и ТУ 26-02-728—76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа (700 кгс/см2)».
Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы:
проходные пробковые краны типа КППС £)у = 65 мм и ру = = 14 МПа и уплотнительной смазкой;
прямоточные задвижки с Z)y, равным 65; 80; 100 и 150 мм, ру, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением;
Рис. 16.2. Типовые схемы обвязки обсадных колонн:схемы I, II, III — соответственно для одно-, двух- и трехколонной конструкции скважины; схемы IV, V, VI —- соответственно для удлиненной одно-, двух- и трехколочной конструкции скважины; 1 — эксплуатационная колонна; 2, 3—промежуточные колонны; 4 — кондуктор; 5 — фланец колонный; 6 — нижняя колонная головка; 7— средняя (промежуточная) колонная головка; 8— катушка фланцевая; 9 — верхняя колонная головкаРис. 16.2. Типовые схемы обвязки обсадных колонн:схемы I, II, III — соответственно для одно-, двух- и трехколонной конструкции скважины; схемы IV, V, VI —- соответственно для удлиненной одно-, двух- и трехколочной конструкции скважины; 1 — эксплуатационная колонна; 2, 3—промежуточные колонны; 4 — кондуктор; 5 — фланец колонный; 6 — нижняя колонная головка; 7— средняя (промежуточная) колонная головка; 8— катушка фланцевая; 9 — верхняя колонная головка
Рис. 16.2. Типовые схемы обвязки обсадных колонн:
схемы I, II, III — соответственно для одно-, двух- и трехколонной конструкции скважины; схемы IV, V, VI —- соответственно для удлиненной одно-, двух- и трехколочной конструкции скважины; 1 — эксплуатационная колонна; 2, 3—промежуточные колонны; 4 — кондуктор; 5 — фланец колонный; 6 — нижняя колонная головка; 7— средняя (промежуточная) колонная головка; 8— катушка фланцевая; 9 — верхняя колонная головка
Рис. 16.2. Типовые схемы обвязки обсадных колонн:
схемы I, II, III — соответственно для одно-, двух- и трехколонной конструкции скважины; схемы IV, V, VI —- соответственно для удлиненной одно-, двух- и трехколочной конструкции скважины; 1 — эксплуатационная колонна; 2, 3—промежуточные колонны; 4 — кондуктор; 5 — фланец колонный; 6 — нижняя колонная головка; 7— средняя (промежуточная) колонная головка; 8— катушка фланцевая; 9 — верхняя колонная головка
прямоточные задвижки с Dy=50; 80 мм, ру = 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций.
В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации — фонтанную арматуру.
Типоразмеры колонных головок, обеспечивающих обвязку обсадных колонн, нормализованы отраслевым стандартом ОСТ 26-02-775—73 «Колонные головки. Типы и основные параметры» по шести схемам (рис. 16.2).
Колонные головки изготовляют двух типов:
однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся К кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну;
двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.
Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески — три —
шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые — то же, но с использованием резьбовых соединений.
Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов:
. ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;
ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.
Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам:
с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой.
Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.
Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвеской обсадных колонн изготовляют на рабочее давление 14 МПа по техническим условиям ТУ 26-02-201—76 «Оборудование для обвязки обсадных колонн типа ОКМ».
Колонные головки типа ОКК с клиньевыми подвесками изготовляют на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа по техническим условиям ТУ 26-02-579—74 «Оборудование для обвязки обсадных колонн типа ОКК» и ТУ 26-02-728—76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».
Фланцевые катушки, предназначенные для соединения составных единиц устьевого оборудования, выпускают на рабочее давление 14—70 МПа и условный диаметр 80—520 мм двух видов: с фланцами одинаковых присоединительных размеров; с фланцами различных присоединительных размеров.
Фланцевые соединения устьевого оборудования должны отвечать требованиям отраслевых стандартов: ОСТ 26-02-764— 73; ОСТ 26-02-765—73; ОСТ 26-02-766—73 и ОСТ 26-02-767—73.
Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок и рассчитаны на рр=14н-35 МПа. Их поставляют в виде отдельных узлов. Предусмотрено изготовление унифицированных манифольдных узлов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые проходные литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. Режим эксплуатации скважины регулируют штуцерами в комплекте с манифольдом.
В комплект может входить предохранительный клапан однократного действия с разрывными чугунными пластинами, рассчитанными на рр= 16 МПа.
Приспособления для смены задвижек под давлением изготовляют на /?р = 21 и 70 МПа. Они предназначены для смены и установки запорных устройств 7)у = 50 и 65 мм на боковых от- 294
водах трубной головки фонтанной арматуры и боковых отводах колонных головок.
Запорные и регулирующие устройства (задвижки, штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин, используют также в промысловых установках подготовки газа.
ГЛАВА 17
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ И ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
Насосно-компрессорные (лифтовые) и обсадные трубы являются важнейшими элементами, характеризующими конструкцию скважин.
К лифтовым трубам прежде всего предъявляются требования по обеспечению проектного дебита при заданных потерях давления на всех этапах эксплуатации скважин. Кроме того, прочность и герметичность лифтовых труб должны обеспечивать возможность надежного и эффективного проведения промысловых технологических операций, которые могут сопровождаться значительным повышением рабочих давлений и перепадов давлений в трубах и затрубье.
Обсадные трубы должны обеспечивать прочность и герметичность колонн (кондуктора, промежуточных, технической, эксплуатационной).
При проектировании конструкции скважины трубы рассчитывают на максимальные давления и растяжения (рис. 17.1, табл. 17.1—17.5).
Рис. 17.1. Обсадные трубы:Рис. 17.1. Обсадные трубы:
Рис. 17.1. Обсадные трубы:
Рис. 17.1. Обсадные трубы:
а — с короткой треугольной резьбой; б —с трапецеидальной резьбой; в — высокогерметичные; г — безмуфтовые; I— труба; II— муфта
Обсадные трубы нормализованы государственным стандартом ГОСТ 632—80. Стандарт распространяется на стальные бесшовные трубы, применяемые для крепления нефтяных и газовых скважин, нормализованные по следующим пяти типам.
Трубы с короткой треугольной резьбой и муфты к ним (диаметр от 114 до 508 мм). Условно обозначаются, напри-
Параметры обсадных труб с короткой треугольной резьбой для вариантов исполнения А и Б (в скобках) и муфт к ним
Dy,мм
Труба
Муфта
D, мм
S, мм
d, мм
Масса
1 м, кг
DH, мм
L, мм
Масса, кг
114
114,3
5,2
103,9
14,0
127,0
158
3,7
(133,0)
(5,2)
5,7
102,9
15,2
6,4
101,5
16,9
7,4
99,5
19,4
8,6
97,1
22,3
127
127,0
5,6
115,8
16,7
141,3
165
4,6
(146,0)
(6,3)
6,4
114,2
19,1
7,5
112,0
22,1
9,2
108,6
26,7
140
! 139,7
6,2
127,3
20,4
153,7
171
5,2
(159,0)
(7,0)
7,0
125,7
22,9
7,7
124,3
25,1
9,2
121,3
29,5
10,5
118,7
33,6
146
146,1
6,5
133,1
22,3
166,0
177
8,0
7,0
132,1
24,0
7,7
130,7
26,2
8,5
129,1
28,8
9,5
127,1
32,0
10,7
124,7
35,7
168
168.3J
7,3
153,7
29,0
187,7
184
9,1
8,9
150,5
35,1
10,6
147,1
41,2
12,1
144,1
46,5
178
177,8
5,9
166,0
24,9
194,5
184
8,3
1^1
(198,0)
(10,0)
6,9
164,0
29,1
8,1
161,6
33,7
9,2
159,4
38,2
10,4
157,0
42,8
11,5
154,8
47,2
12,7
152,4
51,5
194
193,7
7,6
178,5
35,0
215,9
190
12,2
8,3
177,1
38,1
9,5
174,7
43,3
10,9
171,9
49,2
12,7
168,3
56,7
219
219,1
6,7
205,7
35,1
244,5
196
16,2
7,7
203,7
40,2
8,9
201,3
46,3
10,2
198,7
52,3
И,4
196,3
58,5
12,7
193,7
64,6
14,2
190,7
71,5
245
244,5
7,9
228,7
46,2
269,6
196
17,9
Труба
Муфта
D^ ,мм
D, мм
S, мм
d, мм
Масса
1 м, кг
DH, мм
L, мм
Масса, кг
8,9
226,7
51,9
10,0
224,5
58,0
11,1
222,3
63,6
12,0
220,5
68,7
13,8
216,9
78,7
273
273,1
7,1
258,9
46,5
298,5
203
20,7
8,9
255,3
57,9
10,2
252,7
65,9
Н,4
250,3
73,7
12,6
247,9
80,8
13,8
245,5
88,5
15,1
242,9
96,1
16,5
240,1
104,5
299
298,5
8,5
281,5
60,5
323,9
203
22,5
9,5
279,5
67,9
-
Н,1
276,3
78,3
12,4
273,7
87,6
14,8
268,9
103,5
324
323,9
8,5
306,9
66,1
351,0
203
23,4
9,5
304,9
73,6
11,0
301,9
84,8
12,4
299,1
95,2
14,0
295,9
106,9
340
339,7
8,4
322,9
68,5
365,1
203
25,5
9,7
320,3
78,6
10,9
317,9
88,6
12,2
315,3
98,5
13,1
313,5
105,2
14,0
311,7
112,2
15,4
308,9
123,5
351
351,0
9,0
333,0
75,9
376,0
229
29,0
10,0
331,0
84,1
11,0
329,0
92,2
12,0
327,0
100,3
377
377,0
9,0
359,0
81,7
402,0
229
31,0
10,0
357,0
90,5
11,0
355,0
99,3
12,0
353,0
108,0
406
406,4
9,5
387,4
93,2
431,8
228
35,9
Н,1
384,2
108,3
12,6
381,2
122,1
16,7
373,0
160,1
426
426,0
10,0
406,0
102,7
451,0
229
37,5
11,0
404,0
112,6
12,0
402,0
122,5
473
473,1
Н,1
450,9
125,9
508,0
228
54,0
508
508,0
И,1
485,8
136,3
533,4
228
44,6.
12,7
482,6
155,1
16,1
475,8
195,6
Параметры обсадных труб с удлиненной треугольной резьбой для вариантов исполнения А и Б (в скобках) и муфт к ним (тип У)
D^, мм
Труба
Муфта
2),мм
8, мм
d, мм
Масса
1 м, кг
DH, мм
L, мм
Масса, кг
114
11- '4
.1114,3
6,4
101,5
99,5
16,9
127,0 (133,0)
177
4,1 (5,6)
7,4
19,4
8,6
97,1
22,3
10,2
93,9
26,7
127
127,0
6,4
114,2
19,1
141,3
196
5,7
7,5
112,0
22,1
(146,0)
(7,0)
9,2
108,6
26,7
10,7
105,6
30,7
140
139,7
7,0
125,7
22,9
153,7 (159,0)
203
6,4 (8,5)
7,7
124,3
25,1
9,2
121,3
29,5
10,5
118,7
33,6
146
146,1
7,0
132,1
24,0
166,0
215
9,7
7,7
130,7
26,2
8,5
129,1
28,8
9,5
127,1
32,0
10,7
124,7
35,7
168
168,3
7,3
153,7
29,0
197,7
222
11,3
8,9
150,5
35,1
10,6
147,1
41,2
12,1
144,1
46,5
178
177,8
8,1
161,6
33,7
194,5
228
10,7
(198,0)
(12,4)
9,2
159,4
38,2
10,4
157,0
42,8
11,5
154,8
47,2
12,7
152,4
51,5
13,7
150,4
55,5
15,0
148,0
60,8
194
193,7
- 8,3
177,1
38,1
215,9
235
15,5
9,5
174,7
43,3
10,9
171,9
49,2
12,7
168,3
56,7
15,1
163,5
66,5
219
219,1
8,9
201,3
46,3
244,5
254
21,6
10,2
198,7
52,3
Н,4
196,3
58,5
12,7
193,7
64,6
14,2
190,7
71,5
245
244,5
8,9
226,7
51,9
269,9
266
25,3
10,0
224,5
58,0
11,1
222,3
63,6
12,0
220,5
68,7
13,8
216,5
78,7
15,9
212,7
89,5
Параметры обсадных труб с трапецеидальной резьбой для вариантов исполнения А и Б (в скобках) и муфт к ним (тип ОТТМ)
D . мм
Труба
Муфта
D, мм
S, мм
d, мм
Масса
^н •
мм
L, мм
Масса, кг, ДЛЯ
°н
Dc
114
114,3
6,4
101,5
16,9
127,0
123,8
170
4,0
3,0
(133,0)
(5,6)
7,4
99,5
19,4
8,6
97,1
22,3
10,2
93,9
26,7
127
127,0
6,4
114,2
19,1
141,3
136,5
174
4,8
3,3
(146,0)
(6,6)
7,5
112,0
22,1
9,2
108,6
26,7
Ю,7
105,6
30,7
140
139,7
6,2
127,3
20,4
153,7
149,2
182
5,3
4,1
(159,0)
(7,3)
7,0
125,7
22,9
7,7
124,3
25,1
9,2
121,3
29,5
10,5
118,7
33,6
146
146,1
6,5
133,1
22,3
166
156
182
7,9
4,4
7,0
132,1
24,0
7,7
130,7
26,2
8,5
129,1
28,8
9,5
127,1
32,0
10,7
124,7
35,7
168
168,3
7,3
153,7
29,0
187,7
177,8
190
9,5
4,8
8,9
150,5
35,1
10,6
147,1
41,2
12,1
144,1
46,5
178
177,8
6,9
164,0
29,1
194,5
187,3
198
8,6
5,3
(198,0)
(10,5)
8,1
161,6
33,7
9,2
159,4
38,2
10,4
157,0
42,8
11,5
154,8
47,2
12,7
152,4
51,5
13,7
150,4
55,5
15,0
148,0
60,8
194
193,7
7,6
178,5
35,0
215,9
206,4
206
13,4
8,0
8,3
177,1
38,1
9,5
174,7
43,3
10,9
171,9
49,2
12,7
168,3
56,7
15,1
163,5
66,5
219
219,1
7,7
203,7
40,2
244,5
231,8
218
18,0
9,6
8,9
201,3
46,3
10,2
198,7
52,3
И ,4
196,3
58,5
Труба
Муфта
Масса, кг,
Dy1 ММ
D, мм
8, мм
d, мм
Масса
мм
Для
1 м, кг
DH
245
273
299
324
340
244,5
273,1
298,5
323,9
339,7
12,7 14,2
7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9
8,9 10,2 Н,4 12,6 13,8 15,1 16,5
9,5 11,1 12,4 14,8
9,5 Н,1 12,4 14,8
8,5 9,5 11,0 12,4 14,0
9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4
193,7 190,7
228,7 226,7
224,5 222,3
220,5 216,9
212,7 255,3
252,7 250,3
247,9 245,5 242,9 240,1
279,5 276,3
273,7 268,9
279,5 276,3 273,7
268,9 306,9
304,9 301,9 299,1
295,9 320,3
317,9 315,3
313,5 311,7 308,9
64,6 71,5
46,2 51,9 58,0
63,6 68,7 78,7 89,5 57,9 65,9
73,7 80,8
88,5 96,1
104,5 67,9 78,3 87,6
103,5 67,9 78,3
87,6
103,5 66,1
73,6 84,8
95,2
106,9 78,6
88,6 98,5
105,2 112,2 123,5
269,9
298,5
323,9
323,9
351,0
365,1
257,2
285,8
218
218
218
218
218
218
19,9
22,2
24,1
24,1
25,1
27,3
10,7
12,0
Примечание. DH и Dc — наружные диаметры соответственно нормальной и специальной муфт.
мер, трубы из стали группы прочности Д с условным диаметром 245 мм, с толщиной стенки 10 мм и муфты к ним:
245ХЮ-Д (ГОСТ 632—80 —для труб);
245-Д (ГОСТ 632—80 —для муфт).
Трубы с удлиненной треугольной резьбой и муфты к
ним — тип У (Dy = 1144-245 мм) условно обозначают так:
У-245ХЮ-Д (ГОСТ 632—80 —для труб);
У-245-Д (ГОСТ 632—80 —для муфт).
Параметры обсадных труб с высокогерметичными соединениями для вариантов исполнения А и Б (в скобках) и муфт к ним (тип ОТТГ)
Dy, мм
Труба
Муфта
D, мм
S, мм
d, мм
Масса
DH, мм
Dc, мм
L, мм
Масса, кг, ■для
°н
^с
114
114,3
8,6
97,1
22,3
127,0
123,8
205
4,8
3,9
(133,0)
(6,8)
10,2
93,9
26,7
127
127,0
9,2
108,6
26,7
141,3
136,5
210
5,8
4,4
(146,0)
(7,9)
10,7
105,6
30,7
140
139,7
9,2
121,3
29,5
153,7
149,2
218
7,0
5,0
(159,0)
(9,1)
10,5
118,7
33,6
146
146,1
8,5
129,1
28,8
166,0
156,0
218
9,5
5,2
9,5
127,1
32,0
10,7
124,7
35,7
168
168,3
8,9
150,5
35,1
187,7
177,8
225
11,3
6,2
10,6
147,1
41,2
12,1
144,1
46,5
178
177,8
9,2
159,4
38,2
194,5
187,3
234
10,6
6,8
10,4
157,0
42,8
(198,0)
(13,9)
11,5
154,8
47,2
12,7
152,4
51,5
13,7
150,4
55,5
15,0
148,0
60,8
194
193,7
9,5
174,7
43,3
215,9
206,4
242
15,7
9,4
10,9
171,9
49,2
12,7
168,3
56,7
15,1
163,5
66,5
219
219,1
8,9
201,3
46,3
244,5
231,8
254
21,6
11,9
10,2
198,7
52,3
И,4
196,3
58,5
12,7
193,7
64,6
14,2
190,7
71,5
245
244,5
8,9
226,7
51,9
269,9
257,2
254
23,9
13,2
10,0
224,5
58,0
Н,1
222,3
63,6
12,0
220,5
68,7
13,8
216,9
78,7
15,9
212,7
89,5
273
273,1
8,9
255,3
57,9
298,5
285,8
254
26,7
14,8
10,2
252,7
65,9
И,4
250,3
73,7
12,6
247,9
80,8
13,8
245,5
88,5
15,1
242,9
96,1
16,5
240,1
104,5
1
Примечание. DH и Dc — наружные диаметры соответственно нормальной и специальной муфт.
Таблица 17.5
Параметры обсадных безмуфтовых раструбных труб (тип ТБО)
£>у, мм
D, мм
5, мм
d, мм
D^, мм
^Billin'
Масса
1 м, кг
Увеличение массы 1 м труб за счет высадки концов, кг
127
127,0
9,2
108,6
136
104
22,0
0,2
10,7
105,6
26,7
0,6
140
139,7
9,2
121,3
149
108
29,5
0,5
10,5
118,7
33,6
0,8
146
146,1
8,5
129,1
156
108
28,8
0,1
9,5
127,1
32,0
0,4
10,7
124,7
35,7
0,7
168
168,3
8,9
150,5
178
112
35,1
0,1
10,6
147,1
41,2
0,5
12,1
144,1
46,5
1,1
178
177,8
9,2
159,4
187
116
38,2
0,7
10,4
157,0
42,8
1,1
11,5
154,8
47,2
1,6
12,7
152,4
51,5
2,2
13,7
150,4
55,5
2,6
15,0
148,0
60,8
2,8
194
193,7
9,5
174,7
206
120
43,3
0,1
10,9
171,9
49,2
0,7
12,7
168,3
56,7
1,6
15,1
163,5
66,5
2,8
Трубы с трапецеидальной резьбой и муфты к ним — тип ОТТМ. (Dy= 1144-340 мм) условно обозначают, например:
ОТТМ-245ХЮ-Д (ГОСТ 632—80 — для труб);
ОТТМ-245-Д (ГОСТ 632—80 —для муфт).
Трубы с высокогерметичными соединениями и муфты к ним — тип ОТТГ (Sy= 1144-273 мм) условно обозначают, например:
ОТТГ-245ХЮ-Д (ГОСТ 632—80 —для труб);
ОТТГ-245-Д (ГОСТ 632—80 —для муфт).
Трубы безмуфтовые раструбные — тип ТБО (Dy= 127-4 -4194 мм) условно обозначают, например, трубы из стали группы прочности Д с условным диаметром 168 мм, толщиной стенки 9 мм:
ТБО-168Х9-Д (ГОСТ 632—80).
Предусмотрено изготовление труб по точности и качеству в двух исполнениях (А и Б) из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, т.
Трубы изготовляют длиной от 9,5 до 13 м. По исполнению Б до 20% труб длиной 8—9,5 м и до 10% труб — 5—8 м, все остальные отклонения — по согласованию с потребителем. Трубы и муфты к ним группы прочности К и выше подвергнуты термической или термомеханической обработке. Эту обра-
Прочностные свойства сталей для изготовления обсадных труб исполнения А и Б (в скобках)
Группа прочности
стали
Свойства
Д
К
Е
л
м
Р
т
Временное сопротивление,
6,68
7,03
7,73
8,79
10,19
11,25
МПа, не менее
Предел текучести, МПа:
(6,5)
(7,0)
не менее
3,87
(3,80)
(5,0)
5,62
6,68
7,73
9,49
10,55
не более
5,62
(5,0)
7,73
8,79
9,84
11,6
12,65
Относительноеудлине-
14,3
13,0
12,3
10,8
9,5
8,5
ние, %, не менее
(16,0)
(12,0)
ботку для труб ТБО всех групп прочности производят после высадки раструбного конца.
Резьба и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы и фосфатированы. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливают из сталей (табл. 17.6).
По согласованию с потребителем расчетное верхнее значение внутреннего гидравлического давления может ограничиваться 70 МПа. Если расчетное давление превышает 125 МПа, то испытательное давление принимают равным 125 МПа. При упаковке, транспортировке и хранении труб все резьбовые соединения, упорные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности должны быть покрыты антикоррозионной смазкой, а также защищены от повреждений специальными металлическими предохранительными кольцами и ниппелями. Для муфтовых труб на каждую трубу навинчена муфта.
Продолжительность испытаний труб гидравлическим давлением не менее 10 с. При этом в стенке и резьбе трубы и муфты не должно обнаруживаться течи.
Контролируют обсадные трубы исполнения А на наличие дефектов неразрушающими методами, все трубы, прошедшие дефектоскопию, маркируют знаком «0». Трубы исполнения Б контролируют по утвержденной инструкции. При использовании ультразвуковых методов контроль проводят по ГОСТ 17410—78.
Насосно-компрессорные (лифтовые) трубы (рис. 17.2, табл. 17.7—17.11) по точности и качеству изготовляют в двух исполнениях —■ А и Б. Трубы нормализованы государственным стандартом ГОСТ 633—80. Стандарт распространяется на стальные бесшовные трубы, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нормализованные по следующим четырем типам.
Рис. 17.2. Насосно-компрессорные трубы:
а — гладкие; б — с высаженными наружу концами; в — гладкие высокогерметичные; г — безмуфтовые; I — труба; II — муфта
Трубы гладкие и муфты к ним (Z)y = 33-^114 мм) условно обозначают, например, трубы из стали группы прочности Е, с условным диаметром 60 мм, с толщиной стенки 5 мм и муфты к ним:
60Х5-Е (ГОСТ 633—80 — для труб);
60-Е (ГОСТ 633—80 — для муфт).
Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним — тип В (Dy=27-4-114 мм) условно обозначают, например:
В-60Х5-Е (ГОСТ 633—80 —для труб),
В-60-Е (ГОСТ 633—80 — для муфт).
Трубы гладкие высокогерметичные и муфты к ним — тип НКМ (Dy = 60-?114 мм) условно обозначают, например:
НКМ-60Х5-Е (ГОСТ 633—80 —для труб),
НКМ-60-Е (ГОСТ 633—80 —для муфт).
Таблица 17.7
Сортамент насосно-компрессерных труб, изготовляемых из стали групп прочности Д, Е, К, Л, М, Р
Dy,мм
3, мм
Гладкие
С высаженными наружу концами В
Гладкие высокогерметичные НКМ.
Безмуфтовые1 с высаженными наружу концами НКБ
27
3,0
ДКЕ
33
3,5
ДКЕ
ДКЕ
—
—
42
3,5
ДКЕ
ДКЕ
—
—
48
4,0
ДКЕ
ДКЕ
—
.—
60
5,0
ДКЕ
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
73
5,5
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
73
7,0
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
89
6,5
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
89
8,0
—
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
102
6,5
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
114
7,0
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
Таблица 17.8
Параметры насосно-компрессорных труб гладких и муфт к ним
D^, мм
Труба
Муфта
D, мм
3, мм
d, мм
Масса
1 м, кг
DM, мм
LM, мм
Масса, кг
33
33,4
3,5
26,4
2,6
42,2
84
0,4
42
42,2
3,5
35,2
3,3
52,2
90
0,6
48
48,3
4,0
40,3
4,4
55,9
96
0,5
60
60,3
5,0
50,3
6,8
73,0
ПО
1,3
73
73,0
5,5
62,0
9,2
88,9
132
2,4
73
73,0
7,0
59,0
11,4
88,9
132
2,4
89
88,9
6,5
75,9
13,2
108,0
146
3,6
102
101,6
6,5
88,6
15,2
120,6
150
4,5
114
114,3
7,0
100,3
18,5
132,1
156
5,1
Таблица 17.9
Параметры насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В)
8 2
сГ
Труба
Муфта
2
2
Q
2
2
и
2
2
2 2
сГ
2 2
Е
и
8
1
« =
2 S у^ *
s о. я
I 2 § и
1ЛЛ
2 2
QS
2 2
1
27
26,7
3,0
20,7
33,4
40
1,8
0,1
42,2
84
0,4
33
33,4
3,5
26,4
37,3
45
2,6
0,1
48,3
90
0,5
42
42,2
3,5
35,2
46,0
51
3,3
0,2
55,9
96
0,7
48
48,3
4,0
40,3
53,2
57
4,4
0,4
63,5
100
0,8
60
60,3
5,0
50,3
65,9
89
6,8
0,7
77,8
126
1,5
73
73,0
5,5
62,0
78,6
95
9,2
0,9
93,2
134
2,8
73
73,0
7,0
59,0
78,6
95
И,4
0,9
93,2
134
2,8
89
88,9
6,5
75,9
95,2
102
13,2
1,3
114,3
146
4,2
89
88,9
8,0
72,9
95,2
102
16,0
1,3
114,3
146
4,2
102
101,6
6,5
88,6
108,0
102
15,2
1,4
127,0
154
5,0
114
114,3
7,0
100,3
120,6
108
18,5
1,6
141,3
160
6,3
Трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами — тип НКБ (£>у от 60 до 114 мм) условно обозначают, например:
НКБ-60Х5-Е (ГОСТ 633—80).
При обозначении труб и муфт исполнения А после обозначения стандарта ставится буква А.
Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м с предельными отклонениями ±5%, а исполнения Б — от 5,5 до 8,5 и от 8,5 до 10,0 м. Отклонения от приведенных длин допускаются по согласованию с заказчиком. Трубы гладкие и муфты к ним, трубы высокогерметичные и муфты к ним группы прочности К и выше, трубы с высаженными наружу кон-
Таблица 17.10
Параметры насосно-компрессорных труб гладких высокогерметичных и муфт к ним (тип НКМ)
Dy, мм
Труба
Муфта
D, мм
S, мм
d, мм
Масса
D , мм
L , мм
Масса, кг
60
60,3
5,0
50,3
6,8
73,0
135
1,8
73
73,0
5,5
62,0
9,2
88,9
135
2,5
73
73,0
7,0
59,0
11,4
88,9
135
2,5
89
88,9
6,5
75,9
13,2
108,0
132
4,1
89
88,9
8,0
72,9
16,0
108,0
155
4,1
102
101,6
6,5
88,6
15,2
120,6
155
5,1
114
114,3
7,0
100,3
18,5
132,1
205
7,4
Таблица 17.11
Параметры насосно-компрессорных труб безмуфтовых с высаженными наружу концами (тип НКБ)
2
еГ
5
2
2
2
СО
2
2
2 s
сГ
2 2
Е
2
2
2
2
Е
2"
2 3£
2 н X
ч - 5 °
60
60,3
5,0
50,3
71
53,5
48,3
95
6,8
1,8
73
73,0
5,5
62,0
84
65,5
60,0
100
9,2
2,2
73
73,0
7,0
59,0
86
63,0
57,0
100
11,4
2,6
89
88,9
6,5
75,9
102
79,5
73,9
100
13,2
3,2
89
88,9
8,0
72,9
104
77,0
70,9
100
16,0
3,7
102
101,6
6,5
88,6
116
92,0
86,6
100
15,2
4,0
114
114,3
7,0
100,3
130
104,0
98,3
100
18,5
4,8
цами и муфты к ним и трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами всех групп прочности подвергают термической или термомеханической обработке.
Резьбы и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы или фосфатированы.
По требованию потребителя трубы исполнения А должны иметь на внутренней поверхности защитное покрытие, предотвращающее коррозию или отложение парафина.
По согласованию с потребителем расчетное верхнее значение внутреннего гидравлического давления может ограничиваться 70 МПа. Испытательное давление по требованию потребителя принимают равным расчетному, но не более 125 МПа.
Лифтовые трубы и муфты к ним делают из сталей (табл. 17.12—17.13).
Таблица 17.12
Прочностные свойства сталей для изготовления насосно-компрессорных труб исполнения А и Б (в скобках)
Свойства
Группа прочности стали
Д
К
Е
Л
М
Р
Временное сопротивление МПа, не менее
Предел текучести, МПа:
6,68 (6,50)
7,0
7,03
7,73
8,39
10,19
не менее
3,87 (3,80)
5,0
5,62
6,68
7,38
9,49
не более
5,62
—
7,73
8,79
9,39
11,60
Относительное удлинение, %, не менее
1,43
(1,60)
1,20
1,30
1,23
1,13
0,95
Резьба, упорные торцы, уступы и уплотнительные конические поверхности труб и муфт защищены от повреждений специальными металлическими кольцами и ниппелями. При упаковке, транспортировке и хранении труб все резьбовые соединения, упорные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности труб и муфт к ним должны быть покрыты антикоррозионной смазкой. На каждую муфтовую трубу навинчена муфта.
Продолжительность испытаний труб гидравлическим давлением должна быть не менее 10 с. В стенке и резьбе трубы и муфты не должно обнаруживаться течи.
Лифтовые трубы исполнения А контролируют дефекты неразрушающими методами. Все трубы, прошедшие дефектоскопию, маркируют знаком «0». Контроль труб исполнения Б производят по утвержденной инструкции. Ультразвуковые методы контроля осуществляют по ГОСТ 17410—78.
Трубы сварные насосно-компрессорные длинномерные в бунтах выпускают по ТУ 14-3-847—78. Они предназначены для использования:
в качестве безмуфтовой колонны, по которой продукция скважины транспортируется фонтанным или насосным способом;
для удаления жидкости с забоя обводняющихся скважин;
для подачи на забой рабочих жидкостей, применяемых при ремонтах и технологических операциях на скважинах;
в качестве газопроводов, конденсатопроводов, водопроводов и труб общего назначения.
Условия эксплуатации таких труб требуют их периодического подъема и спуска. Трубы спускают в скважину или извлекают из нее, разматывая с барабана или наматывая на него, при помощи специального агрегата. При этом труба подвергается циклическим изгибам с небольшой (1—2%) пла-
308308Таблица 17.13
308
308
Прочностные характеристики насосно-компрессорных труб
Страгивающая нагрузка на трубы, кН
Давление на трубы, 10 МПа
гладкие
|с высадкой наружу
наружное (сминающее)
внутреннее
D^, мм
S, мм
Группа прочности материала труб
Д
К
Е
Л
Д
К
Е
Л
Д
К
Е
л
Д
К
Е
л
33,4
3,5
—
—
—
—
12,7
15,7
18,5
21,7
665
870
950
1110
696
915
1010
1190
42,2
3,5
—
—
—
—
16,0
21,0
23,2
27,4
500
645
700
815
550
725
800
940
48,3
4,0
11,4
15,0
16,5
19,6
22,8
30,0
33,0
39,0
500
645
700
815
550
725
800
940
60,3
5,0
20,8
27,4
30,2
35,6
34,9
45,9
50,6
59,8
500
645
700
815
550
725
800
940
73,0
5,5
28,4
37,4
41,1
48,6
45,4
59,8
65,7
77,7
440
565
610
705
500
660
725
855
7,0
37,9
49,9
54,9
64,9
55,0
72,4
79,6
94,1
600
780
850
990
638
840
920
1090
88,9
6,5
44,6
58,6
64,5
76,2
66,3
87,2
95,9
113,3
420
540
585
670
485
640
705
630
8,0
—
—
—
—
77,9
102,5
112,7
133,2
550
720
785
915
600
785
865
1020
101,6
6,5
45,9
60,4
66,4
78,5
75,9
99,8
109,8
129,8
350
440
470
530
425
560
615
725
114,3
7,0
56,7
74,6
82,1
97,0
90,0
118,5
130,0
154,0
325
405
435
485
405
535
590
695
Таблица 17.14
Прочностные свойства сталей для изготовления
Свойства
Сталь марки
10
20
15 Г
16 ГС
0 8Г2СФ
08Г2СФЕ
17Г2СФ
Предел текучести, МПа
2,1
2,5
2,5
2,8
3,8
3,8
4,0
Временное сопротивление разрыву, МПа
3,0
3,6
4,2
4,6
5,0
5,0
5,5
Относительное удлинение, %
26
23
26
27
22
22
22
стической деформацией. По условиям эксплуатации трубы после циклических изгибов, связанных с их разматыванием и сматыванием, должны выдерживать внутреннее гидравлическое давление и осевое растягивающее усилие в соответствии с требованиями, предъявляемыми к насосно-компрессорным трубам.
Трубы длинномерные в бунтах длиной от 800 до 1500 м изготовляют условным диаметром 33—73 мм (табл. 17.14).
Предельные отклонения по размерам труб не должны превышать для Z)y=48 мм по наружному диаметру ±0,4 мм, для /)у>48 мм по наружному диаметру ±0,8% и по толщине стенки ±10%.
Длинномерные трубы в бунтах должны выдерживать максимальное внутреннее гидравлическое давление в зависимости от используемых марок сталей (табл. 17.15).
Для изготовления труб используют горячекатаную листовую сталь в рулонах (ТУ 14-1-2699—79).
Трубы должны выдерживать не менее 50 изгибов радиусом 1200 мм без нарушения сплошности и прочности, а также испытание на сплющивание при расположении шва в двух положениях: в плоскости нагрузки и в плоскости, перпендикулярной к действию нагрузки. Сплющивание образцов труб должно производиться до расстояния Н (в мм) между сплющиваемыми поверхностями: „1,085
“ ~ 0,08±S/D ’
где S — толщина стенки, мм; D — наружный диаметр трубы, мм.
Использование длинномерных насосно-компрессорных труб в бунтах позволяет проводить технологические операции без задавки скважины. При этом предусматривается применение специального превенторного устройства, поставляемого в комплекте со спуско-подъемным агрегатом.
Техническая характеристика длинномерных насосно-компрессорных труб в бунтах (ТУ 14-3-847—78)
Размеры труб, мм
Испытательное гидравлическое давление, МПа, для труб из стали марки
о з
S S о
^
я к
И Ct 1
1 я
о
о
и
ОФ
о о
33
33,5
2,8
27,9
2,12
• 29
33
35
39
40
44
3,2
27,1
2,39
34
40
41
45
47
52
3,5
26,5
2,59
38
44
46
51
52
58
3,0
36,3
2,91
24
28
29
32
33
36
42
42,3
3,5
35,3
3,35
29
33
34
38
39
43
4,0
34,3
3,78
34
39
41
45
46
51
3,2
41,6
3,53
22
26
27
30
31
34
48
48,0
3,5
41,0
3,84
25
29
30
33
34
37
4,0
40,0
4,34
29
34
35
38
40
44
3,5
53,0
4,88
19
22
23
25
26
29
60
60,0
4,5
51,0
6,16
25
30
31
34
35
39
5,0
50,0
6,78
25
34
35
38
40
44
4,0
65,0
6,81
18
21
21
24
25
27
73
73,0
4,5
64,0
7,60
20
24
25
27
28
31
5,0
63,0
8,38
23
27
28
31
32
35
Использование таких труб сокращает время на спускоподъемные операции почти в 5 раз, а затраты времени на ре- MiOHt в среднем — на 10 ч на 1 скважино-операцию.
ГЛАВА 18
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
В процессе капитального ремонта эксплуатационных и нагнетательных скважин используют стальные бесшовные бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы, ведущие бурильные трубы и специальное оборудование (замки, муфты, переводники), которые образуют компоновку колонны бурильных труб —■ связующего звена наземного бурового оборудования с инструментом, применяемым при ремонтно-исправительных и ловильных работах, при зарезке и бурении второго ствола и т. п.
К компоновке колонны бурильных труб (долото — турбо-, бур — наддолотный комплект — бурильные трубы первого типоразмера— бурильные трубы второго типоразмера) предъявляются требования по обеспечению прочности и выносливости. В соответствии с этим поверочные расчеты на прочность и вы-
носливость бурильных труб обычно выполняют для принятой колонны бурильных труб.
Напряжение, возникающее в бурильной трубе, с учетом коэффициента запаса на прочность должно быть меньше допустимого напряжения текучести металла труб.
Стальные бурильные трубы (СБТ) нормализованы ГОСТ 631—75. В соответствии со стандартом СБТ выпускают по ТУ 26-02-518—73 и ТУ 14-242-97—74 следующих пяти типов:
Трубы с высаженными внутрь концами и муфтами к ним (Dy=424-140 мм) —типа ТБВ.
Трубы с высаженными наружу концами и муфтами к ним (Dy = 60-4140 мм) —типа ТБН.
Трубы с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками и муфтами к ним (Dy = 894- 4-140 мм) —типа ТБВК.
Трубы с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками и муфтами к ним (Dy = 734- 4-114 м) —типа ТБНК.
Трубы с приваренными замками (Dy = 504-127)—типа ТБ, ПВТ.
Бурильные трубы СБТ (табл. 18.1, 18.2) изготовляют с резьбой, имеющей правое и левое направления нарезки. Трубы в двухтрубки соединяют муфтами, а двухтрубки между собой — замками. Каждую трубу маркируют клеймом, содержащим номер трубы, группу прочности, толщину стенки, товарный знак завода-изготовителя, дату выпуска. Место клеймения обводят светлой краской. Трубы с резьбой левого направления нарезки должны иметь широкий поясок, нанесенный светлой краской, с надписью «Лев».
Бурильные трубы всех типов изготовляют длиной 6; 8 и 11,5 м. В комплекте допускается до 25% труб длиной 8 м и до 8% труб длиной 6 м.
Муфты маркируют клеймом с обозначением товарного знака завода-изготовителя. Муфты для труб с высаженными внутрь концами и для труб с высаженными наружу концами делают из стали последующей группы прочности, чем для труб, т. е. с более высокими механическими свойствами. Трубы и муфты завод-изготовитель обрабатывает термически, а резьбу муфт к трубам этих типов оцинковывают или фосфатируют.
Высокую прочность и герметичность соединения бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками обеспечивают внутренние упорные торцы, стабилизирующие пояски, которые вместе с трубой воспринимают знакопеременные изгибающие нагрузки.
Алюминиевые бурильные трубы (АБТ) (табл. 18.3, 18.4) выпускают в соответствии с ТУ 41-01-110—75, ТУ 1-2-365—76,
Допускаемые растягивающие нагрузки на СБТ различных классов (после сработки наружного диаметра)
Нагрузка, кН
на трубу класса
Номиналь-
и
1111
ная тол-
ный диа-
щина стен-
Группа прочности
стали
метр, мм
ни, мм
д
К
Е
л
м
Д
к
Е
л
м
42
5
140
180
120
160
—
—
—
50
5,5
200
260
—
—
—
180
230
—
—
—
60,3
7
300
390
430
510
590
240
310
340
410
470
9
360
470
520
610
710
300
390
430
510
590
63,5
6
270
350
—.
—
■—.
220
290
—.
—
—-
73
7
360
470
520
610
710
300
390
430
510
590
9
450
590
650
770
880
390
510
560
670
770
И
530
690
760
900
1040
480
630
690
820
940
89
7
450
590
650
770
880
380
500
550
650
750
9
570
750
820
970
1120
500
650
720
850
980
11
690
900
990
1180
1350
600
790
860
1020
1180
101,6
7
520
680
750
890
1020
470
620
670
800
920
8
600
790
860
1020
1180
530
700
760
900
1040
9
630
820
910
1080
1240
560
730
800
950
1100
10
700
920
1000
1200
1370
620
810
890
1060
1220
114,3
7
600
790
860
1020
1180
530
700
760
900
1040
8
700
920
1000
1200
1370
620
810
890
1060
1220
9
730
960
1050
1240
1420
630
830
900
1080
1240
10
800
1050
1150
1360
1560
720
950
1030
1230
1390
11
900
1180
1290
1540
1760
800
1050
1150
1360
1560
127
7
660
870
950
ИЗО
1300
580
760
830
990
1140
8
760
1000
1090
1300
1500
680
890
980.
1160
1330
9
310
1060
1160
1380
1580
750
980
1080
1280
1470
10
900
1180
1290
1540
1760
850
1120
1220
1450
1670
139,7
8
870
1140
1250
1480
1700
800
1050
1150
1360
1560
9
910
1190
1300
1550
1780
830
1090
1190
1420
1620
10
ЮЗО
1370
1480
1760
2020
930
1220
1330
1580
1820
11
1140
1520
1640
1950
2240
1040
1390
1500
1780
2050
ТУ 1-2-231—75 трех типов: с высаженными внутрь концами; беззамковые; с протекторным утолщением.
Бурильные трубы ведущие квадратного сечения выпускаются по ТУ 36-574—69 и ТУ 14-3-126—73.
Трубы бурильные утяжеленные изготовляют по ТУ 41-01- 150—75 и ТУ 41-01-147—75 и Н 291-49, ТУ 39-076—74, ТУ 14-3- 164—73 и ТУ 51-774—77.
В соответствии с государственным стандартом и техническими условиями все бурильные трубы и соединительные элементы подвергают на трубных базах внешнему визуальному осмотру, обмеру и проверке качества нарезки резьбы гладкими и резьбовыми калибрами. Новые бурильные трубы после
Характеристика алюминиевых бурильных труб (АБТ)
Диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Допускаемая рас- тягиващая нагрузка, 1 0 кН
Допускаемое давление, 10 МПа
внутреннее
наружное
170
11
146
285
170
147
17
183
510
440
15
164
450
380
13
144
390
300
11
124
330
220
9
103
270
140
129
11
108
375
270
9
90
310
185
114
10
86
385
340
108
10
81
405
370
93
9
63
425
310
90
10
66
490
430
8,5
57
415
340
73
9
47
545
430
54
1 9
33
730
670
Таблица 18.4
Допускаемые растягивающие нагрузки на АБТ различных классов (после сработки наружного диаметра), кН
Номинальный диаметр, мм
Номинальная толщина стенки , мм
Нагрузка, кН, на трубу класса
Номинальный диаметр, мм
Номинальная толщина стенки , мм
Нагрузка, кН, на трубу класса
II
1 111
II
Ш
54
90
270
220
129
110
900
690
73
90
370
260
147
90
820
700
90
85
470
400
110
1030
800
100
560
490
130
1240
1000
108
100
660
490
150
1320
1090
114
100
700
520
170
1500
1160
129
90
710
610
170
110
1210
940
навинчивания на них замков подвергают гидравлическим испытаниям на базах производственного обслуживания. Трубы, находящиеся в эксплуатации, испытывают после возвращения на базу по окончании работ на скважине. Испытываемые трубы выдерживают под давлением в течение 15—30 с. Если не обнаружена течь или «потение», то трубы признают годными. Качество труб контролируют также методами дефектоскопии. Толщину стенки измеряют с использованием бесконтактного ультразвукового импульсного толщиномера БУИТ-1. Результаты измерения толщины стенки труб служат основой для классификации их после сработки наружного диаметра.
Все работы по сборке труб и навинчиванию замков проводят в соответствии с «Инструкцией по проверке качества и монтажу бурильных труб сборной конструкции». Прочность и плотность соединений достигаются подбором номинального натяга резьбовых соединений, соединяемых пар (труба — муфта, труба — замок и т. п.), навинчиванием вручную предварительно нагретой замковой детали, применением уплотнительных смазок и полимерных материалов (УС-1, смесь графита с глицерином в соотношении 1 : 2, лента «ФУМ» и т. п.).
При транспортировке и хранении бурильных труб и переводников их резьбу необходимо предохранять колпачками от механических повреждений и коррозии.
ГЛАВА 19
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ ПОДЗЕМНОЕ СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства предотвращение перехода скважин на открытое фонтанирование обеспечивается применением эксплуатационного подземного скважинного оборудования. Оно предназначается также для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух или более продуктивных горизонтов, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- или нижележащих пластов, разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства, а также для обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.
В состав скважинного оборудования обычно входят пакеры, якоря, разъединители колонн, скважинный инструмент для подготовки ствола скважины, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, посадочные ниппели, а также инструмент и принадлежности канатной техники для управления подземным оборудованием.
Комплексы типов КП Г, КО и КСГ включают в себя скважинные клапаны-отсекатели, автоматически перекрывающие подъемные трубы при нарушении заданного режима отбора газа или при аварийных ситуациях.
Съемные составные части скважинного оборудования устанавливают и извлекают при технологических операциях, связанных с освоением, эксплуатацией и ремонтом скважин инструментами и принадлежностями из комплектов ИКПГ и КИРК- Для этого используют канатную технику и установки для скважинных работ типа ЛСГ1К-131 (при герметизированном устье скважин).
Условные обозначения комплексов:
Рис. 19.1. Комплекс скважинного оборудования типа КПГ: а—коррозионно-стойкое исполнение; б — нормальное исполнение; 1 — телескопическое соединение типа СТ; 2 — циркуляционный клапан типа КЦГ; 3 — ингибиторный клапан типа КИНГ; 4 — циркуляционный клапан типа КЦМ; 5 — разъединитель колонны типа РК; 6 — пакер типа ЗПД-ЯГ (ППГ5); 7 — посадочный ниппель; 8 — замок типа 13К; 9— уравнительный клапан типа КУМ; 10— клапан-отсекатель типа КА; II— срезной клапан пакера; 12 — телескопическое соединение типа СТ2; 13 — циркуляционный клапан типа КЦГ1; 14 — скважинная камера типа К; 15 — ингибиторный клапан типа КИНГС; 16 — пакер типа 2ПД-ЯГ; 17 — замок типа ЗНЦВ1
К — комплекс; С (или П) — скважинный (подземный); Г — для газовых скважин; цифры после букв — условный диаметр колонны подъемных труб (в мм); следующие цифры — рабочее давление (в МПа); последние цифры — диаметр пакера (в мм);
К1 — кислотостойкое исполнение изделия (при объемном содержании в среде СО2 до 10%); К2— сероводородостойкое исполнение изделия (при объемном содержании в среде СО2 и H2S до 26% каждого).
Например: КПГ-89-35-145К1; КПГ-89-35-145К2; КГС-73-70- 112; КСГ-89-70-136КЗ.
Комплексы подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ предназначены для добычи газа с объемной долей агрессивной среды СО2 и H2S до 6%.
В состав комплексов КПГ (рис. 19.1, табл. 19.1) входят следующие элементы скважинного оборудования: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель колонны РК, циркуляционный механический клапан КЦМ, циркуляционный гидравлический клапан КЦГ, ингибиторный клапан КИНГ, телескопическое соединение СТ, клапан-отсекатель КА, башмачный клапан, ниппель для приемного клапана, ниппель для клапана-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана.
Циркуляционный механический клапан в составе комплекса предназначен для сообщения трубного и затрубного пространств при освоении скважин посредством прямой или обратной промывки. Может быть использован для глушения скважин.
Циркуляционный гидравлический клапан в составе комплекса предназначен для аварийного глушения скважины, когда операция глушения по какой-либо причине невозможна через циркуляционный механический клапан. Клапан срабатывает от избыточного давления, создаваемого в трубном или затрубном пространстве.
Управление циркуляционными клапанами механического и гидравлического действия осуществляется с помощью инструментов канатной техники.
Ингибиторный клапан в составе комплекса обеспечивает подачу ингибиторов различного назначения из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны лифтовых труб.
Телескопическое соединение в составе комплекса обеспечивает компенсацию удлинения колонны лифтовых труб при изменении их средней температуры, защищает трубы от спирального продольного изгиба, предохраняя пакер от дополнительной нагрузки.
Клапан-отсекатель типа КА в составе комплекса обеспечивает автоматическое отсечение потока среды по колонне лифтовых труб. Он устанавливается ниже пакера в специальном ниппеле с помощью замка типа 13К.
Для защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой среды на северных месторождениях с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм используется комплекс подземного оборудования типа КО.
Комплекс скважинного оборудования типа КСГ (рис. 19.2, табл. 19.2) предназначен для эксплуатации газовых и газоконденсатных сверхглубоких скважин с нормальным и аномальным пластовым давлением. Он обеспечивает автоматическое перекрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья и подъемных труб при резком увеличении дебита скважины сверх заданных пределов.
С целью снижения давления на колонну подъемных труб в комплексе с помощью сменного дросселя производят регулиро-
Техническая характеристика комплексов скважинного оборудования типа КПГ циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ, разъединитель колонны; пакер, уравнительный клапан, ниппели для клапана-отсекателя и приемного клапана,
Показатели
с
^
Ё
14
В
2
Ё
Ё
s
В
2
Ё"
14
Ё
14
Рабочее давление, МПа
35
35
35
14
35
35
35
35
35
Максимальный отбор газа, млн. м3/сут
Условный диаметр подъемных труб, мм, по ГОСТ:
1,5
1,5
1,5
4
1,5
1,5
1,5
2,5
2,5
633—80
114
114
114
—
89
89
89
114
114
632—80
Минимальный диаметр проходного отверстия, мм:
—
—
—
168
—
—
без клапана-отсекателя
70
70
70
140
—
68
68
68
68
с клапаном-отсекателем
38
38
38
80
38
38
38
38
41
Условный диаметр эксплуатационной колонны по ГОСТ 632—80, мм
168
168
168
273
168
168
168—
178
168
168
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, гарантирующий герметичность разобщения пакером, мм
144,3
148,3
152,3
257,1
144,3
148,3
152,3
144,3
148,3
Наружный диаметр пакера, мм
136
140
145
246
136
140
145
136
140
Максимальная глубина спуска пакера, м
4000
4000
4000
1500
4000
4000
4000
4000
4000
Рабочая среда
Прир
одныг конд
газ, гнсат
газо-
При дол;
)ОДНЫ
I СО2
й газ, до 6
газоконден %
Максимальная температура рабочей среды, °C Габариты, мм:
100
100
100
100
150
150
150
150
150
диаметр
136
140
145
246
136
140
145
136
140
длина (без подъемных труб)
10674
10674
10674
10820
8820
8820
8820
9540
9540
Масса (без подъемных труб), кг
578
582
586
690
340
342
345
410
412
Скважинная камера только для комплексов в нормальном исполнении.
(комплект поставки: телескопическое соединение, ингибиторный клапан, замки для клапана-отсекателя и глухой пробки, клапан-отсекатель, скважинная камера1)
2
Ё ^
В
Ё
В
с ^
Ё
о
Ё 64
3
Ё х
В
Ё 64
В
с 64
В
Ё
о
Ё 64
В
Ё
64
о
Ё 64
В
Ё ш
35
35
35
35
35
35
35
. 35
35
35
35
35
35
2,5
2,5
2,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
114
114
114
89
89
89
89
89
114
114
114
114
114
—
—-
-—
—
—■
—
—
—
—
—
—
—
—
68
68
68
68
68
68
68
68
68
68
68
68
68
41
41
41
38
38
38
38
38
41
41
41
41
41
168—
178
178
178
168
168
168—
178
178
178
168
168
168—
178
41
178
152,3
157,8
163,8
144,3
148,3
152,3
157,8
163,8
144,3
148,3
152,3
157,8
163,8
145
150
155
136
140
145
150
155
136
140
145
150
155
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000'
сат, о
бъемн
ая
При и Ь
роднь
12S до
ш газ, 6% к
газок а ж дог
энденс 0
ат, об
ъемна
я доля
со2
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150-
145
150
155
136
140
145
150
155
136
140
145
150
155
9540
9540
9540
8820
8820
8820
8820
9220
8820
8820
8820
9540
9540
415
418
421
374
376
379
403
406
450
453
456
458
461
Техническая характеристика комплексов скважинного оборудования типа КС Г (комплект поставки: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ, скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС, разъединитель колонны типа РК, замки для клапана-отсекателя и дросселя, клапан-отсекатель типа КА, съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ, уравнительный клапан КУМ, ниппели клапана-отсекателя и приемного клапана в сборе)
Показатели
и ^
5
о к
2
о х
2
о
о
и «
и W
Рабочее давление, МПа
70
70
70
70
70
70
Максимальный отбор газа, млн. м3/сут
0,75
0,75
0,75
1,7
1,7
1,7
Условный диаметр подъемных труб по ГОСТ 633—80, мм Минимальный диаметр проходного отверстия, мм:
73
73
73
89
89
89
без клапана-отсекателя
40
40
40
56
56
56
с клапаном-отсекателем
Диаметр прохода сменных насадок дросселя, мм
21
10—20 (через 1 мм)
21
21
32
15—35 (через 1 мм)
32
32
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по
ГОСТ 632—80, мм
$40—146
140—146
140—146
168
168
168
Максимальный внутренний диаметр эксплуатационнойколонны
труб, гарантирующий герметичность разобщения пакером, мм
119,7
119,7
119,7
144,3
148,3
152,3
Наружный диаметр пакера, мм
112
112
112
136
140
145
Максимальная глубина спуска пакера, м
7000
7000
7000
7000
7000
7000
Механических примесей до 0,01 г/м3
Объемной доли СО2 10 %
Объемной доли СО2 и H2S Ю % каждого
Объемная доля СО2 и H2S до 26 % каждого
Максимальная температура рабочей среды, °C Габариты, мм:
200
200
200
125
125
125
диаметр
112
112
112
136
140
145
длина (без подъемных труб)
9865
9865
9865
9000
9000
9000
Масса (без подъемных Труб), КГ
386
386
413
500
500
500
Рабочая среда
22вввПоказателиь-GOСОСОоиииогагага22вввПоказателиь-GOСОСОоиииогагагаПриродный газ, газоконденсат с содержаниемПриродный газ, газоконденсат с содержаниемвание режима отбора продукции. Дроссель, оборудованный сменными насадками, устанавливают вместе с замком в посадочной канавке штока разъединителя колонны типа РК канатной техникой с применением спускного инструмента (при посадке) и инструмента подъема замка (при извлечении) из комплекта ИКПГ.
2
2
в
в
в
Показатели
ь-
GO
СО
СО
о
и
и
и
о
га
га
га
2
2
в
в
в
Показатели
ь-
GO
СО
СО
о
и
и
и
о
га
га
га
Природный газ, газоконденсат с содержанием
Природный газ, газоконденсат с содержанием
Использование консольного отклонителя типа ОК и скважинной камеры типа КТ повышает надежность посадки и извлечения ингибиторных клапанов и глухих пробок.
В комплексе оборудования с условным диаметром колонны подъемных труб 73 мм используют телескопическое соединение типа СТ2Г с гидравлическим замком механизма укорочения, управляемым толкателем циркуляционного клапана при помощи канатной техники. При крайних положениях ствола телескопическое соединение может передавать крутящий момент.
В комплекс оборудования входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС; разъединитель колонны типа РК, замки для клапана-отсекателя и дросселя; клапан-отсекатель типа КА; съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ; уравнительный клапан типа КУМ; ниппели клапана-отсекателя и приемного клапана в сборе.
Пакеры (табл. 19.3) устанавливают над эксплуатационным горизонтом. Они служат для разобщения зон затрубного про-
Рир^ 19.2. Комплекс скважинного оборудования типа
1—телескопическое соединение типа СТ2Г; 2— циркуляционный клапан типа КЦГ; 3— скважинная камера типа КТ; 4 — ингибиторный клапан типа КИНГС; 5 — циркуляционный клапан типа КЦМ; 6 — разъединитель колонны типа РК; 7 и 12 — замки типа ЗНЦВ1 или ЗНЦВ; 8— дроссель; 9— сменная насадка дросселя; 10—пакер типа ПД-ЯГ; 11— посадочный ниппель; 13 — уравнительный клапан типа КУМ; 14 — клапан-отсекатель типа КА; 15 — срезной клапан пакера
странства, расположенных выше и ниже их. Пакеры применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважин при их эксплуатации и ремонте; для разобщения эксплуатационного горизонта с водоносными нижележащими горизонтами; для разобщения двух или более продуктивных горизонтов при одновременной раздельной эксплуатации их; при эксплуатации и ремонте скважин.
Типоразмеры и конструкции нормализованы отраслевым стандартом ОСТ 26-02-1016— 73 «Пакеры для нефтяных и газовых скважин. Типы и основные параметры», ТУ 26-16-10— 76 «Пакеры для нефтяных и газовых скважин» и ТУ 26-16-15—76 «Пакеры рукавные». Установлены следующие типы пакеров:
ПВ — направлением усилия от перепада давления вверх;
ПН — направлением усилия от перепада давления вниз;
ПД — двустороннего действия: направлением усилия от перепада давления как вверх, так и вниз.
По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют на фиксирующиеся отдельным устройством (Я)—• якорем и самостоятельно фиксирующиеся.
По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические (Г), механические (М), гидромеханические (ГМ) и не требующие посадки.
Снятие пакеров осуществляется натягом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инструментом (И).
Предусматривается следующее исполнение пакеров:
нормальное;
коррозионно-стойкое, в том числе:
углекислотостойкое К1 (объемная доля СО2 в продукции скважин не более 10%);
сероводородостойкое К2 (объемная доля H2S и СО2 не более 10% каждого компонента);
Таблица 19.3
Основные параметры пакеров
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
Пакер
Наружный диаметр, мм
Зазор, мм
Число проходных отверстий для лифтовых колонн
Диаметр проходного отверстия, мм
Рабочий перепад давления, МПа
114
90
6,3
1
35,2
70
94
40
14;
21;
35;
50
127
103
6; 8
1
35,2
70
107
40
14;
21;
35;
50
112
140
114
5,7
1
40
14;
21;
35;
50;
70
118
50
14;
21;
35;
50
122
118
146
122
6; 8;
10
1
40
14;
21;
35;
50;
70
126
50
14;
21;
35;
50
133
50
70
136
1
62
14;
21;
35;
50
168
140
145
6,3;
8,3;
7,3;
9,3
2
40
14;
21
148
1
50
70
62
14;
21;
35;
50
178
145
2
40
14;
21
148
5,8;
9,8;
1
62
14;
21;
35;
50
150
10,8
2
40
14;
21;
35;
155
1
62
14;
21;
35;
50;
70
194
155
160
5,7;
10,7
1
62
14;
21;
35;
50;
70
165
62
50
170
76
14;
21;
35
89
14;
21;
35
219
185
1
50
14;
21
190
8,1;
10,1
2
89
35
195
3
89
35
100
14;
21
245
205
212
10,5-
11,5
1
132
14;
21
218
220
273
238
9,1;
11,1
1
155
14;
21
242
246
248
сероводородостойкое КЗ (объемная доля H2S и СО2 свыше 10%, но не более 26% каждого компонента);
термостойкое Т для рабочих сред с температурой более 150 °C.
Конструкция и технические характеристики пакеров должны отвечать условиям их применения:
возможности посадки в эксплуатационную колонну, собираемую из обсадных труб по ГОСТ 632—80;
возможности сочленения с колонной лифтовых труб, собираемых из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—80, в том числе одно-, двух- и трехрядных лифтов;
температура рабочей среды от —50 до 4-200 °C;
максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, должен соответствовать параметрическому ряду условных давлений: 14; 21; 35; 50; 70 МПа;
зазор между наружным диаметром пакера и внутренним диаметром эксплуатационной колонны не более 12—20 мм.
Клапаны-отсекатели (рис. 19.3, табл. 19.4) предназначены для автоматического перекрытия колонны лифтовых труб и отсечения потока продукции скважины в случаях нарушения установленного режима ее эксплуатации в результате повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером.
При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина может дать грифон.
Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требованиям:
надежно автоматически перекрывать лифтовую колонну при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;
обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема лифтовых труб;
обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины их установки, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.
Критический дебит, при котором срабатывает клапан-отсекатель, принимается обычно на 15—20% больше оптимального Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа.
Клапан-отсекатель, как правило, устанавливают в колонне лифтовых труб на ниппель путем бросания его в колонну лифтовых труб с использованием канатной техники или с применением специального посадочного инструмента.
В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксаторами для посадки на ниппель.
Циркуляционный клапан (рис. 19.4, табл. 19.5—19.8) служит для временного сообщения внутреннего пространства ко- 324
Таблица 19.4
Техническая характеристика
клапанов-отсекателей типа КА и КАУ
2
Б
Показатели
5
5
S
<
о
<
<
о
<
В
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр клапана, мм
Диаметр проходного отверстия дросселя, мм:
минимальный
максимальный
Рабочая среда
Температура рабочей среды, °C
Габариты, мм:
диаметр
длина
Масса, кг
£п Примечание. Рабочая средг объемная доля СО2 до 6%; К2— 6% каждого; КЗ — объемная дол;
70
60
10
21
Н
200
44
350
2,9
1: Н — объемн
HjS И
14
140
50
75
Н
100
138
962
20,5
5ез агре ая доля СО; до
70
60
10
21
К1
200
44
350
2,9
гссивньо
H-S и
26% каз
35
68
15
30 К1(а)
150
68
567
9,5
компо СО, до кдого.
35
78
15
30
К1 (а)
150
78
615
12,5
нентов;
10% ка
70
60
10
21
К2
200
44
350
3,1
К1 — ое ждого;
35
68
15
30
К2(а)
150
68
567
10,5
зъемная
№) -
35
78
15
30
К2(а)
150
78
615
13,4
доля объемн
70
58
20
32 КЗ
125
58
390
14,2
СО2 до ая доля
35
35
35
Н
100
70
1060
18,2
10%;
H2S и
50
28
28
Н
100
Рис
58пан
тел
9701 ™
уплс Пру)
12,5 ш го
6 — дрос
КПа) — ло;
СО2 до 10 — шти
1
. 11
, TI
голо >тнен кина к; 5
фт
1
).3.
О ina вка ие;
— ус;
; 8 9 —
l.5 1-4
1-5
; 7
:. 8
; - 9
;. а
ро
Кла- тсека-
КА:
;2 —
3 —
4 — юльцо;
7 — — сед- плечо;
а —
eg Таблица 19.5
Показатели
2 Д ^
2 Д ^
3 Д ^
Д ^
2
Д bd
о
д д
о
2 Д ^
Рабочеедавление,
МПа
35
35
50
50
14
35
35
Диаметр проходного отверстия, мм
72
72
57
57
145
72
89
Условный диаметр перепускных отверстий (по суммарному сечению), мм
50
7
60
7
102
50
64
Присоединительная резьба, мм
89
89
73
73
168
89
114
Рабочая среда
Нефть, газ, газоконденсат, пластовая механические примеси
вода,
Природный газ, объемная доля СО2 и H2S до 6% каждого
Рабочая температура, °C, не более
Габариты, мм:
100
100
100
100
100
100
100
диаметр■
125
125
107
107
205
125
136
длина
984
984
1040
1040
1170
984
1175
Масса, кг
34,2
34
32,6
32,4
88
37
59
Техническая характеристика циркуляционных клапанов типа КЦМ с механическим управлением для проведения технологических операций при освоении и эксплуатации скважин
Рис. 19.4. Циркуляционный клапан КЦГ1-89-35:
1 — корпус; 2 — винт; 3 — опорное кольцо; 4 — мембрана; 5 — нажимное кольцо;
6 — уплотнительное кольцо
Техническая характеристика циркуляционных клапанов КМЦ
Показатели
Д
^
Д
5 д
д
д
д
Д
д д
в
Д д
о
д
о
Д
В
Д
Д
Д
д
Рабочее давление, МПа
70
35
14
70
35
35
70
35
35
70
Диаметр проходного отверстия, мм
58
89
145
58
72
89
58
72
89
72
Условный диаметр перепускных отверстий, мм
60
89
102
60
50
64
60
50
64
69
Присоединительнаярезьба
НКТ, мм
73
114
168
73
89
114
73
89
114
89
Рабочая среда
Н
Н
Н
KI
К1 (а)
К1 (а)
К2
К2 (а)
К2 (а)
КЗ
Температура рабочей среды, °C Габариты, мм:
200
100
100
200
150
150
200
150
150
125
диаметр
107
136
205
107
125
136
107
125
136
118
длина
1040
895
1170
1040
984
1175
1040
984
1175
1135
Масса, кг
55
40
88
55
34
54
61
37
59
60
Примечание. Рабочая среда: Н — без агрессивных компонентов; К1— объемная доля СО2 до 10%; КД (а)—объемная доля СО2 до й 6%; К2 — объемная доля H2S и СО2 до 10% каждого; К2(а) — объемная доля H2S и СО2 до 6% каждого; КЗ —объемная доля HaS и СО2 до 26% каждого.
328328Таблица 19.7
328
328
Техническая характеристика циркуляционных клапанов КЦГ
Показатели
2
д
2
д «■
В-
Ёг «
о
д
Д
о
Ёг
д д
о
у Д
о
Д
Ш
д д
д ^
Рабочее давление, МПа
Максимальное давление открытия клапана, МПа:
70
35
35
70
35
35
70
70
14
35
снаружи
19
17
23
19
17
23
27
19
22
17
изнутри
43
32
38
43
32
38
94,6
43
23
36
Диаметр проходного отверстия, мм
62
75
89
62
75
89
76
62
150
88
Условный диаметр перепускных отверстий, мм
66
77
ПО
66
77
ПО
92
66
140
16,8/21,6
Рабочая среда
К1
К1 (а)
К1 (а)
К2
К2 (а)
К2 (а)
КЗ
КЗ
Н
Н
Температура рабочей среды, °C Габариты, мм:
200
150
150
200
150
150
125
200
100
100
диаметр
ПО
125
140
НО
125
140
132
ПО
220
136
длина
650
550
665
650
550
665
640
650
760
270
Масса, кг
23,6
22,5
29,3
26,0
25,8
33,7
23,0
23,6
54,0
11,7
Примечание. Рабочая среда: Н — без агрессивных компонентов; К1 — объемная доля СО2 до 10%; К1 (а) — объемная доля СОз до 6%; КД — объемная доля H2S и СО2 до 10% каждого; К2(а) — объемная доля H2S и СО2 до 6% каждого; КЗ — объемная доля H2S и СО2 до 26% каждого.
Техническая характеристика циркуляционных клапанов типа 1КЦГ с гидравлическим управлением для проведения технологических операций при освоении и эксплуатации скважин
Показатели
Д
д
д
5
Д К
Диаметр проходного отвер-
30
40
50
62
85
стия, мм
Присоединительная резьба,
48
60
73
89
114
мм
Габариты, мм:
диаметр
58
73
89
107
133
длина
657
678
820
850
900
Масса, кг
11
12
21
26
45
Примечание. Рабочее давление 21 МПа; максимальное давление открытия клапана 10 МПа; условный диаметр перепускных отверстий (по суммарному сечению) 30 мм; рабочая среда: нефть, газ, пластовая вода; температура рабочей среды 100 °C.
Таблица 19.9
Техническая характеристика ингибиторных клапанов типа КИНГ для комплексов скважинного оборудования типа КПГ
Показатели
д
2
В д W
В
д д
В
д д
д д ^
Диаметр проходного
76
89
76
89
150
отверстия, мм
Рабочая среда
Природны
й газ,
Природный газ,
Природг
ый газ,
газоконденсат,
газоконденсат,
газоконденсат без
объемная доля
объемная доля
агрессивных ком-
СО2 до 6%
СО2 и H2S 6%
понентов
Максимальная темпе-
150
150
каждого
150
150
100
ратура рабочей сре
ды, °C
Габариты, мм:
диаметр
125
136
136
136
220
длина
395
413
380
413
475
Масса, кг
14,5
18
15
19
45
Примечание. Рабочее давление 35 и 14 МПа (для КИНГ-150-140); перепад давления открытия клапана 0,5—5 МПа.
Рис. 19.5. Ингибиторный клапан типа КИНГ:1 —головка; 2 и 6— шарики;3 и 7— седла; 4 — регулировочные шайбы; 5— пружина;8 — фильтр; 9 — корпусРис. 19.5. Ингибиторный клапан типа КИНГ:1 —головка; 2 и 6— шарики;3 и 7— седла; 4 — регулировочные шайбы; 5— пружина;8 — фильтр; 9 — корпус
Рис. 19.5. Ингибиторный клапан типа КИНГ:
1 —головка; 2 и 6— шарики;
3 и 7— седла; 4 — регулировочные шайбы; 5— пружина;
8 — фильтр; 9 — корпус
Рис. 19.5. Ингибиторный клапан типа КИНГ:
1 —головка; 2 и 6— шарики;
3 и 7— седла; 4 — регулировочные шайбы; 5— пружина;
8 — фильтр; 9 — корпус
лонны лифтовых труб с затрубным пространством для проведения различных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, промывка забоя, затрубного пространства или колонны лифтовых труб, обработка скважины различными химреагентами и т. п.
Клапан устанавливают в колонне лифтовых труб и извлекают вместе с ними. Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или закрытием) при помощи механического и гидравлического яссов. Циркуляционный клапан открывается восходящими действиями механического ясса (при недостаточности этих действий в дополнение к нему используют еще и гидравлический ясс), а закрывается нисходящими действиями механического ясса.
Для передачи динамических усилий от яссов на замок циркуляционного клапана для открытия или закрытия клапана служит специальный инструмент управления.
Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб.Ингибиторные клапаны типа КИНГС (табл. 19.10) служат для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины, их применяют в комплексах оборудования типов КПГ и КСГ. Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана. При помощи спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с помощью канатной техники клапан устанавливают в скважинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб.Ингибиторные клапаны типа КИНГС (табл. 19.10) служат для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины, их применяют в комплексах оборудования типов КПГ и КСГ. Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана. При помощи спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с помощью канатной техники клапан устанавливают в скважинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.Ингибиторные клапаны типа КИНГ (рис. 19.5, табл. 19.9) предназначены для подачи ингибитора разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины. Они применяются в комплексах скважинного оборудования типа КПГ.
Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб.
Ингибиторные клапаны типа КИНГС (табл. 19.10) служат для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины, их применяют в комплексах оборудования типов КПГ и КСГ. Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана. При помощи спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с помощью канатной техники клапан устанавливают в скважинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.
Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счет необходимого числа съемных регулировочных шайб.
Ингибиторные клапаны типа КИНГС (табл. 19.10) служат для подачи ингибиторов разного назначения из затрубного пространства в полость подъемных труб в процессе эксплуатации скважины, их применяют в комплексах оборудования типов КПГ и КСГ. Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана. При помощи спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с помощью канатной техники клапан устанавливают в скважинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.
Техническая характеристика ингибиторных клапанов типа КИНГС для комплексов скважинного оборудования типа КП Г и КСГ (диаметр 32 мм)
Показатели
о
и
5
2
5
Условный диаметр
20
20
20
25
клапана, мм
Максимальный
5
5
5
6,5
диаметр перепуск-
ногоотверстия
седла, мм
Рабочая среда
Природный
Природный
Природный газ
Природный газ
газ и. газо-
газ и газо-
и газоконден-
и газоконден-
конденсат
конденсат,
сат, объемная
сат, объемная
без агрессив-
объемная
доля СО2 и H2S
доля СО2 и
ных приме-
доля СО2 до
до 10% каж-
H2S до 26%
сей
ю%
дого
каждого
Температура рабо-
100
200
200
125
чей среды (не бо-
лее), °C
Длина, мм
370
370
370
496
Масса, кг
1
1
1,1
2
Примечание. Рабочее давление 70 МПа; максимальная пропускная способность клапана 5 м3/сут; перепад давления для открытия клапана 0,5—5 МПа.
Извлекают клапан после среза штифта при помощи цангового инструмента из комплекта КИГК. Обратный клапан препятствует обратному перетоку жидкости из подъемных труб в затрубное пространство.
Оборудование для одновременной раздельной эксплуатации скважин подразделяют на установки по добыче пластовой продукции и установки по закачке воды в пласт. В свою очередь, установки по добыче пластовой продукции подразделяют на установки для одновременной раздельной добычи газа или нефти из многообъектных пластов фонтанным и газлифтным способами, на установки для добычи нефти глубиннонасосным способом и на установки для добычи нефти фонтанным и глубиннонасосным способами. Для добычи газа и газового конденсата наибольший интерес представляют установки по добыче пластовой продукции из многообъектных месторождений фонтанным и газлифтным способами, а также установки по одновременной раздельной закачке воды в пласт.
Установки для одновременной раздельной добычи газа и нефти из двух и трех пластов одной скважины фонтанным спо-
собом подразделяют на установки с параллельной и концентрической подвеской насосно-компрессорных труб.
Установки УГП-168-210, УГП-168-350К1 (для газов с объемной долей СО2 до 6%) с параллельной подвеской двух рядов НКТ и УГЗ-219-350 с параллельной подвеской трех рядов НКТ (рис., 19.6, табл. 19.11) предназначены для одновременной раздельной добычи газа из двух и трех пластов одной скважины. Установка УГЗ-219-350 допускает эксплуатацию четырех объектов. При этом добыча из четвертого (верхнего) объекта осуществляется по затрубному пространству. В установках УГП-168-210 и УГП-168-350К1 освоение, глушение и промысловые технологические операции производят с использованием гидравлического циркуляционного клапана КЦГ-60-350, в аварийных случаях глушение — через клапан типа 1КЦГ.
В установке ИГЗ-219-350 освоение, глушение и технологические операции выполняют с помощью циркуляционных клапанов, смонтированных в составе каждой из трех лифтовых колонн, причем один из них размещен в корпусе пакера ПД2- ЯГ-219-350 (ШПДГ-219-350). В составе установки УГЗ-219-350 три пакера: трехпроходной ПДЗ-ЯГ-219-350 (ШПГТ-219-350), двухпроходной ПД2-ЯГ-219-350 (ШПДГ-219-350) и однопроходной 1ПД-ЯГ-219-350 (1ППГ-219-350).
Наземное оборудование представлено моноблочной управляемой фонтанной арматурой 1АМУ-62Х62Х50-350 (для установки УГЗ-219-350), моноблочной арматурой АФМ2-50Х50-210 (для установки УГП-168-210) и АФМ2-50Х50-350К1 (для установки УГП-168-350К1).
В установках типа УГП используют два пакера: однопроходной типа ПН-ЯГМ (ППГМ1) для разобщения нижнего пласта с верхним и двухпроходной типа ПД2-ЯГ для защиты эксплуатационной колонны от воздействия газа. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн типа РК. В установках типов УГП и УГ для предотвращения поглощения жидкости пластом в период освоения и глушения скважин служат шариковые клапаны.
Установки типов УФК (1УФК, 2УФК, ЗУФК) с концентрической подвеской НКТ (рис. 19.7, табл. 19.12), типов УФЭ, УФП и УФП2 с параллельной подвеской двух рядов НКТ и типа 4УФЭ с параллельной подвеской трех рядов НКТ (табл. 19.13), предназначенные для добычи нефти фонтанным способом из двух и трех пластов одной скважины, могут быть использованы для одновременной раздельной добычи газа, не содержащего агрессивных компонентов.
В установках 1УФК, 2УФК и УФЭ освоение, глушение и промысловые технологические операции осуществляют с помощью перепускного клапана типа 2КП одностороннего действия. В установках типа УФП эти операции выполняют с ис-
Рис. 19.6. Установка УГП для добычи газа:Рис. 19.6. Установка УГП для добычи газа:7777777777777777777777777777777777/ — фонтанная моноблочная арматура; 2 — ингибиторный клапан типа КИНГ; 3 и 8 — циркуляционные клапаны типа 1КЦГ; 4 и 9 — циркуляционные клапаны типа КЦГ; 5— посадочный ниппель; 6 — двухпроходной пакер; 7 и 12 — шариковые клапаны; 10 — разъединитель колонны; 11 — однопроходной пакер
Рис. 19.6. Установка УГП для добычи газа:
Рис. 19.6. Установка УГП для добычи газа:
77777777777777777
77777777777777777
Техническая характеристика установок типов У ГП и У Г с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб для одновременной раздельной добычи газа
Показатели
Для двух пластов
Для трех-четырех пластов
У ГП-168-210
УГП-168-350К1
УГЗ-219-350
Условия эксплуатации
По параллельнь
1м рядам труб
При четырех пластах верхний — по затрубью Природный газ, газовый конденсат
Рабочая среда
Природный газ, газовый конденсат
Природный газ, газовый конденсат, объемная доля СО2До6%
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
168
168
219
Рабочее давление, МПа
21
35
35
Температура рабочей среды, °C
Количество рядов НКТ Условный диаметр НКТ, мм:
100
100
150
2
2
3
первый ряд
73; 60
73; 60
73
второй ряд
48; 60
48; 60
60
третий ряд
Габаритные размеры оборудования, мм:
3215X940X1200
48
наземного
3215X940X1230
3590X2380X2700
скважинного(диа-
145X3000
145X3000
190X8800
метрХдлина без НКТ)
Масса оборудования, кг:
(два комплекта)
(два комплекта)
(три комплекта)
наземного
935
1200
3300
скважинного
Наибольшаяглубина
спуска НКТ, м:
370
(два комплекта)
370
(два комплекта)
855 (три комплекта)
первого ряда
—
3800
второго ряда
—
—
3500
третьего ряда
—
—
3000
Наименьшее расстояние между продуктивными пластами, м
Скважинное оборудование:
пакер:
10
число
2
2
3
тип
ППГМ1 однопроходной, ПД-2-ЯГ двухпроходной
ППГМ1 однопроходной, ПД2-ЯГ двухпроходной
ШПГ-219-350 однопроходной, ШПД Г-219-350 двухпроходной, 1ППГТ-219-350 трехпроходной
Показатели
Для двух пластов
Для трех-четырех пластов
УГП-168-210
1 УГП-168-350К1
УГЗ-219-350
ингибиторный клапан: число
Нет
2
Нет
тип
—
книг
циркуляционный клапан:
число
1
2
3
тип
1КЦГ; КЦГ
КИНГ
КЦП-350
число посадочных пип-
2
2
—
лелей
тип разъединителя ко-
РК
РК
«тонны
число шариковых кла-
2
2
3
панов
проходная подвеска
Нет
Нет
Есть
пользованием клапана типа КЗ-28-210, в установке 4УФЭ — с использованием клапана типа ЗКПО-73 одностороннего действия. Для предотвращения поглощения жидкости пластом в периоды освоения и глушения скважины служат шариковые клапаны.
В этих установках для замещения объема подпакерного пространства непосредственно от фильтровой зоны нижнего пласта применяют коническую глухую подвеску, к которой подвешивают колонну НКТ малого диаметра. В установках с параллельной подвеской НКТ для облегчения операций спуско- подъема второго и третьего рядов труб над каждой муфтой устанавливают конические разрезные кольца.
Установки типов 1УФК, 2УФК и ЗУФК оснащены фонтанной арматурой 2АФТ65Х210, установки типа УФЭ и УФП — моноблочной фонтанной арматурой АФМ-50Х50-210 и ЗАФМ- 50X40-210 соответственно, а установки типа УФП2 и 4УФЭ — блочной фонтанной арматурой АФП-62Х50-210 и арматурой 1АФ2ТЗП60Х50Х50-210 соответственно.
Установки для газлифтной эксплуатации нефтяных и газовых скважин подразделяют на установки непрерывного и периодического газлифта с принудительной подачей газа к продуктивному объекту с устья скважины и на установки внутрискважинного газлифта.
Установки типов 1УГГ, Л и ЛП (табл. 19.14) предназначены для эксплуатации скважин газлифтным способом с подачей рабочего агента (газа) к разрабатываемому продуктивному объекту с устья скважины.
Установка 1УГГ служит для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов, из которых нижний эксплуатируется в
Рис. 19.7. Установка типа ЗУФК с концентрической подвеской насоснокомпрессорных труб:
1 — фонтанная арматура; 2 — разобщитель; 3— промежуточный пакер; 4 — эксплуатационная колонна; 5 — концентрическая подвеска НКТ
to Таблица 19.12
'I3 Техническая характеристика установок типа УФК с концентрической подвеской со для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом для двух пласте eg (наибольшая глубина установки пакера 3000 м, наименьшее расстояние межд)
Показатели
1УФК-146-210
1УФК-168-210
2УФК-146-210
2УФК-168-
Условия эксплуатации
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
Рабочее давление, МПа
Число рядов НКТ
Условный диаметр НКТ, мм:
внутренний средний наружный
Габариты скважинного оборудования, мм:
наружный диаметр длина (без НКТ)
Масса оборудования, кг: наземного скважинного
Скважинное оборудование:
золотниковый клапан коническая глухая подвеска
шариковый клапан разобщитель
eg Примечание. Габариты -^1 типа ППМР; перепускной кла
В продукции отсутствует па верхний — по ний — пс 146
21 1
60; 73 и 89
118 3705
2796 95
Нет Есть »
Нет
наземного обору; пан типа 2КП.
зерхнего пласта зафин и песок; затрубью; ниж-
трубам
168
21
1
60; 73 и 89
135
3870
2796 105
Нет
Есть
»
Нет
ювания 3900X3200)
В продукции содержится нез личество napat
ПО ТЕ
146 j
21 2
48
89
118
6630
2796 141
Есть » » Нет
<700 мм; тип фо
зерхнего п. начительно» 5>ина и п убам
168
21 2
48; 60 и
89; 11
13Е 491С
279€ 161
Есть
»
» Нет
нтанной ар
со Таблица 19.13_
to Техническая характеристика установок типов УФЭ и УФП с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб для одновременной раздельной добычи нефти фонтанным способом (рабочее давление 21 МПа, температура рабочей среды 100 °C)
Показатели
Для двух пластов
Для трех пластов
Для двух пластов
УФЭ-168-210
4УФЭ-73Х60Х48-219
УФП-146-210
|УФП2-168-210
Условия эксплуатации
По
параллельным рядам
труб
Верхний пласт высокодебитный
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
168
219
146
168
Число рядов НКТ
Условный диаметр НКТ, мм:
2
3
2
2
первый ряд
60
73
48
73; 60
второй ряд
48; 60
60
48
48; 60
третий ряд
Габариты оборудования, мм:
—
48
—
—
наземного
2170X310X1200
1600X1525X2960
2170X310X1200
2800X1130X1585
скважинного (без НКТ) Масса оборудования, кг:
135X4380
188X4100
118X3000
144X1944
наземного
1120
1490
1050
1320
скважинного
219
650
105
280
Тип фонтанной арматуры
Скважинное оборудование: пакер:
АФМ-50Х50-210
1АФ2ТЗП-608Х50Х Х50-210
ЗАФМ-50Х40-210
АФП-62Х50-210
число
1
2
1
2
тип
ППМР однопроходной
4ППГ-219-160 однопроходной; 1ППГМ-219Д-160 двухпроходной
ЗППГД однопроходной
ПД-2ЯГ-145 двухпроходной
якорь
Есть
Нет
Нет
Нет
перепускной клапан
2КП
ЗКПО-73
»
»
золотниковый клапан
Нет
Нет
КЗ-28-210
»
коническая глухая подвеска
Есть
Есть
Нет
»
шариковый клапан
»
»
Есть
Есть
конические разрезные кольца
»
»
»
»
фильтровая труба
Нет
Нет
Нет
■П-40
Показатели
1УГГ-168-2Х125
Л-60А-210
Л-60Б-210
Л-73Б-210
Л-73А-210
ЛП-60А-210
Л-73А-210
Условия эксплуатации
ОРЭ двух пластов
Непрерывный газлифт
Периодический газлифт
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
Условный диаметр НКТ, мм:
168
146
146
146
168
146
168
первый ряд
48
60
60
73
73
60
73
второй ряд
73 и 48
—
—•
—■
——
—
1
Рабочее давление, МПа
12,5
21
21
21
21
21
21
Рабочая температура, °C Максимальный отборжидкости,
м3/сут
100
100
Определи
100
этся диаметр
100
эм НКТ
100
100
40
100
40
Удельный расход рабочего агента, м3/т
О
пределяется
технологичесь
:им режимом
300—750
300—750
Максимальная глубина спуска скважинного оборудования, м
Габариты скважинного оборудования, мм:
2000
^ 20001 1
2000
2500
2500
3000
3000
диаметр
135
122 /
122
140
140
118
136
длина (без НКТ):
2260
—
-—
-—-
•■ ■—
—
'—
при двух сква- со жинных каме- ш Рах
—
7000
5100
5500
9380
11070
10 975
Таблица 19.14
Техническая характеристика газлифтных установок типов 1УГГ, Л и ЛП
22*22*
22*
22*
.•340
Показатели
1УГГ-168-2Х125
Л-60А-210
Л-60Б-210
Л-73Б-210
Л-73А-210
ЛП-60А-210
Л-73А-210
придесяти
скважинных камерах
—
27 700
18 100
19 500
31 880
29 270
28 475
Масса оборудова-
ния, кг:
1260
наземного
—
—
—
скважинного:
70
—■
•—’
—
-—
—-
при двух сква-
—
220
135
145
215
128
150
жинных ка-
мерах придесяти
скважинных
—
835
400
460
825
448
425
камерах
Фонтанная арма-
4АФМ-508Х
Тро
йниковая АФ
К3а-65Х2Ю
Тройниковая
АФКЗа-65Х2Ю
тура
Скважинное обо-
X50-2I0
рудование:
ППМР-136-160
пакер
ПН-ЯГМ с гидромеханическим управлением
число скважин-
ных камер типа: К
—
2—10
2—10
2—10
2—10
1—9
1—9
КН
—
—
—
1
1
тип
—
К-60А-210
К-60Б-210
К-73Б-210
К-73А-210
К-60А-210
К-73А-210
КН-60А-210
КН-73А-210
газлифтный кла-
—
Г-38
Г-25
Г-25
Г-38
Г
Г '
пан
ниппель с приемным клапаном
Нет
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
СР-2
Есть
СР-2
регулятор цикла времени
—
—
—
-—
П римечание. Рабочая среда: нефть,
газ, газоконденсат. пластовая вода; габариты наземного
оборудования 2170X310X1600 мм.
Окончание табл. 19.14
режиме газлифта, а из верхнего добыча осуществляется фонтанным или газлифтным способом. Рабочий агент подается в нижний объект по кольцевому пространству концентрично расположенных НКТ первого ряда. Отбор продукции из верхнего объекта производят по второму ряду НКТ, а подачу рабочего агента с устья скважины при переводе эксплуатации этого объекта на газлифтный режим — по затрубью.
Освоение пластов осуществляется по тем же каналам, которые служат для подачи газа и подъема продукции эксплуатируемых объектов.
Установки типа Л предназначены для газлифтной эксплуатации скважин с подачей рабочего агента с устья скважины и регулированием его расхода в скважине газлифтными клапанами. Для съема и посадки газлифтных клапанов используют скважинный инструмент КИГК60-73.
Для проведения ремонтных работ устье скважины оборудуют установкой ОУГ-80—350, применяют агрегат АГГА-4 с гидроприводом лебедки.
Установки типа ЛИ служат для периодической газлифтной эксплуатации малодебитных скважин. Время работы установки регулируют с помощью регулятора цикла времени СР-2.
Установки УВЛ и УВЛГ (табл. 19.15) предназначены для эксплуатации объектов в режиме внутрискважинного газлифта.
Установки типа УВЛ (рис. 19.8) обеспечивают газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине, регулирования отбора газа и подачи его для подъема нефти внутри скважины. В зависимости от взаимного расположения газового и нефтяного пластов видоизменяется компоновка скважинного оборудования: освоение и глушение скважины осуществляются через перепускной клапан разового действия (газовый горизонт расположен выше нефтяного) или через перепускной клапан (газовый горизонт расположен ниже нефтяного). Режим отбора нефти регулируют сменными насадками в съемном штуцере, с помощью которого регулируют отбор газа из газового пласта.
Установка типа УВЛГ предназначена для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин за счет энергии газового пласта, вскрытого в той же скважине, регулирования расхода газа и подачи его для подъема нефти внутри скважины с одновременной раздельной добычей газа из двух пластов одной скважины. В зависимости от взаимного расположения газового и нефтяного пластов видоизменяется компоновка подземного оборудования. Режим отбора нефти регулируется изменением сменных насадок в съемном штуцере, устанавливаемом в пакерующем устройстве, с помощью которого регулируется отбор газа из газового пласта. При естественном фонтанировании нефтяного пласта в съемном штуцере устанавливают заглушку и подача
Таблица 19.15
Техническая характеристика установок для внутрискважинного газлифта
Показатели
УВ Л-146-210
УВЛ-168-210
УВЛГ-146-210
УВЛГ-168-210
Условия эксплуатации
Добыча нефти за счет
Одновременная раздель-
энергии газового пласта
ная добыча
газа из двух
вскрытого в той же скважине
пластов
Условный диаметр эксплуатационной колонны,
146
168
146
168
ММ -
Условный диаметр НК1,
89
89
73
73
мм
Рабочее давление, МПа
21
21
21
21
Рабочая температура, °C
Максимальныйотбор
жидкости, м3/сут
100
100
100
100
3000
5000
2500
3000
Максимальный отбор газа, м3/сут
—
—
700 000
700 000
Наибольший диаметр инструмента управления, мм
72
72
58
58
Наименьший диаметр прохода оборудования скважинных приборов, мм Габариты скважинного оборудования, мм:
45
45
40
40
диаметр
122
142
122
142
длина (без НКТ)
7000
7300
7000
7350
Масса скважинного (без НКТ) оборудования, кг
230
290
290
335
Фонтанная арматура
1АФК-Ю0ПС-210
АФЗ-65Х210 или
Скважинное оборудование:
(по ТУ 26-02-145—72)
АФЗК-65Х210, 1АФТ-65Х210, 1АФТ-65/50Х210 (по ТУ 26-02-145—72)
пакер
Нижний — типа ППГМ2,
Нижний — типа ППГМ2,
верхний — типа ППГМ1
верхний — пакерующее устройство перекрестного потока
забойное устройство для регулирования расхода газа
Есть
Есть
Нет
Нет
съемный штуцер
»
»
Есть
Есть
перепускной клапан
разового действия
»
»
Нет
Нет
перепускной клапан
»
>
Есть
»
телескопическое соединение
»
»
»
Есть
циркуляционный клапан
Нет
Нет
»
»
глухая пробка
»
>
»
»
Рис. 19.8. Установка типа УВЛ внутрискважинного газлифта:
а — при расположении газового пласта выше нефтяного; б — при расположении газового пласта ниже нефтяного; / — фонтанная арматура; 2 — перепускной клапан разового действия; 3 — перепускной клапан; 4 — промежуточный пакер типа ППГМ1; 5 — забойное устройство; 6 и 7 — съемные штуцера; 8— телескопическое соединение; 9— промежуточный пакер типа ППГМ2
газа в нефтяной лифт прекращается. При отсутствии надобности в отборе газа в циркуляционный клапан устанавливают глухую пробку и добычу нефти производят по НКТ и за- трубью.
Установки для одновременной раздельной закачки воды в пласты одной скважины и регулирования режима нагнетания (типа УРЗ, УВК, УВКС) выпускают разных типов в зависимости от количества пластов, в которые закачивается вода, условий закачки и регулирования расхода (табл. 19.16).
£ Таблица 19.16
Техническая характеристика установок типа УРЗ, УВК, У В КС и УВРПГ для одновременной раздельной закачки воды в пласты одной скважины и регулирования режима нагнетания
Показатели
Для двух пластов
Для двух пластов
Для двух пластов
Для двух пластов
CD
СО
>►
со
9
со &
Он
О1
&
bi а
>>
ОО
cL bi m
а
bi
а
bi
>1
Условия эксплуатации
Закачка
воды в два пласта, регулирование расхода воды на устье
Закачка пласта,
воды в два автоматиче-
Закачка воды в два пласта, штуцирование
В верхний пласт — по
В верхний пласт — по
ское . регулирование
воды на
забое, регу-
затрубью
, в нижнии
центральному каналу
расхода
воды на за-
лирование с устья без
пласт — по централь-
нкт,
в нижний
бое. Трубные регуля-
извлечения оборудо-
ному каналу НКТ
пласт — вначале по затрубью, затем — по центральному каналу нкт
торы распределяют поток воды по пластам
вания. Трубные штуцера распределяют поток воды по пластам
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм
146
168
146
168
146
168
146
168
Рабочее давление, МПа
16 (верхний пласт)
21 (нижний пласт)
21
21
21
21
21
21
Температура окружающей среды, °C
Не регламентируется
Не регламентируется
Не регламентируется
Не регламентируется
Наибольший объем воды, закачиваемой в каждый пласт, м3/сут
Наименьшее расстояние между разобщаемыми пластами, м
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1200
1200
5
5
5
5
5
5
5
5
Наименьшийвнутренний
40
40
Не регламентируется
40
40
44
44
диаметр скважинного оборудования, мм
Наибольшая глубина спуска
Не регла
ментируется
То же
3000
3000
Не регл
шентируется
оборудования, м
Габаритыоборудования,
мм: наземного
1840X380X1240
1830X380X1240
1550Х
565X2275
1
2275X1550X565
скважинного: диаметр
118
136
118
136
118
136
118
136
длина (без НКТ)
2400
2960
4300
4960
10 564
10 564
6080
6220
Масса оборудования, кг: наземного
880
880
880
880
770
770
770
770
скважинного
96
104
158
175
301
341
189
215
Фонтанная арматура
АВК-50-210
АВК-50-210
АВК-50Д-210
АВК-50Д
-210 с гид-
Устьевой регулятор расхода воды:
тип
РА-1000 или 1 РА-1600
РА-1000 или1РА-1600
с гидро
Нет
домкратом
Нет
родомкра зателями
шт
Нет
том и ука- трубных уцеров
Нет
число
Скважинное оборудование: пакер: тип
2
ППМР
2
ППМР
Г
[ГРВ
Г
[РВ1
число якорь
Нет
1
Нет
Нет
2
Нет
Нет
2
Нет
Нет
2
Нет
трубный гидродомкрат
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
промывочный клапан
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
трубный регулятор расхода воды:
тип
»
Нет
Нет
Нет
РТ
-1000
Нет
Нет
число
трубный штуцер: тип
Нет
»
»
»
Нет
2
Нет
ШТ
■118-210
число компенсатор
»
»
»
»
»
»
Нет
2
| Нет
Показатели
1—
Для трек пластов
Для одного пласта
Для двух пластов
Для двух пластов
^
л
m
& и W
>=
о
m
о
С
m
>>
Условия эксплуатации
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм Рабочее давление, МПа Температура окружающей среды, °C
Наибольший объем воды, закачиваемой в каждый пласт, м3/сут
Наименьшеерасстояние
между разобщаемыми пластами, м
Закачка пласта, ское р< расхода бое, изме ма закачк чения о Трубные распредел воды п
146
21 Не регла
1000
5
ВОДЫ в три автоматиче- угулирование зоды на за- нёние режи- и без извле- борудования.
регуляторы яют поток о пластам
168
21 ментируется
1000
5
Закачка ской, п сточной эксплуата лонны с нагнетани коррозии, ское расхода роля дав тания. У( лятор per ХОЛ 146
21 —4
40-
речной, мор- ластовой и вод, защита ционной ко- т давления я, эрозии и
автоматиче- поддержание зоды и конт- ления нагне- :тьевой регу- улирует рас-
воды
168
21
0—+40
^1600
Закачка пласта, ское р расхода бое. Per} ход воды трубные
146
21
2000
5
воды в два автоматиче- егулирование воды на запируют рас- по пластам
регуляторы
168
21
■40—НО
2500
5
Закачка воды горячей в два пласта по двум параллельным рядам НКТ. Устьевой регулятор регулирует расход воды по пластам
168
21
100 (температура воды)
1000
5
Наименьший внутренний диаметр скважинного обо
45
45
Не регламентируется
Не регламентируется
рудования, мм
Наибольшая глубина спуска
Не реглЕ
ментируется
3000
3000
Не регламентируется
2000
оборудования, м
Габаритыоборудования,
мм: наземного
1610X1485X680
1830Х
380X1240
1610X1485X680
2670X1005X1200
скважинного: диаметр
118
136
118
136
118
136
136
длина (без НКТ)
16 470
16 775
3930
4000
9710
9750
8490
Масса оборудования, кг: наземного
670
670
880
880
670
670
800
скважинного
482
519
98
113
290
397
330
Фонтанная арматура
АВ1
(-65-210
АВК-50-210 или
АВК-65-210
АВП-50Х50-210
Устьевой регулятор расхода воды:
тип
Нет
Нет
АВК-65-210
РА-1000 или 1 РА-1600
Нет
Нет
РА-1000 или 1 РА-1600
число
Скважинное оборудование: пакер:
тип
П
ГРВ1
1
ПРВ
ПРВ
2
ППГК2-136-210
число якорь
яг
3
I ЯП
Нет
1
ЯП
Нет
2
Нет
или ППГК-136-210 1
Нет
трубный гидродомкрат
Д ГТ-146-210
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
промывочный клапан
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
Есть
»
трубный регулятор расхода воды:
тип
РТ1-1000
Нет
Нет
РТ
число
трубный штуцер: тип
Нет
3
Нет
»
»
Нет
2
Нет
»
»
число компенсатор
»
»
»
»
»
»
Есть
ГЛАВА 20
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАБОТ
Оборудование, предназначенное для выполнения работ по освоению и ремонту скважин и проведению промысловых технологических работ на скважинах, включает наземные сооружения, подъемные механизмы, агрегаты и специальное оборудование.
Наземные сооружения — вышки и мачты — различают по грузоподъемности, высоте и конструкции (табл. 20.1, 20.2). Предназначены для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах.
Таблица 20.1
Техническая характеристика вышек башенного типа
Показатели
S
3
и
3 и
о
№
и л л
Номинальная грузоподъемность на крюке, т
300
150
НО
100
80
Высота, м
Размеры оснований, м:
53
41
28
28
28
верхнего
2X2
2X2
2X2
2X2
2X2
нижнего
10X10
8X8
8X8
10X10
8X8
Высота проема ворот, м
10,5
8,0
8,0
12,0
12,0
Грузоподъемность «козел», т
6
3
3
3
3
Масса, т
50,5
14,5
14,0
17,7
17,1
Таблица 20.2
Техническая характеристика А-образных вышек мачтового типа
Показатели
ВАС-42
БУ-80Бр
Номинальная грузоподъемность, т
200
80
Высота от шарнирной опоры до подкронблочной балки, м
42,8
40,3
Расстояние между опорами ног, м
9,2
6,2
Расстояние между опорными шарнирами подкронблочной балки, м
2,5
1,5
Расстояние между опорами ног и подкоса, м Масса, т
6,0 24,0
6,5—7,0
18,2
Основные параметры эксплуатационных мачт с расстоянием между ног 4 м
Тип мачты. .. МЭСН15Х25 МЭСН17Х25 МЭСН22Х25 ПТМТ-40
Грузоподъемность,(передвижная)
т .... •15252240
Высота, м .151722Телескопиче
ская, 2 секции
Вышки и мачты изготовляют из сортового проката, бурильных и насосно-компрессорных труб, насосных штанг.
Подъемные механизмы (табл. 20.3), используемые при ремонтных работах на скважинах, подразделяют на самоходные, установленные на самоходной транспортной базе (автомобиль или трактор), и стационарные (лебедки).
Комплекс оборудования «КОРО-80» предназначен для выполнения спуско-подъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами, разбуривания цементных мостов, а также для работ с ловильным и режущим инструментом, нагнетания в скважины жидких сред и работ по исследованию скважин в процессе их освоения и капитального ремонта.
Комплекс включает: самоходную подъемную установку УПА-80, смонтированную на четырехосном автомобиле МАЗ-537 высокой проходимости; насосный блок БНП-15Гр, смонтированный на двухосном прицепе МАЗ-8926; передвижные приемные мостки МПП-80 на колесном ходу с рабочей площадкой и инструментальной тележкой; ротор Р200Х125; вертлюг ВП80Х200 и комплект инструмента для работы с насоснокомпрессорными и бурильными трубами.
Комплекс «КОРО-80» включает помимо перечисленных блоков автомат АПР-ГЦ, ключ КПГ 73—89 мм.
Техническая характеристика комплекса «КОРО-80»
Грузоподъемность на крюке, кН: номинальная 800
наибольшая 1000
Скорость подъема крюка, м/с: наименьшая 0,2
наибольшая 1,2
Лебедка
Размеры бочки барабана (диаметрXдлина), м 490X750
Диаметр реборды,мм 900
Тормозные шкифы: число 2
диаметр, мм 1120
Тормозные ленты: число 2
ширина, мм 230
Вышка
Высота от землидо осикронблока,м.28
Наибольшая длинаподнимаемойтрубы, м19
Расстояние от оси задних опорных домкра
тов до оси скважины, мм .....1760
Оснастка талевой системы 5X4
Диаметр, мм: шкива (по дну желоба) 800
каната 27
Четырехтактный быстроходный дизель жидкостного охлаждения со струйным распылива- нием топливаД12А-525390Четырехтактный быстроходный дизель жидкостного охлаждения со струйным распылива- нием топливаД12А-52539024От генератора автомобиля через аккумуляторную батарею или от генератора вспомогательного двигателяОт промысловой сети через выпрямительное устройство24От генератора автомобиля через аккумуляторную батарею или от генератора вспомогательного двигателяОт промысловой сети через выпрямительное устройствоТяговый двигатель
Четырехтактный быстроходный дизель жидкостного охлаждения со струйным распылива- нием топлива
Д12А-525
390
Четырехтактный быстроходный дизель жидкостного охлаждения со струйным распылива- нием топлива
Д12А-525
390
24
От генератора автомобиля через аккумуляторную батарею или от генератора вспомогательного двигателя
От промысловой сети через выпрямительное устройство
24
От генератора автомобиля через аккумуляторную батарею или от генератора вспомогательного двигателя
От промысловой сети через выпрямительное устройство
Тип
Марка
Мощность, кВт
Электрооборудование
Напряжение, В
вспомогательное Насосвспомогательное НасосПитание: основное ..
вспомогательное
Насос
вспомогательное
Насос
Тип.15 Гр
Полезная мощность, кВт 175
Наибольшее давление на выкиде, МПа .. 40,0
Наибольшая идеальная подача, л/с ...16
Мостки
Наибольшая длина укладываемой трубы, м 16
Вместимость стеллажей-мостков для насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, м3 4500 Ротор
Диаметр проходного отверстия стола, мм 200
Нагрузка на стол, кН1250
Габариты основного оборудования комплекса (в транспортном положении), мм:
установки УПА-80 15500X3200X4250
насосного блока БНП-15Гр ....7500X2900X3000
мостков МПП-80 17100X3300X4500
Масса комплекса, кг 69 500
Подъемный агрегат А-50У (табл. 20.4) служит для спускоподъемных операций с укладкой труб на мостки при освоении, текущем и капитальном ремонте скважин, для разбуривания цементной пробки, промывки скважин, удаления песчаных пробок, установки фонтанной арматуры и других видов работ.
Агрегат, представляющий самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ-257, включает: однобара- банную лебедку с трансмиссией привода; вышку с талевой системой; ротор с гидроприводом; промежуточный вал бурового ротора; систему управления; насосный блок.
В комплект поставки входят агрегат в сборе, ротор с гидроприводом, насосный блок на автоприцепе, запасные части к агрегату и запасные части и инструмент к автомобилю.
Показатели
А-50У
АзИНМАШ-37А
АзИНМАШ-43А
Бакинец-ЗМ
Номинальная грузоподъемность, т
50
32
28
37
Привод от двигателя
Автомобиль КрАЗ-257
Автомобиль КрАЗ-255Б
Трактор
Т-ЮОМЗБГС
Трактор Т-100МЗ
Мощность двигателя, кВт
Лебедка
180
180
81
81
Вместимость барабана (при навивке каната диаметром 15 мм), м
Тормозные шкивы
2000
2000
2000
1200
Число
2
1
1
1
Диаметр, мм
Тормозные ленты
1000
1000
1000
850
Число
2
2
2
1
Ширина, мм
150
120
120
200
35 К
Таблица 20.3
Техническая характеристика подъемных агрегатов
Показатели
А-50У
АзИНМАШ-37А
АзИНМАШ-43А
Бакинец-ЗМ
Вышка
Высота от земли до оси кронблока, м
22,4
18,0
18,0
17,4
Наибольшая длина поднимаемой трубы, м
'16,0
12,5
12,5
12,0
Оснастка
3X4
2X3
2X3
3X4
Диаметр талевого каната, мм
25,0
22,5
22,5
18,5
Ротор
Диаметр проходного отверстия в столе ро
142
—
—
—
тора, мм
Нагрузка на стол, кН
500
—
—
—
Насосный блок
Тип насоса
9 МГр
—
—
—
Наибольшее давление на выкиде, МПа
16,0
—
—
—
Максимальная подача, л/с
9,95
—
—
■—
Габариты подъемного агрегата в транс
портном положении, мм:
длина
12 460
10 050
10 050
11000
ширина
2650
2750
3297
2440
высота
4160
4060
3915
3800
Масса агрегата, кг
32 104
20400
22 450
20 190
Таблица 20.4
Характеристика агрегата А-50У
Скорость лебедки
Частота вращения барабана, об/мин
Скорость подъема крюка, м/с
Грузоподъемность на крюке, кН
I II III IV
Таблица 20.5
Характеристика агре АзИНМАШ-37А
39,8
69,8 153,0 268,0
гата
0,181
0,317
0,695
1,215
Таблица 20.6
Характеристика аг АзИНМАШ-43А
500
345
126
75
регата
Скорость лебедки
Скорость подъема крюка при намотке второго ряда каната на барабан, м/с
Грузоподъемность на крюке, кН
Скорость лебедки
Скорость подъема крюка при намотке второго ряда каната на барабан, м/с
Грузоподъемность на крюке, кН
I
0,34
320
I
0,225
280
II
0,72
175
II
0,365
173
III
1,45
86
III
0,615
103
Задний
0,915
—
IV
1,0
63
ход
Подъемный агрегат АзИНМАШ-37А (табл. 20.5) предназначен для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем ремонте скважин.
Агрегат, представляющий самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, состоит из: лебедки, вышки с левой системой, кабины машиниста, системы управления агрегатом, вспомогательных узлов и механизмов.
В комплект поставки входят агрегат в сборе, автомат АПР- 2ВБ (с электроинерционным приводом и переключателем) для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб, автомат АШК-Г (с электроприводом) для свинчивания и развинчивания насосных штанг, запасные части и инструмент к автомобилю и агрегату.
Подъемный агрегат АзИНМАШ-43А (табл. 20.6) предназначен для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем ремонте скважин, расположенных в труднодоступных местах.
Агрегат, представляющий самоходную установку, смонтированную на гусеничном болотоходном гидрофицированном тракторе типа Т-100М36ГС, включает: коробку передач, однобарабанную лебедку, вышку с талевой системой, систему управления, вспомогательные узлы и механизмы.
Характеристика агрегата Бакинец-ЗМ
Скорость лебедки
Шестиструнная оснастка
Семиструнная оснастка
Скорость подъема крюка при намотке третьего ряда каната на барабан, м/с
Грузоподъемность на крюке, кН .
Скорость подъема крюка при намотке третьего ряда каната на барабан, м/с
Грузоподъемность на крюке, кН
I
0,169
320
0,145
370
II
0,231
230
0,197
270
III
0,357
150
0,357
175
IV
0,693
76
0,594
89
Таблица 20.8
Характеристика агрегата АзИНМАШ-43П
Скорость лебедки
Частота вращения вала барабана, об/мин
Скорость набегания каната на барабан при намотке второго ряда, м/с
Тяговое усилие каната, кН
I
35,0
0,88
75,0
II
58,3
1,46
45,3
III
96,0
2,42
27,5
IV
159,0
4,01
16,6
Таблица 20.9
Техническая характеристика подъемников
Показатели
АзИНМАШ-43П
ЛПТ-8
ЛПР-10Э
Наибольшее тяговое усилие на набегающем конце каната, кН
75
85
100
Диапазон скоростей набегающего конца каната, м/с
0,9—4,0
1,12—5,36
1,5—7,2
Привод лебедки от двигателя
Трактор Т-100МЗ
Трактор Т-130
Два электродвигателя
Мощность привода, кВт
81
120
150
Вместимость барабана лебедки (при навивке каната диаметром 15мм),м
2000
2000
2200
Число тормозных шкивов
1
2
2
Диаметр тормозного шкива, мм
Число тормозных лент
1000
1000
1120
2
2
2
Ширина тормозных лент, мм
120
160
160
Показатели
АзИНМАШ-4 3П
ЛПТ-8
Л ПР-ЮЭ
Фрикционный материал
Габариты, мм:
Медно-асбестовая плетенка
«Ретинакс»
«Ретинакс»
длина
5950
6440
7000
ширина
2680
2750
2850
высота
3100
3000
2180
Масса, кг
16 400
18 600
12 500
В комплект поставки входят агрегат в сборе, автомат АПР- 2ВБ (с электроинерционным приводом и переключателем) для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб, запасные части и инструмент к агрегату и трактору.
Подъемный агрегат Бакинец-ЗМ (табл. 20.7) служит для ■спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте скважин.
Агрегат, представляющий самоходную установку, смонтированную на гусеничном тракторе Т-100МЗ, включает: коробку передач, однобарабанную лебедку, вышку с талевой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему управления, вспомогательные узлы и механизмы.
В комплект поставки входят агрегат в сборе, запасные части к агрегату, запасные части и инструмент к трактору.
Подъемник АзИНМАШ-43Ц (табл. 20.8) предназначен для проведения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин, оборудованных стационарными вышками или мачтами.
Подъемник, представляющий самоходную установку на базе гусеничного болотоходного трактора Т-ЮОМЗБГС или Т-100МЗ, включает: коробку передач, однобарабанную лебедку, систему управления.
В комплект поставки входят подъемник в сборе, запасные части к подъемнику, запасные части и инструмент к трактору.
Подъемник ЛПТ-8 (табл. 20.9) предназначен для ремонта скважин глубиной до 2500 м, оснащенных стационарными вышками или мачтами. Он создан на базе трактора Т-130 и состоит из коробки передач, лебедки, системы управления, вспомогательных узлов и механизмов.
Подъемная установка ЛПР-10Э (см. табл. 20.9) служит для освоения и капитального ремонта скважин глубиной до 3500 м, оснащенных стационарными вышками или мачтами. Используется также на скважинах, расположенных на морских основаниях. Она смонтирована на раме-санях и включает: лебедку,
Показатели
ЛМЗ-2
2ЛБ-3
Л1-4МЗ
Номинальная грузоподъемность, т: при оснастке 4x5
60
75
120
при оснастке 4X6
75
100
158
Приводная мощность, кВт
160
320
320
Сила натяжения ходового конца та
80
105
190
левого каната на барабан лебедки, кН
Диаметр бочки барабана, мм
400
500
650
Длина бочки барабана, мм
760
690
840
Диаметр тормозных шайб, мм
1064
1100
1170
Ширина тормозных шайб, мм
250
250
250
Габариты, мм: длина
4000
3920
3700
ширина
2700
2620
2960
высота
1700
2390
2390
Масса лебедки (без цепей), кг
7200
9740
И 000
ротор Р-200, механизмы для свинчивания и развинчивания бурильных (73- и 89-мм) и насосно-компрессорных (до 114 мм) труб с гидравлическим приводом и гидрораскрепителем, средства малой механизации.
Кроме перечисленных подъемников при сложных ремонтных работах, проводимых в глубоких скважинах, применяют стационарные двух-, трех- и четырехскоростные лебедки типов ЛМЗ-2, 2ЛБ-3 и Л1-4МЗ (табл. 20.10).
Стальные талевые канаты диаметром от 10 до 30 мм, используемые в подъемных агрегатах, подъемниках и лебедках, по своим техническим характеристикам должны иметь временное сопротивление разрыву 16,0 МПа.
Цементировочные агрегаты предназначены для приготовления, закачки и продавливания тампонажных и других растворов в скважину и за колонну, а также для вымывания излишков растворов из нее. Используются при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пластов и других технологических операциях.
В промысловой практике широко применяют цементировочные агрегаты ЦА-320М, 5ЦА-320С, ЗЦА-400А и АС-400М1 (табл. 20.11).
Цементосмесительные машины и агрегаты (табл. 20.12, 20.13) служат для транспортирования сухих тампонажных материалов и глинопорошков и механизированного приготовления тампонажных и глинистых растворов.
Показатели
ЦА-320М.
5ЦА-320С
ЗЦА-400А
АС-400М1
Монтажная база (шасси)
КрАЗ-257
Рама-сани
КрАЗ-257
Натра»
Тип двигателя силовой установки
ГАЗ-51А
ГАЗ-51А
В2-500А-С2
11АНВД-350
Тип водоподающего насоса
1В
БВ-15
—-
2Ш
Подача насоса, л/с
13
13
—
15,8
Давление на выкиде, МПа
1,5
1,5
—
15
Тип цементировочного насоса
Подача насоса, л/с:
9Т
9Т
пт
ВРС-220М
минимальная
2,9
2,9
6,6
3,6
максимальная
23,0
23,0
33,0
15,4
Максимальное давление при минимальной подаче, МПа
32,0
32,0
40,0
40,0
Давление при максимальной подаче, МПа
4,0
4,0
8,0
9,2
Вместимость мерного бака, м3
6,4
6,4
6,0
3,0
Общая масса агрегата, т
Таблица 20.12
17,5
9,8
22,5
17,7
Техническая характеристика цементосмесительных
машин
Показатели
СМ-4М.
CMH0
СМП-20
2СМН-20
Монтажная база (шасси)
ЗИЛ-131А
ЯАЗ-219
Прицеп 3-П1-20
КрАЗ-257
Масса перевозимого груза, т
3—4
10
20
8—10
Объем бункера, м3
3,2
7,5
14,5
14,5
Вместимость бункера по цементу, т
4
10
20
20
Способ получения рас-
Вакуумно-
Механико-
Вакуумно-
Механико-
твора
гидравличе-
гидравличе-
гидравличе-
гидравличе-
Производительность, м3/мин, при приготовлении раствора:
ский
ский
ский
ский
цементного
0,4—0,6
0,6—1,0
0,8—1,6
0,6—1,2
цементно-бентонитового
—
—
—
0,5—1,0
бурового
—
—
—
1—2
Плотность приготовляемого тампонажного раствора, г/см3
1,7—2,0
1,7—2,0
1,75—2,0
1,75—2,0
Давление жидкости затворения, МПа
0,6—1,0
0,7—1,0
0,7—1,5
0,8—2,0
Масса ненагруженной машины, т
6,8
11,8
8,5 (без тягача)
13,8
Показатели
1АС-20
2АС-20
ЗАС-ЗО
Монтажная база (шасси)
КрАЗ-219
КрАЗ-257
КрАЗ-255Б
Масса перевозимого груза, т
9,5
9,5
6,0
Объем бункера, м3
14,5
14,5
14,0
Способ приготовления рас
Механико-гид
Механико-гид
Пневмогидрав
твора
равлический
равлический
лический
Максимальная производительность при приготовлении растворов, м3/мин
2,0
1,8
1,8
Плотность приготовляемого тампонажного раствора, г/см3
Водоподающий блок:
1,84-2,0
1,7—2,0
1,34-2,4
тип насоса
1В (трехплунжерный)
4К-6 (центробежный)
4К-6 (центробежный)
максимальная подача, л/с
13,0
37,5
37,5
максимальное давление,
МПа
1,5
1,0
1,0
привод насоса
Компрессорный блок:
ГАЗ-51
От тягового двигателя автомобиля
От тягового двигателя автомобиля
тип компрессора
—
РК-б/1
подача, м3/мин
—
6,0
давление, МПа
—
од
привод компрессора
—
От тягового двигателя автомобиля
Масса ненагруженного агрегата, т
15,0
13,5
13,6
Цементировочные головки, используемые для обвязки устья скважин в процессе цементирования, типов ГУЦ и ГЦК должны соответствовать техническим условиям ТУ 26-02- 18—71.
Насосные агрегаты 2АН-500, ЗАН-500, 4АН-700 предназначены для закачки рабочей жидкости и песчано-жидкостных смесей в скважину и продавки их в трещины пласта при производстве работ по гидроразрыву. Насосные агрегаты монтируют на шасси грузовых автомобилей типа КрАЗ. Насосные агрегаты включают: силовую установку, коробку передач, плунжерный насос, манифольды, систему управления. Подача насосных агрегатов должна соответствовать приведенным в следующей таблице:
2АН-500
ЗАН-500
|4АН-700
Диаметр
сменных
плунжеров, мм
Скорость
100
115
100
120
Подача,
Давле-
Подача,
Давле-
Подача ,
Давле-
Подача,
Давле-
л/с
S
л/с
ние, МПа
л/с
ние, МПа
л/с
МПа
I
5,10
50,8
8,8
50,0
6,3
71,9
9,0
50,0
II
5,92
43,7
12,0
37,0
8,5
52,9
12,3
36,6
III
7,33
35,3
15,8
29,0
12,0
37,4
17,3
26,0
IV
8,92
29,0
20,0
23,0
15,0
29,8
22,0
20,7
V
11,55
22,4
—.
—
—.
—
—
—
VI
14,95
17,3
—
—
—
—:
—
—
Пескосмесительные агрегаты ЗПА и 4ПА (табл. 20.14), предназначенные для транспортировки песка и приготовления песчано-жидкостных смесей для гидроразрыва пласта, монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-257. Агрегат состоит из: бункера со шнековым транспортером и мешалкой, смесительного устройства вертикального типа, центробежного насоса, силовой установки на базе двигателя внутреннего сгорания для привода центробежного насоса, коробки передач, механизмов управления агрегатом, манифольдов.
Автоцистерны (табл. 20.15) применяют для транспортировки жидкостей для гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, подачи их в пескосмесительный или насосный агрегат. Автоцистерны монтируют на шасси автомобилей. Они включают цистерну, оснащенную уровнемером, люком, дыхательным клапаном и площадкой обслуживания, насосами, силовой установкой, редуктором, манифольдами, запорной и предохранительной арматурой.
Для обвязки агрегатов при работах по гидроразрыву пласта используют блок манифольда 1БМ-700, смонтированный на базе автомобиля ЗИЛ-157К, а также универсальную устьевую арматуру 1УА-700 и 2УА-700.
Кислотные агрегаты (табл. 20.16) предназначены для транспортирования ингибированного раствора соляной кислоты и нагнетания ее непосредственно в скважину или через насосный агрегат.
Самоходная установка СУЭПС-1200 используется для периодической электротепловой обработки призабойной зоны скважин. Она состоит из трех электронагревателей НММ 17,85/21, каротажного подъемного агрегата СКП-5 с лебедкой и кабелем-тросом КТГН-10 для спуска в скважину электронагревателей, размещаемых на шасси ЗИЛ-157Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704, на каждом из которых смонтированы станция уп-
Показатели
ЗПА
МПА
Монтажная база (шасси)
Двигатель автомобиля
Силовая установка
Насос
Подача песчано-жидкостной смеси, м3/ч: минимальная средняя максимальная
Давление на выкиде насоса, МПа, при смеси:
минимальной
средней
максимальной
Полезная вместимость бункера, м3
Полезная вместимость аккумулятора, м3
Масса транспортируемого песка, т
Подача шнеков, т/ч:
минимальная
максимальная
Условный диаметр манифольда, мм:
наливных труб
раздающего коллектора
Габариты, мм:
длина ширина высота
Масса агрегата, кг:
без груза
с грузом
подаче
КрАЗ-257 ЯМЗ-238 ГАЗ-51 4ПС-9
60 130 200
30,0 27,5 22,0
4,5
10
2 40
50 100
9200 2915 3550
13 460 24 000,
КрАЗ-257 ЯМЗ-238 ГАЗ-53 4ПС-9
60 130 200
30,0 27,5 22,0
6,5 1 ,о 14
2 50
50 100
8700 2625 3650
14 000 28 000
равления и автотрансформатор. Потребляемая мощность каждого электронагревателя 13 кВт, масса 125 кг. Электронагреватель представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса.
В случае обработки призабойной зоны скважин паром или горячей водой используют передвижные парогенераторные установки ППГУ-4/120М или паровые котельные общего типа с котлом ДКВР. При этом устье скважины оборудуют фонтанной арматурой АПБО-150, лубрикатором ЛП50-150 и колонной головкой типа ГКС.
Таблица 20.15
Техническая характеристика автоцистерн
Показатели
ЦР-20
ЦР-500
ЦР-7АП
4ЦР
Монтажная база (шасси)
Автомобильный прицеп 4МЗАП-552 КрАЗ-258 или КрЛЗ-221Б
МАЗ-500
КрАЗ-255В
КрАЗ-257
Мощность двигателя автомобиля, кВт
180
135
180
180
Объем цистерны, м3
17
5,5
7,5
9,0
Насос
Центробежный 8К-18
Трехплунжерный
1В
Центробежный
Трехплунжерный 1В (вертикальный)
Максимальная подача, л/с
100
13,4
14,4
16,7
Максимальное давление, МПа
2,07
1,00
0,73
1,00
Потребляемая мощность, кВт
15
15
15
22
Силовая установка
ГАЗ-51
ГАЗ-51
ГАЗ-51
От двигателя автомобиля
Время заполнения цистерны, мин
Условный диаметр манифольда, мм:
5
7
7
9
всасывающей трубы
200
100
100
100
нагнетательной трубы
150
50
50
50
Допустимая высота всасывания, м
Габариты, мм:
15
6
6
6
длина
15 567 (с тягачом)
7020
8645
10 100
ширина
3000
2660
2750
2740
высота
Масса автоцистерны, кг:
3330
2650
3200
2700
порожней
11 440 (без тягача)
8000
12 170
13 300
с жидкостью (плотность 1 г/см3)
28440
13 800
19670
22 315
Таблица 20.16
Техническая характеристика кислотных агрегатов
Показатели
АзИНМАШ-30
АКПП-500
КП-6,5
Монтажная база (шасси)
КрАЗ-257
КрАЗ-2556
КрАЗ-255Б
Объем гуммированной цистерны,
6
3
6
Насос
4НК-500
5НК-500
3X-9B-3-51
Максимальная подача, л/с
13,95
15,8
60
Максимальное давление, МПа
50,0
50,0
0,35
Допустимая высота всасывания, м
2—5
Габариты, мм:
длина
9600
8645
8645
ширина
2750
2750
2750
высота
2940
3760
3760
Масса агрегата, кг:
порожнего
16 200*
16 090
13 420
с жидкостью
24 200*
19 690
19 870
* Кислотный агрегат АзИНМАШ-30 может транспортировать дополнительную цистерну объемом 6 м3, размещаемую на двухосном прицепе МАЗ-5243Ш грузоподъемностью не более 6800 кг.
ГЛАВА 21
ТРУБЫ И СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Трубы. Для сооружения промысловых газосборных сетей, коллекторов и трубопроводов применяют стальные трубы (табл. 21.1), которые должны удовлетворять следующим расчетным, в соответствии со СНиП П-46—75, данным:
предел прочности и предел текучести стали должен быть не ниже значения, принятого для определения толщины стенки;
относительное удлинение не менее 20%;
отношение предела текучести к пределу прочности не более 0,8;
толщина стенок труб (независимо от расчетной) должна быть не менее 5 мм для труб Ду^ЗОО мм, 6 мм для труб 300 мм ^Ду^500 мм и 7 мм для труб Ду^500 мм.
Трубы на заводе-изготовителе должны подвергаться гидравлическому испытанию внутренним давлением из расчета создания в металле напряжений, равных 90% от предела текучести. Расчет осуществляют по минимальной толщине стенок.
Промысловые газосборные сети, коллекторы и трубопроводы наружным диаметром до 426 мм сооружают из стальных бесшовных труб, изготовляемых из углеродистой и легированной сталей.
Промысловые газосборные сети, коллекторы и трубопроводы наружным диаметром более 426 мм сооружают из стальных
Таблица 21.1
Номенклатура стальных труб и деталей трубопроводов для обустройства месторождений
Трубы или детали
Сталь
Тип
Основание
Наружный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Марка
Основание
Стальные трубы
Бесшовные горячедеформи- рованные
ГОСТ 8732—78
ГОСТ 8731—74 (гр. В, Г)
57—426
По сортаменту
Ст. 4СП; 10;
20; 10Г2
ГОСТ 380—71
ГОСТ 1050—74
ГОСТ 19282—73
Бесшовные холоднодефор- мированные
ГОСТ 8733—74
ГОСТ 8734—75
14—57
То же
10; 20; 10Г2
09Г2
ГОСТ 1050—74
ГОСТ 19282—73
Бесшовные для установок химических и нефтехимических производств
ТУ-14-3-251—74
57—273
»
20; 14ХГС
ГОСТ 1050—74
ГОСТ 19282—73
Бесшовные для паровых котлов и трубопроводов (горячедеформированные)
ТУ-14-3-460—75
57-426
»
20; 15ГС
ТУ 14-3-460—75
Бесшовные горячедеформированные
ТУ-14-3-500—76
219; 273; 325
8—12
9—15
9—15
09Г2С
09Г2С
09Г2С
ГОСТ 19282—73
ГОСТ 8731—74 (гр. В)
Электросварные прямошовные
ГОСТ 20295—85
530; 720; 820
7—10
7,5—11
8,5—11
12Г2С
12Г2С
12Г2С
ГОСТ 20295—85
Электросварные прямошовные экспандированные
ТУ 14-3-602—77
1020
10—14
11
17Г1СУ
14ХГС
ТУ 14-3-602—77
Электросварные прямошовные экспандированные
ТУ 14-3-604—77
ТУ 14-3-605—77
530
530
7-9
7—9
09Г2С
10Г2С1
ТУ 14-3-604—77
ТУ 14-3-605—77
Окончание табл. 21.1
Трубы или детали
Сталь
Тип
Основание
Наружный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Марка
Основание
Дета
ЛИ ТрубОПрОЕ
юдов
Отводы крутоизогнутые бес-
ГОСТ 17375—83
57—530
По сортаменту
20
ГОСТ 1050—74
шовные приварные
ГОСТ 17380—83
ОСТ 102-45—78
10Г2
ГОСТ 19282—73
МН 3576-62
60—420
То же
20
ГОСТ 1050—74
Отводыкрутоизогнутые
ТУ 102-212-79
720—1420
»
15ХСНД
ГОСТ 19282-73
штампосварные приварные
ТУ 14-1-629—73
Тройники бесшовные при-
ГОСТ 17376—83
57—426
По сортаменту
20
ГОСТ 1050—74
варные
ГОСТ 17380—83
То же
ОСТ 102-45—78
»
10Г2
ГОСТ 19282—73
МН 3570-62
16—76
»
20
ГОСТ 1050—74
Тройники штампосварные
ТУ 102-212—79
530—1420
»
15ХСНД
ГОСТ 19282—73
приварные
ТУ 14-1-629—73
Переходы бесшовные приварные
ГОСТ 17378—83
ГОСТ 17380—83
57—426
»
20
ГОСТ 1050—74
ОСТ 102-45—78
10Г2
ГОСТ 19282-73
МН 3578-62
60—426
»
20
ГОСТ 1050—74
Переходы штампосварные
ТУ 102-212—79
530—1420
»
15ХСНД
ГОСТ 19282—73
приварные
ТУ 14-1-629—73
Заглушкиэллиптические
бесшовные приварные
ГОСТ 17379—83
ГОСТ 17380—83
32-530
»
20
ГОСТ 1050—74
ОСТ 102-45—78
10Г2
ГОСТ 19282—73
Днища эллиптические от-
ТУ 102-212—79
530—1220
»
15ХСНД
ГОСТ 19282—73
бортованные сварные и бесшовные приварные
ТУ 14-1-629—73
Техническая характеристика очистных поршней (рабочая среда — природный газ) с авиационными покрышками
Показатели
ОПР-М-1200
ДЗК-РЭМ-1200
ДЗК-РЭМ-1400
Минимальный перепад давле-
0,05—0,06
0,02—0,03
0,02—0,03
ния для страгивания поршня в сухом трубопроводе, МПа Оптимальная скорость переме-
1—10
1 — 10
1—10
щения в трубопроводе, км/ч Длина пробега поршня без за-
250
150
150
мены покрышек, км
Усилие запасовки поршня
45
45
45
в трубопровод, кН Габариты, мм: длина
1600
1800
2100
диаметр
1260
1260
1450
Масса, кг
490
150
300
Примечание. Авиационная покрышка 1260X390; наружный диаметр 1246±14 мм; посадочный диаметр 588 мм; ширина 386±8 мм; рисунок протектора «зиг-заг»; масса 58 кг. ‘
Таблица 21.3
Устройства для продувки участков трубопроводов
Степень засоренности трубопровода
Диаметр трубопровода, мм
Радиус изгиба, м
Вид очистного устройства, рекомендуемого к применению
Большое твердых
количество загрязнений
300—1400
5
Поршень с двумя авиационными покрышками, £=2,20
(жидкость до 10%)
300—1400
100—250
100—250
3
5
3
Поршень, имеющий шарнирное соединение с тремя авиационными покрышками, £=2,20
Поршень двухмонтажный, L^l^D Поршень трехмонтажный, £=1,80
Сухие и грязнения
твердые за-
600—1400
300—1400
300—500
5
3
3
Поршень щеточно-манжетный (2 щетки, 2 манжеты), £=1,8О
Поршень щеточно-манжетный, имеющий шарнирное сочленение (2 щетки, 2 манжеты), £=2,20
Поршень щеточно-манжетный (1 щетка, 2 манжеты), £=1,6О
Большое жидкости 15%)
количество
(более 10—
300—1400
600—1400
100-500
100—1400
5
5
3
3
Поршень ОПР-М с тремя авиационными покрышками, £=1,1О
Поршень ОПР-М с уплотнительными манжетами, £=1,2О
Поршень ОПР-М с уплотнительными манжетами, £=1,2О
Поршень ДЗК-РЭМ с уплотнительными стационарными и надувными манжетами, £=1,5О
электросварных прямошовных или спирально-сварных труб, изготавливаемых из низколегированных сталей.
Гидравлические испытания трубопроводов необходимо производить пробным давлением, равным 1,25 рабочего. Арматура и фасонные детали трубопроводов должны подвергаться гидравлическому испытанию в соответствии с ГОСТ 356—80. Гидравлические испытания осуществляют после проведения дефектоскопии и устранения выявленных дефектов. Для проведения гидравлических испытаний используют воду при температуре не ниже + 5°С. Давление надо измерять двумя проверенными манометрами, один из которых — контрольный. Давление должно подниматься и снижаться постепенно. Время выдержки при пробном давлении должно быть не менее 5 мин.
Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлические испытания, если нет: признаков разрыва; течи, слезок и потения в сварных соединениях и на металле; видимых остаточных деформаций.
Очистные поршни. С целью устранения посторонних примесей — почвы, воды, шлама, остающихся в полости труб от строительства и ремонта, а также для удаления осадконакоплений трубопроводы продувают с пропуском специальных поршней или других очистных устройств (табл. 21.2). Скорость прохождения этих устройств определяется скоростью перекачки газа, нефти или конденсата.
Участки трубопроводов в зависимости от их засоренности следует продувать специальными устройствами (табл. 21.3).
ГЛАВА 22
СЕПАРАТОРЫ, РАЗДЕЛИТЕЛИ, ЕМКОСТИ
При добыче, подготовке, транспортировке и хранении газа широко используют различного рода и назначения сепараторы — оборудование для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз.
В одних случаях сепараторы применяют для грубого разделения жидкости и газа, например при сепарации нефти от попутного газа или сжатого воздуха от компрессорного масла. Эту группу сепараторов называют трапами или гравитационными сепараторами. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитационных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффективность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добавляются инерционные силы. Тем не менее эффективность сепарации в трапах редко превышает 80—85%.
При необходимости обеспечения более высокой эффективности сепарации газа от жидкости (до 90—99%), предотвращения нежелательных явлений уноса реагентов, абсорбента, промывочной жидкости из технологических установок используют газожидкостные сепараторы. Процесс осаждения капель жидкости из газового потока в газожидкостных сепараторах происходит в результате действия на сепарируемые капли центробежных и инерционных сил в сочетании с гравитационными.
Отличие газожидкостных сепараторов от трапов заключается в следующем: в газожидкостных сепараторах обрабатывается газожидкостная система с высоким газосодержанием или газовым фактором, а в трапах — газожидкостная система с малым газосодержанием или газовым фактором.
Следующую группу сепараторов, применяющихся для очистки транспортируемого газа, можно классифицировать как пылеуловители или скрубберы, подразделив их на «мокрые» и «сухие».
Особую группу сепараторов можно выделить для разделения системы газ — жидкость — жидкость. Это так называемые трехфазные сепараторы или разделители жидкости. Наконец, к классу сепараторов могут быть отнесены технологические емкости, используемые для хранения, слива, налива и смешивания различных жидкостей и реагентов в установках подготовки газа.
Сепараторы, разделители и емкости изготовляют в соответствии с ТУ 26-02-780—77, ОСТ .26-291—78 и «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». При монтаже необходимо выполнять требования СНиП Ш-31—74 «Строительные нормы и правила. Правила производства и приемки работ. Технологическое оборудование. Основные положения».
Гидравлические испытания сосудов, работающих под давлением, должны производиться пробным давлением (табл. 22.1).
Таблица 22.1
Условия испытания сосудов
Сосуды
Рабочее давление, МПа
Пробное давление рпр, МПаХЮ
Все, кроме литых
^50
1,5 р-^ >2
То же
5=5
>.25р^>3 ktl
Литые
Независимо от
1,5 р-12кГ>3
давления
1^1
Отношение ^у принимают по тому из применяемых материалов, из которого изготовлен сосуд или его элементы (корпус, днище, патрубок) и для которого это отношение является наименьшим. В этом отношении [ого] и [щ] — допустимые напряжения соответственно при температурах 20 °C и рабочей. При рабочей температуре менее 20 °C, в том числе отрицательной, допустимое напряжение принимается равным [020].
Во всех случаях гидравлического или пневматического испытания пробным давлением при проверочных расчетах толщины стенок запас прочности к пределу текучести при температуре 20 °C должен быть: не менее 1,1 при гидравлическом испытании и не менее 1,2 при пневматическом.
Время выдержки сосуда под пробным давлением должно быть не менее следующего:
Время, мин ....... Ю20^>100
Толщина стенки, мм<5050—1030
Время выдержки литого и многослорЧного сосуда независимо от толщины стенки равно 60 мин.
Для гидравлического испытания сосудов применяют воду при температуре от +5 до +40°C. Замер производят двумя проверенными манометрами, один из которых контрольный.
Сосуд считают выдержавшим гидравлические испытания, если не обнаружено: признаков разрыва; течи, слезок и потения в сварных соединениях и на металле; видимых остаточных деформаций.
Периодичность технического освидетельствования сосудов и другие требования должны соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
Сепараторы должны удовлетворять следующим требованиям: иметь достаточную первичную сепарационную секцию для удаления основной части жидкости из газового потока;
обладать достаточной производительностью по жидкости, чтобы обеспечить эффективное удаление ее из газового потока;
иметь достаточную длину, высоту или объем, чтобы обеспечить осаждение основной массы жидкости под действием силы тяжести, в особенности при пробковом режиме поступления жидкости;
включать средства и устройства для снижения турбулентности газожидкостного потока;
иметь эффективные скрубберные насадки для снижения уноса капель жидкости с отсепарированным газовым потоком;
включать необходимое число запорной и регулирующей арматуры, приборов КИП, автоматики и телемеханики.
При проектировании и эксплуатации сепараторов выполняют следующие виды расчетов:
конструкционные (расчет толщины стенок, рабочего давления, габаритов узлов и деталей);
технологические (расчет производительности); гидравлические (расчет потерь давления).
Материальное оформление сосудов, аппаратов и технологических блоков, технология проектирования и изготовления которых осуществляется в соответствии с ОСТ 26-291—79 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Технические требования» и ОСТ 26-02-376—78 «Блоки технологические газовой и нефтяной промышленности. Общие технические условия», предназначенные для установок подготовки и переработки газа и нефти, содержащих сероводород, производят в соответствии с руководящим техническим материалом РТМ 26-02-63—83.
Сосуды, аппараты и технологические блоки, работающие под избыточным давлением во влажной среде, содержащей сероводород, в зависимости от парциального давления сероводорода (Ph2s) и кислотности среды (pH) подразделяют на пять категорий:
I —Ph2s^1 МПа при любом значении pH;
II — 1 МПа>рн2s^O.l МПа при pH <5;
III — 1 МПа>рн2 s^0,l МПа при рН>5;
IV —0,1 МПа>рн2s^0,01 МПа при рН^5;
V —0,01 МПа>/7н2з>0,0003 МПа при любом pH.
В зависимости от категории сосуда, аппарата и технологического блока выбирают материал для их элементов (табл. 22.2).
Расчет на прочность сосудов и аппаратов выполняют в соответствии с РТМ 26-02-62—83 «Расчет на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в средах, вызывающих коррозионное сероводородное растрескивание».
Выбор конструкционных материалов для изготовления фонтанной арматуры и подземного скважинного оборудования в нормальном, коррозионно-стойком и хладостойком исполнениях осуществляют в соответствии с техническими условиями нефтяного и химического машиностроения: ТУ 26-16-43—77, ТУ 14-1-1554—75, ТУ 14-1-1755—76, выбор уплотнительных материалов—по ТУ 38-114192—76, ТУ 38-405134—82.
Газосепараторы центробежные регулируемые по ОСТ 26-02-2057—79 предназначены для предварительной очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в качестве замерного сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают сепараторы на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа. Сепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 98% при начальном предельном содержании жидкости, поступающей с газом в аппарат, до 200 см3/нм3. Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом (по ГОСТ 24—339369'
Материал для изготовления сосудов, аппаратов, блоков в зависимости от их категорийности
Сборочные единицыи детали
Корпуса днищ
Опоры, лапы, стойки, опорные листы
Фланцы
Крышки-заглушки
Патрубки;
люка-лаза
штуцеров
Трубы: внутренних змеевиков обвязки блоков
Внутренние устройства: неприварные (съемные) приварные
Крепеж: наружный внутренний
Категория сосуда, аппарата, блока
I
II
ш
IV
V
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-1-3333—82
ОСТ 26-291—79
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 13-1-3332—82, ТУ 14-1-3333-82
Сталь марки 20Ш, 10Г2Ш по ТУ 26-0251-16—78
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-1-3333-82
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-1-3333-82, ТУ 14-3-1073—82
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-1-3332—82, ТУ 14-3-1073—82
Сталь марки 20Ш, 10Г2Ш по ТУ 26-0251-16—78
Сталь марки 20ЮЧ по
ОСТ 26-291-79
Сталь марки
20ЮЧ по
ОСТ 26-291—79
Сталь марки
20ЮЧ по
ОСТ 26-291—79
Сталь марки 20ЮЧ по
ОСТ 26-291—79
Сталь 20 по ТУ 14-3-460—75
Сталь марки 20ЮЧ по ТУ 14-3-1073—82, ТУ 14-3-1074—82
Сталь 08X13, 08Х22Н6Т, 08Х21Н6М2Тпо ГОСТ 7350—77 ОСТ 26-291—79
ОСТ 26-2043—77,
ОСТ 26-291—79
Сталь 10Х17Н13М2Т
ОСТ 26-2043—77
Сталь 20
ГОСТ 8731—74
Сталь 20
ТУ 14-3-460—75
ОСТ 26-291—79
ОСТ 26-2043—77
ОСТ 26-291—79
Примечания. 1. Поковки для сосудов, аппаратов и технологических блоков I, II, III и IV категорий, а также листы для корпусов аппаратов категории III из углеродистой и низколегированной кремниймарганцовистой и марганцовистой сталей должны подвергаться 100%-ному ультразвуковому контролю.
2. Сталь марки 20ЮЧ должна быть проверена на стойкость к сероводородному коррозионному растрескиванию.
Характеристика центробежных регулируемых газосепараторов I и II типа
Показатели
Диаметр, мм
179 |
245
550
Условное давление, МПа
16
6,4
10
16
6,4
10
16
Объем, м3
2
0,5
0,5
2,0
2,5
2,5
2,5
Площадь поверхности на
1,1
1,1
1,1
1,1
2,0
2,0
2,0
грева, м2
Размеры, мм: S
20
14
18
24
22
30
45
S1
50
18
25
50
22
32
50
S2
25
18
25
25
—
—
—,
s3
62
54
63
80
100
126
162
s4
90
90
. 90
90
130
130
130
s5
170
170
170
235
245
245
325
н
3550
2520
2545
3670
5150
5175
5185
Hx
3480
2450
2475
3600
4960
4985
4995
Н2
1500
1150
1150
1500
1500
2450
2450
Нз
1810
1545
1560
1930
3290
3300
3285
н.
830
—
—
740
740
780
780
н5
1295
528
538
1295
1253
1270
1295
н&
700
—
—
700
700
600
600
L
2510
3180
3350
2590
2490
2680
2825
1240
630
650
1300
1250
1350
1405
ь2
650
630
650
670
875
935
970
L3
1120
1090
1120
1120
—
—
—
d
330
400
400
450
765
765
850
dx
255
325
325
350
660
660
725
da
86
139
130
130
293
270
269
da
36
36
36
36
48
48
64
n
8
8
8
10
10
16
16
Масса, кг
5950
1640
2190
6400
4800
6450
9850
16350—80) при температуре рабочей среды от —30 до 4-100 °C. Потери давления до 0,03 МПа.
Предусмотрены два типа центробежных регулируемых газосепараторов (табл. 22.3, 22.4):
с цилиндрическим сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа, производительностью по газу от 0,15 до 1 млн. нм3/сут (рис. 22.1);
с шаровым сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа, производительностью по газу от 1 до 5 млн. нм3/сут (рис. 22.2).
В конструкции сепараторов предусмотрено размещение подогревателя во внутренней полости сборников жидкости. Производительность сепараторов по газу в зависимости от рабочего давления для обеспечения паспортной степени очистки газа от жидкости регулируется специальным устройством, состоящим из подвижного и неподвижного конусов завихрителя. Подвиж-
Характеристика штуцеров центробежных регулируемых газосепараторов I и П типа (см. табл. 22.3).
Штуцер
Диаметр прохода (мм) при внутреннем диаметре газосепаратора, мм
179
245
|550
А
Входа газа
100
150
300
Б
Выхода газа
100
150
300
В
Выхода конденсата
50
50
100
Г
Дренажа
50
50
50
Д
Уровнемера
50
50
50
Е
Термометра
50
50
50
Ж
Входа теплоносителя
25
25
25
3
Выхода теплоносителя
25
25
25
И
Манометра
25
25
25
к
Дифманометра
25
25
25
л
Указателя уровня
15
15
15
Примечание. Диаметр прохода люка (М) при тех же условиях — 300 мм.
ный конус завихрителя перемещается вращением штурвала. Средний срок службы 10 лет, наработка на отказ 11 000 ч, ресурс до капитального ремонта 60 000 ч, коэффициент технического использования 0,97.
Производительность по газу центробежных регулируемых газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам (рис. 22.3).
Газожидкостная смесь в регулируемом центробежном газо- сепараторе разделяется благодаря закручиванию потока в вертикальном цилиндрическом патрубке, которое обеспечивается использованием специального завихрителя. При прохождении газожидкостного потока через завихритель жидкость под действием инерционных и центробежных сил отбрасывается на стенку вертикального цилиндрического патрубка и стекает вниз по его стенке в сборник, откуда непрерывно или периодически дренируется. Отсепарированный газ отводится из вертикального цилиндрического патрубка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмотрена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока с целью предотвращения излишних потерь давления потока.
Газосепараторы жалюзийные (ОСТ 26-02-2059—79) предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в процессах нефтяной, газовой и газоперерабатывающей технологий, где необходимо добиться минимального уноса жидкости с газовым потоком (табл. 22.5, 22.6). Выпускают сепараторы на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа, диаметром 800, 1000; 1200; 1600 мм, произво-
Рис. 22.1. Газосепаратор центробежный с цилиндрическим сборником жидкости:
/—корпус сепаратора; 2 — сборник жидкости; 3 — завихритель; 4 — выход газа; 5 — подогреватель; 6 - регулирующее устройство
п шпилек Md..п шпилек Md..я 1600я 1600• В• В2 окна 2502 окна 2500128001280Место для заземлениеМесто для заземлениел Верхний х предельный /уро день Нижнии предельный уроденьл Верхний х предельный /уро день Нижнии предельный уроденьН)-№ подернутоН)-№ подернутоX_X_4410501050
п шпилек Md..
п шпилек Md..
я 1600
я 1600
• В
• В
2 окна 250
2 окна 250
01280
01280
Место для заземление
Место для заземление
л Верхний х предельный /уро день Нижнии предельный уродень
л Верхний х предельный /уро день Нижнии предельный уродень
Н)-№ подернуто
Н)-№ подернуто
X_
X_
4
4
1050
1050
Рис. 22.2. Газосепаратор центробежный с шаровым сборником жидкости:
/ — корпус сепаратора; 2 — сборник жидкости; 3 — завихритель; 4 — выход газа; 5—подогреватель; 6 — регулирующее устрой
ство
Рис. 22.3. График изменения производительности центробежных регулируемых газосепараторов при Dy в мм:
1 — 178; 2 — 245; 3 — 550
дительностью по газу от 0,7 до 7,5 млн. нм3/сут. Сепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании жидкости в газовом потоке, поступающем в сепаратор, до 200 см3/пм3. Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при температуре рабочей среды от —30 до + 100 °C. Потери давления рабочей среды в сепараторе не превышают 0,025 МПа, в том числе на жалюзийной насадке—не более 0,005 МПа.
В сепараторе (рис. 22.4) предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса, являющейся сборником жидкости. Средний срок службы 10 лет, наработка на отказ 20 000 ч, ресурс до капитального ремонта 60 000 ч, коэффициент технического использования 0,98.
Производительность по газу жалюзийных газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам (рис. 22.5).
Газожидкостная смесь в жалюзийном газосепараторе разделяется на два потока — газ и жидкость — благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса сепаратора и осаждается вниз в сборник жидкости. Туманообразпая масса жидкости (тонкодисперсные капли) сепарируется из газового потока в пакетах вертикальных жалюзийных скрубберных насадок, размещаемых в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из
Таблица 22.5
Характеристика жалюзийных газосепараторов
Диаметр,
ММ
Показатели
800
,1000
1200
1600
Давление, МПа
6,4
6,4
10
6,4
10
6,4
10
Объем, м3
1,6
2,5
2,5
4,0
4,0
8,0
8,0
Площадь поверхности на-
0,4
0,9
0,9
0,9
0,9
2,0
2,0
грева, м2
Размеры, мм:
S
22
26
40
32
50
40
65
н
2600
2800
2800
3200
3200
3600
3600
Нх
3590
3940
4020
4550
4650
5365
5491
hx
505
590
615
695
730
950
986
ha
600
650
650
650
650
850
850
ha
200
250
250
250
250
350
350
К
—.
48
50
93
100
215
221
L
1390
1800
2040
2025
2245
2420
2645
Lx
500
600
600
700
700
800
800
La
600
700
700
800
800
1000
1000
Dx
720
920
920
1100
1100
1410
1410
d
24
35
35
35
35
35
35
Масса, кг, не более
2200
3900
6000
5900
9000
12 000
17 100
Таблица 22.6
Характеристика штуцеров жалюзийных газосепараторов (см. табл. 22.3)
Штуцер
Диаметр прохода (мм) при внутреннем диаметре газосепаратора, мм
800
1000
|1200
1600
А Входа газа
150
150
200
250
Б Выхода газа
150
150
200
250
В Выхода конденсата
80
80
100
100
Г Дренажа
50
50
50
50
Д Уровнемера
50
50
50
50
Е Термометра
50
50
50
50
Ж Входа теплоносителя
25
25
25
25
3 Выхода теплоносителя
25
25
25
25
И Манометра
25
25
25
25
К Дифманометра
25
25
25
25
Л Указателя уровня
15
15
15
15
Примечание. Диаметр прохода люка (М) при внутреннем диаметре сепаратора 800 и 1000 мм—150 мм, а при 1200 и 1600 мм — 450 мм (при прочих равных условиях).
сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается в дренаж или жидкостную технологическую линию.
Газосепараторы сетчатые (ОСТ 26-02-2058—79) предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а также в технологических процессах газо- и нефтеперерабатывающих заводов в качестве аппаратов
MH
Рис. 22.4. Жалюзийный газосепаратор:
1 — корпус; 2 — днище; 3 — опора; 4 — насадка; 5 — подогреватель; 6 — лист защитный
378378Таблица 22.7
378
378
Характеристика сетчатых газосепараторов I и II типа
Показатели
Внутренний диаметр, мм
600
800
1200
|,1600
Условное давление га- зосепаратора, МПа
1,6
2,5
4,0
6,4
8,0
1,0
1,6
2,5
4,0
6,4
8,0
0,6
1,0
1,6
2,5
4,0
6,4
8,0
0,6
1,0
1,6
Объем, м3
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
4,0
8,0
8,0
8,0
Площадь поверхности нагрева, м2
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1,18
1,18
1,18
1,18
1,18
1,18
1,5
1,5
1,5
1 ,5
1,5
1,5
1 >5
1,5
1,5
1,5
Размеры, мм:
S
6
8
12
18
20
6
8
10
14
22
26
6
8
10
14
20
32
40
6
8
12
н
2200
2200
2200
2200
2200
2300
2300
2300
2300
2300
2300
3200
3200
3200
3200
3200
3200
3200
3800
3800
3800
. Нг
3315
3380
3470
3585
3690
3540
3575
3650
3765
3940
4080
4475
4475
4495
4514
4550
4660
4775
5300
5320
5320
hi
388
391
394
417
422
397
399
473
497
505
513
500
503
522
578
592
618
640
630
650
728
h*
450
450
450
450
450
500
500
500
500
500
500
600
600
600
600
600
600
600
700
700
700
h3
1300
1300
1300
1300
1300
1400
1400
1400
1400
1400
1400
300
300
300
300
300
300
300
400
400
400
h4
350
350
350
350
350
450
450
450
450
450
450
600
600
600
600
600
600
600
800
800
800
Li
1030
1035
1070
1100
1125
1255
1260
1275
1280
1360
1390
1685
1720
1735
1785
1855
1970
2085
2080
2120
2130
U
400
400
400
400
400
500
500
500
500
500
500
800
800
800
800
800
800
800
1000
1000
1000
L3
200
200
200
200
200
300
300
300
300
300
300
750
750
750
750
750
750
750
950
950
950
Di
400
400
400
400
400
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
900
900
900
D,
520
520
520
520
520
720
720
720
720
720
720
1100
1100
1100
1100
1100
1100
1100
1410
1410
1410
d
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
35
35
35
35
35
Масса, кг, не более
700
920
1220
1720
2100
920
ИЗО
1450
2230
3250
3850
1450
1750
2150
2750
4050
5550
6950
2200
3100
3700
Рис. 22.5. График изменения производительности жалюзийных газосепара- торов:
/-Qmin (Ов=800 мм); Г - Qmax; 2 - Qmin (DB=1000 мм); 2'- Qmax; 3 - Qmin (DB= = 1200 мм); 3'-Qmax; 4 - Qmin (DB=1600 мм); 4' - Qmax
промежуточной и окончательной очистки газа (табл. 22.7, 22.8, 22.9). Выпускают сепараторы на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа. Они обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании жидкости, поступающей в аппарат с газовым потоком, до 200 см3/нм3. Сетчатые газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при температуре рабочей среды от —30 до 4-100 °C. Потери давления потока рабочей среды в газосепараторе до 0,05 МПа, в том числе на сетчатом отбойнике до 0,02 МПа.
Предусмотрены три типа сетчатых газосепараторов:
Таблица 22.8
Характеристика штуцеров сетчатых сепараторов I и II типа) (см. табл. 22.5)
Штуцер
Диаметр прохода (мм) при внутреннем диаметре газосепаратора, мм
600
800
1 1200
1600
| 2200
2600
А Входа газа
100
150
200
250
250
350
БВыхода газа
100
150
200
250
250
350
В Выхода конденсата
50
50
80
100
100
100
Г Дренажа
50
50
50
50
50
50
Д Уровнемера
50
50
50
50
50
50
Е Термометра
50
50
50
50
50
50
Ж Входа теплоносителя
25
25
25
25
25
25
3Выхода теплоносителя
25
25
25
25
25
25
И Манометра
25
25
25
25
25
25
К Дифманометра
25
25
25
25
25
25
Л Указателя уровня
15
15
15
15
15
15
Примечание. Диаметр прохода люка (М) при внутреннем диаметре газосепара- тора 600, 800, 1200 мм равен 100 мм, а при 1600 мм — 150 мм (при прочих равных условиях).
Таблица 22.9
Характеристика вертикальных масляных пылеуловителей со швеллерковой и жалюзийной скрубберными секциями (размеры в мм)
%
§
оС я у о „ Ч <у >> я
Корпус
'Юбка
Я- S &й
i s«
чё 2
Число труб
Я о ^
о
3
«5 о к
а"
к:
щ
сГ
со
дренажных
§ 5 з
та Ч °-
Я Я Qu Я
хо У ^ «
я
° о
я я
400
1
1,6
2,5 4
5,5
6,4
400
5100
800
540
26
200
100
5
2
2
600
610
640
820
1060
1200
500
1
1,6
2,5
4
5,5
6,4
500
5350
1000
640
26
200
100
6
2
2
760
780
880
1150
1520
1729
600
1
46
2,5
4
5,5
6,4
600
5550
1200
740
26
250
1С0
9
3
2
960 1060 1150 1600 2100 2270
1000
1
1,6
2,5 4
5,5
6,4
1000
5950
1500
1180
32
250
200
26
5
3
2250 2880
3450 4880
5840 6450
1200
1
1,6
2,5
4
5,5
6,4
1200
6300
1800
1400
32
300
200
41
7
5
3190 4100
5000
6840 8500 9800
Корпус
Юбка
Число труб
О
& Я
я
§ 3 2
дренажных
н я
Е
5
§
оС Я 5? Я < о .
о Я >1 я
сГ
аз
o’
я
сп сад У S н ^
ю я
\о я
^, я
Я Я я °
п 'о
5
я* Зя § у
1400
1
1,6
2,5
4
5,5
6,4
1400
6650
2100
1600
32
300
250
49
8
6
4100
5600
6740
9230
12 200
13 420
1600
1
1,6
2,5
4
5,5
6,4
1600
7000
2400
1800
32
300
250
57
9
6
5700
6750
8600
12 200
15 900
18 920
2400
1
1,6
2,5
4
5,5
6,4
2400
8800
3400
2700
50
300
300
127
20
23
11 500
13 500
17 250
24 500
30 000
38 000
цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъемом диаметром 600 и 800 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, производительностью по газу от 0,08 до 0,8 млн. нм3/сут (рис. 22.6);
цилиндрические вертикальные диаметром 1200 и 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. нм3/сут (рис. 22.7);
шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200 и 2600 мм па рабочее давление от 1 до 8 МПа, производительностью по газу от 2 до 5 млн. нм3/сут.
В конструкции сепараторов предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса — сборнике жидкости. Средний срок службы 10 лет, наработка на отказ 11 000 ч, ресурс до капитального ремонта 60 000 ч, коэффициент технического использования 0,98.
Производительность по газу сетчатых газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам (рис. 22.8).
Рис. 22.6. Сетчатый га- зосепаратор с фланцевым разъемом (тип I): 1 — корпус; 2 — днище; 3 — опора; 4— подогреватель; 5 — насадка; 6 — коагулятор
000111' 009000111' 009
000111' 009
000111' 009
Рис. 22.8. График изменения производительности сетчатых газосепа- раторов:^-Qmin (Ов = 1200 мм); 1' - ^max’ Qmin №в = = 1600 мм); 2' — Qmax-, 3 — Qmin (^в=2600 мм); 3'- ^тахРис. 22.8. График изменения производительности сетчатых газосепа- раторов:^-Qmin (Ов = 1200 мм); 1' - ^max’ Qmin №в = = 1600 мм); 2' — Qmax-, 3 — Qmin (^в=2600 мм); 3'- ^тах
Рис. 22.8. График изменения производительности сетчатых газосепа- раторов:
^-Qmin (Ов = 1200 мм); 1' - ^max’ Qmin №в = = 1600 мм); 2' — Qmax-, 3 — Qmin (^в=2600 мм); 3'- ^тах
Рис. 22.8. График изменения производительности сетчатых газосепа- раторов:
^-Qmin (Ов = 1200 мм); 1' - ^max’ Qmin №в = = 1600 мм); 2' — Qmax-, 3 — Qmin (^в=2600 мм); 3'- ^тах
Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяется на газ и жидкость благодаря воздействию на капли жидкости гравитационных и инерционных сил. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещенном в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается.
Циклонные газосепараторы эксплуатируются на газовых и газоконденсатных промыслах при больших газовых факторах. Для предотвращения уноса отсепарированной жидкости в конструкции циклонного сепаратора предусматривается разрыв выхлопной трубы. При работе циклона в проектных термодинамических условиях его эффективность достигает 95%. Как правило, циклонные сепараторы используют для грубой очистки газа на первых ступенях сепарации установок подготовки газа. Эксплуатируют три модификации циклонных сепараторов:
с кожухом без подогревателя и с подогревателем на рабочее давление 6,4; 10, 16; 20 МПа диаметром 80; 100; 150; 200 мм;
открытого типа без подогревателя и с подогревателем на рабочее давление 1,6; 4; 6,4; 10; 16; 20 МПа диаметром 80; 100; 150 мм, а также на рабочее давление 16; 4; 6,4; 10 МПа диаметром 200; 250; 300; 350; 400; 450 мм;
прямоточные на рабочее давление 6,4; 10; 16; 20; 25 МПа диаметром 100; 150; 200 мм.
Трапы (гравитационные сепараторы) эксплуатируют на нефтяных и в отдельных случаях на газовых промыслах. В основном используют трапы вертикального типа. Это вызвано тем, что в сепараторах данного типа разделяют газожидкостную про-
Таблица 22.10
Производительность вертикальных масляных пылеуловителей по газу
Условный
Производительность (нм3) при давлении, МПа
диаметр, мм
1.6
2.5
4
5,5*
6.4*
400
3 000
4 000
5400
7 400
8 900
9 500
500
4 600
6200
8 300
11 300
13 600
14 500
600
6 600
9 000
12 000
16 200
19 500
20 800
1000
18 500
25 000
33400
45 500
54 800
100 000
58 000
140 000
1200
26 600
36000
48000
65 500
79 000
83 400
1400
36 300
49 000
65 500
88 000
107 000
: 114 000
1600
47 200
64 000
85 500
115 000
140 000
200 000
149 000
240 000
2400
103 000
144 500
193 500
270 000
320 000
400 000
340 000
480 000
* В знаменателе — производительность вертикального масляного жалюзийного пылеуловителя.
дукцию с малым газовым фактором. При этом жидкость сепарируется от газа.
В трапе газожидкостную продукцию подвергают двум процессам: отделению нефти от газа и очистке попутного газа от нефтяной пыли. Нефть отделяют от газа путем размельчения ее потока на мелкие струйки или разбрызгиванием нефти. Этот процесс происходит в камере первичной сепарации и зависит от конструкции вводного патрубка. Обычно используют патрубок тангенциального или радиально-щелевого типа. Выделившийся из нефти во вводном патрубке попутный газ сепарируется от капель нефти в гравитационной камере трапа, в которой предусмотрено для. лучшей сепарации размещение отбойных щитков щ козырьков. Обычно эффективность сепарации газа в трапах на отбойниках щиткового или козырькового типа не превышает 70—85%.
Эксплуатируют две модификации трапов:
е радиально-щелевым вводом, используемые при наличии в продукции скважин песка или иных твердых частиц;
с тангенциальным вводом.
Рабочее давление 0,6; 1,6; 2,5; 4; 6,4; 10; 16 МПа, диаметр 400; 600; 800; 1000; 1200; 1400; 1600 мм.
Газ, выходящий из трапов, для лучшей его очистки рекомендуется пропускать через концевые сепарационные установки.
на очистку газа в контактныхна очистку газа в контактныхРис. 22.9. Вертикальный масляный пылеуловитель:
на очистку газа в контактных
на очистку газа в контактных
1 — контактные трубки; 2 — штуцер для дифманометра; 3 — люк-лаз; 4— скрубберная секция; 5 —патрубок вывода газа; 6 — дренажные трубки; 7 — трубки для слива и залива жидкости; 8— дренаж; S — штуцера для уровнемера; 10—патрубок ввода газа
Вертикальные масляные пылеуловители (табл. 22.10, рис. 22.9) предназначены для тонкой очистки газа от пыли и механических примесей на головных сооружениях промыслов, компрессорных и газораспределительных станциях и контрольно-регуляторных пунктах магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа. Выпускаются вертикальные масляные пылеуловители на рабочее давление от 1 до 6,4 МПа.
Принцип действия пылеуловителей основан на «мокрой» очистке газа от механических примесей и пыли путем промывки поступающего трубках, где осуществляется
интенсивное перемешивание газа с промывочной жидкостью — соляровым маслом. Загрязненное пылью соляровое масло стекает из осадительной и скрубберной секций пылеуловителя в отстойную секцию, где оно осветляется путем седиментации взвешенных частиц и периодического их дренирования из аппарата. Чрезмерный вынос промывочной жидкости с очищенным газовым потоком предотвращают благодаря наличию скрубберной секции, в которой происходит сепарация газа от мельчайших капель солярового масла. Нормативный вынос промывочной жидкости с очищенным газовым потоком в рабочих условиях эксплуатации не должен превышать 25 г солярового масла на 1000 нм3 очищаемого в пылеуловителе газа. Степень очистки газа от пыли и механических примесей в пылеуловителе превышает 99%.
Предусмотрены два типа вертикальных масляных пылеуловителей:
с швеллерковой скрубберной секцией диаметром от 400 до 2400 мм на рабочее давление от 1 до 6,4 МПа;
Таблица 22.11
Характеристика висциновых фильтров с насадкой из колец Рашига
3 О.
Я у О 2 Ч га —
s
™ °
о 5 я х
£ =
о я
Ю НГ
^ я5
§ 5 Os^ О 5 5 ■ Е 5 я з
еГ
3 о.
С s
5 я а
X Ч 3
К S
Я О ь
О 5 я X
О ч я
CU
о я"-
” О °- я
500
2x500
0,6
1
2
3
4
6
10
20
30
40
600
3X600
0,6
1
2
3
4
25
45
90
130
180
3X500
0,6
1
2
3
4
10
18
32
50
63
1000
2X1000
0,6
1
2
3
4
50
80
155
220
310
600
2X600
0,6
1
2
3
4
18
26
50
80
105
зх юоо
0,6
1
2
3
4
85
140
260
460
550
11
с жалюзийной скрубберной секцией диаметром от 1000 до 2400 мм на рабочее давление 5,5 и 6,4 МПа.
Выпускаемые типы пылеуловителей различаются скрубберной секцией. Жалюзийная скрубберная секция обеспечивает большую пропускную способность пылеуловителя, чем аппарат со швеллерковой скрубберной секцией.
Висциновые фильтры (табл. 22.11) устанавливают на газораспределительных станциях газопроводов сухого газа с незначительной запыленностью и небольшой производительностью. Висциновый фильтр состоит из корпуса и фильтрующих секций (1 или 2 слоя насадки толщиной 70—250 мм), из колец Рашига размером 15X15X0,2 или 25x25x0,5 мм. Кольца Рашига -смазывают висциновым маслом (ГОСТ 7611—75). При прохождении газа через фильтр со скоростью 1 м/с (при рраб=1 МПа) пыль оседает на смоченную маслом поверхность колец. Периодически требуется вскрытие фильтров и замена колец Рашига или их регенерация.
«Сухие» пылеуловители мультициклонного типа устанавливают на компрессорных станциях газопроводов с незначительной запыленностью и наличием жидкости в потоке газа. Выпускают мультициклонные пылеуловители диаметром 2400 мм на
рабочее давление 6,4 МПа. Производительность пылеуловителей определяется числом циклонных элементов, устанавливаемых в корпусе аппарата.
Автоматизированные блоки газосепараторов, разделителей жидкость — жидкость — газ и емкостей, используемые для оснащения установок подготовки газа по типовым технологическим схемам, выпускают заводы Министерства химического машиностроения СССР по типовым проектам ЦКБН (табл. 22.12— 22.14).
ГЛАВА 23
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
На газовых промыслах и газохимических комплексах теплообменники предназначены для нагрева, охлаждения, конденсации и испарения жидкости, газа, пара и их смесей на установках промысловой и заводской обработки газа и газового конденсата. Применяют теплообменники типа «труба в трубе», кожухотрубчатые и аппараты воздушного охлаждения.
Теплообменники «труба в трубе» однопоточные, могут быть разборные и неразборные. Неразборные теплообменники изготовляют с малым диаметром теплообменных труб и наружным диаметром 25—60 мм, а разборные 76—168 мм.
Теплообменники «труба в трубе» выпускают со следующими соотношениями часто встречающихся диаметров внутренних и наружных труб:
Наружный диаметр внутренней трубы, мм ...6076Наружный диаметр наружнойтрубы, мм ... 89, 108, 108, 133133Наружный диаметр внутренней трубы, мм ...6076Наружный диаметр наружнойтрубы, мм ... 89, 108, 108, 13313389108133159133, 159 159, 194 194, 219 21989108133159133, 159 159, 194 194, 219 219
Наружный диаметр внутренней трубы, мм ...6076
Наружный диаметр наружной
трубы, мм ... 89, 108, 108, 133
133
Наружный диаметр внутренней трубы, мм ...6076
Наружный диаметр наружной
трубы, мм ... 89, 108, 108, 133
133
89108133159
133, 159 159, 194 194, 219 219
89108133159
133, 159 159, 194 194, 219 219
Теплообменники типа «труба в трубе» применяют, если не требуется периодической выемки теплообменных труб с целью их замены или механической очистки наружной поверхности от загрязнений. При необходимости механической очистки поверхности теплообменных труб используют теплообменники с отъемными дугами. Максимально допустимая разность между температурами стенок внутренней и наружной труб из углеродистой стали 50 °C, из нержавеющей стали 40 °C. Температура рабочих сред от —40 до +450оС, условное давление: снаружи теплообменных труб 1,0; 2,5 и 6,4 МПа, внутри—1,0; 1,6; 4,0; 10,0 и 16,0 МПа.
Автоматизированные блоки газосепараторов, используемые для оснащения установок подготовки газа по типовым технологическим схемам
Показатели
Блок газосепаратора
первичного с разделительной емкостью
Тип
Условное обозначение
Производительность (по газу), млн. нм3/сут Давление, МПа Габариты, мм:
длина высота ширина
Масса*, кг
Центробежный регулируемый (тип II) по ОСТ 26-02-2057—79
ГП 430.01.00.000 П 364.05.00.000 ГП 430.02.00.000 ГП 366.09.00.000 ГП 364.03.00.000 11335
Ю13,81013,813,8
7900811097801045511070
39253795537052655490
36003395383032103640
18000/1870026200/2698034800/3530039000/4600058200/60800
Продолжение табл. 22.12
Показатели
Блок газосепаратора
первичного
Тип
Условное обозначение Производительность (по газу), млн. нм3/сут Давление, МПа Габариты, мм: длина высота ширина со Масса*, кг оо
Центробежный регулируемый (тип II) по ОСТ 26-02-2057—79
ГП 365.13.00.000ГП 430.12.00.00ГП 364.04.00.000ГП 365.12.00.000
1113
81013,88
7730616076008100
3720371541004970
3730370539003150
16300/1670013800/1440024000/2475021800/2220Q
Продолжение табл. 22,15
Показатели
Блок газосепаратора
первичного
Тип
Условное обозначение
Производительность (по газу), млн. нм3/сут Давление, МПа Габариты, мм:
длина высота ширина
Масса*, кг
Центробежный регулируемый (тип II) по ОСТ 26-02-2057—79 ГП 430.03.00.000ГП 366.46.00.000ГП 365.11.00.000ГП 364.02.00.000
3355
1013,8813,8
7650765083007650
4625510049705100
4200420031504200
21750/2210029600/3040022500/2290030250/31050
Окончание табл. 22.12
Показатели
Блок газосепаратора
низкотемпературного
Тип
Условное обозначение
Производительность (по газу), млн. нм3/сут Давление, МПа Габариты, мм:
длина высота ширина
Масса*, кг
Сетчатый (тип 11) по ОСТ 26-02-2058—79
ГП 364.06.00.000ГП 366.03.00.000ГП 366.03.00.000
135
6,46,48
360055955595
485562256225
330044504450
84000/8555017760/2960029600/30100
* В числителе — без изоляции, в знаменателе — с изоляцией.
03СО03СОАвтоматизированные блоки трехфазных сепараторов-разделителей, используемых для оснащения установок подготовки газа по типовым технологическим схемам
03СО
03СО
Показатели
Блок
разделителя
трапа, насыщенного ДЭГ
Условное обозначение
ГП 430.17.00.000
ГП 366.04.00.000
ГП 505.08.00.000
ГП 430.34.00.000
Производительность по жидкости, м3/ч
28
21
10
1
Давление, МПа
6,4
8
6,4
0,6
Габариты, мм:
длина
9000
9000
7000
3165
высота
4190
4020
3710
2285
ширина
3150
3150
3150
2350
Масса, кг
19550
19500
14115
1910
19880
19800
14565
2140
Автоматизированные блоки емкостного оборудования, используемые (установленная мощность 13 кВт, давление в емкости атмосферное)
Показатели
Блок
емкости хранения регенерированного метанола
(Метанольной емкости для подачи его в пакеры скважины
Условное обозначение блока
ГП 329.03.00.000
ГП 364.01.00.000
Вместимость, м3
25
0,5X2
Производительность: общая, м3/ч
—
—
подогревателя, кг/ч
—
—
Давление в линии, МПа: нагнетания
13,8
подогревателя
—
Атмосферное
Температура, °C: емкости
40—50
40—60
подогревателя
—
—
Габариты, мм: длина
7580
6000
высота
4800
6000
ширина
3150
2900
Масса*, кг
7880
6490
812
* В числителе — без изоляции, в знаменателе — с изоляцией.
для оснащения установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
емкости теплоносителя для хранения и подачи насыщенного ДЭГ в подогреватель (подземная)
дренажной емкости для ДЭГ (подземная)
дренажной емкости для метанола (подземная)
ГП 364.07.00.000
ГП 430.26.00.000
ГП 430.29.00.000
ГП 329.04.00.000
12,5
25
40
40
40
40
40
—
730
730
970
—-
0,05
0,05
0,05
0,05
0,5
0,5
0,5
0,5
50
50
50
40—50
60—90
60—90
60—90
'—
4621
8420
9230
9350
6485
■ 6485
6497
4290
2276
2276
2566
2500
4071
5744
6871
8388
4156
5831
6958
8700
емкостью и разработкой новых типов кожухотрубчатых теплообменников для газовой промышленности.
При проектировании объектов газовой промышленности часто используют стандартные кожухотрубчатые теплообменные аппараты общего назначения, разработанные ВНИИнефтемашем (табл. 23.1—табл. 23.4).
В газовой промышленности в основном применяют кожухотрубчатые теплообменники специального назначения, разработанные Центральным конструкторским бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) Минхиммаша СССР по техническим требованиям организаций Мингазпрома СССР для оснащения установок подготовки газа по типовым схемам.
На рис. 23.2 показан кожухотрубчатый теплообменник с U-образными трубами, состоящий из двух секций и предназначенный для оснащения установок низкотемпературной сепарации. На этом теплообменнике имеются резервные штуцера, которые используют для впрыскивания ингибитора гидратообра- зования (табл. 23.5, 23.8).
На базе кожухотрубчатых теплообменников специального назначения разработаны автоматизированные блоки теплообменной аппаратуры (табл. 23.6), используемые для оснащения установок подготовки газа по типовым схемам.
395
Аппарат (условное обозначение)
2 S о ° a я
» о ° £
О Я « S
« s S S'
& Я h и
2 2
£ о
2 та Я
Ч .
5й<
И Щ У 5 я s >» ч g
Ю та" а ££
2 .
3
S
4s
я 2 я*
ч£
<=
д 5 та" Ч о Я та о “ Яя 2 о х® ч ао cSg
Йо' о£*
2 аГ "га д
о «««
If 2| 0-0 я -9- я s я д я д ч щ
Теплообменники кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками
а
159—1200
0,6—4,0
—30—350
1000—9000
1540—10 380
1—964
0,4—39
Ml, М8, М9,
М10, МП, Б2, БЗ, Б6, Б8, Б9, Б10
0,6—4,0
—30—350
1—33,8
Теплообменники кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками и с температурным компенсатором на кожухе (ТК)
б
159—1200
0,6—1,6
—30—350
1000—9000
1540—10 380
1—964
0,4—39
То же
0,6—2,5
—30—350
1—33,8
Холодильники кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками (ХН)
а, б
159—1200
0,6—4,0
0—350
1000—9000
1540—10 380
1—942
0,4—18,9
Ml, М3, Мб, мю, мн, М12, Б2, БЗ
<0,6
—30—60
1—33,8
Холодильники кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками и с температурным компенсатором на кожухе (ХК)
а, б
159-1200
0,6—1,6
0—350
1000—9000
1540—10 380
1-942
0,4-18,9
То же
<0,6
-30—60
1—33,8
Таблица 23.1
Основные параметры теплообменных аппаратов
Продолжение
Аппарат (условное обозначение)
iK
с ° л 5
та <U 5 а
& * 5 s
3 3
а
<и 3 та
та - та tig О ss&
Р*
s S
та д
а^
2 о
2 ХО
&
03
та 3 та8 is
Л £ та"
§ K'S ^ д
8&
§хй 58^ ° та" "я я
Й та о s2
■aS *
S £ я g Ч та
Конденсаторы кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками (КН)
а, б
600—1400
0,6—2,5
<0,6
0—350
—30—60
3000—6000
3890—7630
49—868
0,9—25,8
Ml, М3, М10, мн, M12, Б2, БЗ
Конденсаторы кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками и с температурным компенсатором на кожухе (КК)
а, б
600-1400
0,6—1,6
<0,6
0—350
—30—60
3000—6000
3890—7630
49—868
0,9—25,8
Ml, М3, Мб, М10, МН, М12, Б2, БЗ
Испарители кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками (ИН)
б
600—1400
0,6—4,0
0,6—1,0
—30—350
—30—350
2000—4000
3080—5850
40—588
7,9-53,6
10,1—45,4
Ml, М8, М9, мю, МП, Б2, БЗ, Б6, Б8, Б9, Б10
Испарители кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками и с температурным компенсатором на кожухе (ИК)
б
600—1400
0,6—1,6
0,6-1,0
-30-350
—30—350
2000—4000
3080-5850
40—588
7,9-53,6
10,1—45,4
То же
Теплообменники кожухотрубчатые с плавающей головкой (ТП)
а
325—1400
1,6—6,4
—30—450
3000—9000
3690—10 960
9,4—1260
6—250
Ml, М2, М3,
М4, Б1, Б2, БЗ
1,6—6,4
—30—450
3,5—66
Холодильники кожухотрубчатые с плавающей головкой (ХП)
а
325—1400
1,6—6,4
<400
3000—9000
3675—10 755
9,4—1260
6—250
Ml, М2, М3,
Мб, Б2, БЗ, Б4, Б5
<1,0
—
3,5—66
Конденсаторы кожухотрубчатые с плавающей головкой (КП)
а
600-1400
1,0—2,5
<400
6000
6900—7755
90-841
8-250
Ml, М2, М3,
М5, Мб, М7,
Б2, БЗ, Б4, Б5
<1,0
—
—
Теплообменники кожухотрубчатые с U-образными трубами (TU)
а
325—1400
1,6-6,4
—30—450
3000-9000
3800—11 075
11-1361
7—262
Ml, М2, М4, Б2, БЗ, Б7
1,6—6,4
-30—450
3,5-71
Испарители кожухотрубчатые с паровым пространством (ИП)
а
800—2800
1,0—2,5
-30—450
6000
7675-9170
36,6—354
13—57
MI, М4
1,6—4,0
—30—450
—
Конденсаторы кожухотрубчатые стальные холодильные (КТ)
а
400—2000
2,0
0,6
0—100
3000—6000
3680—8220
20—1500
9—550
Ml, М12
—20—50
—
Испарители кожухотрубчатые стальные холодильные (ИТ)
а
400—2000
1,6—2,5
—
3000—6000
3600-8370
20—1310
10—432
Ml, М2, М17, Б6
0,6—2,5
1—60—40
—
398398Таблица 23.2
398
398
Материал основных узлов и деталей теплообменных аппаратов с плавающей головкой и аппаратов с U-образными трубами
Шифр материального оформления
Узлы и детали
кожух
распределительная камера
труба
трубная решетка
Ml
Стали ВСтЗСп5, 16ГС и 20
Стали ВСтЗсп, 16ГС и 20
Стали 10 и 20
Сталь 16ГС
М2
То же
То же
Сплав АМГ2
Сплавы АМГ5 или АМГ6
М3
»
Латунь ЛАМш 77-2-0,05
Сталь 16ГС с наплавкой ла
М4
Стали ВСтЗсп5, 16ГС и 20
Двухслойные стали 16ГС+08Х13 или ВСтЗсп5 +08X13
Стали 15Х5М и Х8
тунью Л062-1 Сталь 15Х5М
М5
То же
То же
Латунь ЛОМш 70-1-0,06
Латунь ЛЖМц59-1-1
Мб
М7
Стали ВСтЗспб и 16ГС
»
То же
Сталь 16ГС с наплавкой латунью ЛО62-1
То же
»
Латунь ЛАМш 77-2-0,05
Латунь ЛЖМц59-1-1
Б1
Двухслойные стали
»
Сталь 08X13
Сталь 12X13
Б2
16ГС + 08X13 или ВСтЗсп5 + 08X13 Двухслойные стали
Стали 08XI8HI0T и
Сталь 12Х18Н10Т
БЗ
Б4
16ГС+12Х18Н10Г или ВСтЗсп5+12XI8H10T Двухслойные стали 16ГС+10Х17Н13М2Т или ВСтЗсп5+ЮХ17Н13М2Т
»
12Х18Н10Т
Сталь 10Х17Н13М2Т
Сталь 10Х17Н13М2Т
Биметалл: сталь ВСтЗсп5 с планирующим ^слоем из монеля НМЖМш 28—2,5—1,5
Сталь ВСтЗсп4
Латунь ЛАМш 77-2-0,05
Латунь ЛЖМц59-1-1
Б5
То же
Сталь ВСтЗсп4 с освинце-
То же
То же
Б7
Двухслойные стали
ванием То же
Сталь 15Х5М или
Сталь 15Х5М
16ГС +0,8X13 или ВСтЗеп5+08X13
сталь Х8
Таблица 23.3
Материал основных узлов и деталей теплообменных аппаратов с неподвижными трубными решетками и аппаратов с температурным компенсатором на кожухе
Шифр материального оформления
Узлы и детали
Кожух
Распределительная камера и крышки
Труба
Ml
Стали ВСтЗСп5, 20 и
16ГС
Сталь ВСтЗспб
Стали 10 и 20
М3
То же
То же
Латунь ЛАМш 77-2-0,05
Мб
»
Сталь ВСтЗсп5 с освинцеванием
То же
М8
»
Сталь 12Х18Н10Т
Стали 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
М9
»
Сталь 10Х17Н13М2Т
Сталь 10Х17Н13М2Т
М10
Сталь 12Х18Н10Т
То же
Стали 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
МП
Сталь 10Х17Н13М2Т
Сталь ВСтЗспб
Сталь 10X17HI3M2T
М12
Стали ВСтЗСпб, 20 и
16ГС
То же
Сталь 08Х22Н6Т
Б2
Двухслойные стали ВСтЗсп5+12Х18Н10Т 16ГС+10Х18Н10
или
Стали ВСтЗспб, 20 и 16ГС
Стали 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
БЗ
Двухслойные стали
ВСтЗсп5 + 10Х17Н13М2Т или 16ГС+10Х17Н13М2Т
То же
Сталь 10Х17Н13М2Т
Б6
Стали ВСтЗСп5, 20 и
16ГС
Двухслойные стали ВСтЗСп5 + 12Х18Н10Т или 16ГС+12Х18Н10Т
Сталь 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
Б8
То же
Двухслойные стали BCT3cn5+10Х17Н13М2Т или 16ГС+10Х17Н13М2Т
Сталь 10Х17Н13М2Т
Б9
»
Двухслойные стали ВСтЗспб + 12Х18Н10Т или 16ГС+12Х18Н10Т
Сталь 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
со ф
Б10
То же
Сталь 10Х17Н13М2Т
Таблица 23.4
Материал основных узлов и деталей конденсаторов и испарителей кожухотрубчатых стальных холодильных (кожух из стали 161С, шифр оформления Б6)
Шифр материального оформления
Узлы и детали
Распределительная камера и крышки
Трубная решетка
Труба
Ml М12
Сталь 16ГС
То же
Стали 10 и 20
Сталь 08Х22Н6Т
М17
Сталь 09Г2С
Стали 10Г2С1 и 09Г2С
Сталь 10Г2
Б6
Двухслойная сталь 16ГС+12Х18Н10Т
Сталь 12Х18Н10Т
Стали 08Х18Н10Т и 12Х18Н10Т
Таблица 23.5
Характеристика кожухотрубчатых теплообменников
Размеры, мм
Давление, МПа (числитель — в трубках, знаменатель — в межтрубье)
Размеры, мм
Давление, МПа (числитель — в трубках, знаменатель — в межтрубье)
10,0/6,4
10,0/6,4
16,0/8,0
10,0/6,4
10,0/6,4
16,0/8,0
/1
1530
1990
2005
/18
1290
1840
1840
и
1685
2240
2380
/19
120
210
210
и
6000
4000
4000
ко
120
210
210
и
11 130
8800
9000
Si
40
56
80
к
575
730
735
s2
16
26
36
к
750
1280
1280
s3
16
26
34
к
500
1260
1260
н
3534
4840
5015
к
125
155
155
hi
795
1097
1142
к
750
950
950
h2
150
250
250
/10
200
200
220
h3
795
1097
1142
/п
70
100
100
h4
20
30
30
/12
170
180
200
ha
796
1095
1138
/13
770
1280
1280
hs
1597
2200
2285
/14
500
1260
1260
hi
125
150
150
/15
135
155
155
h8
125
150
150
/16
790
950
950
n
193
575
575
/17
600
810
810
L
9000
6000
6000
Стандартные аппараты воздушного охлаждения общего
и специального назначения предназначены для конденсации и охлаждения паро-, газообразных и жидких сред с температурой от —40 до +300 °C и давлением до 6,4 МПа (общего назначения) и до 16 МПа (специального назначения). Применяют в технологических процессах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, газовой и других отраслей промышленности.
Аппараты воздушного охлаждения предназначены для работы на открытом воздухе в районах с умеренным климатом при средней температуре в течение 5 сут подряд в наиболее холод-
26—339
Рис. 23.2. Кожухотрубчатый теплообменник:
1 — п U-образных трубок 20X2,5 длиной г; 2 и 3 — соответственно подвижная и неподвижная опоры
Автоматизированные блоки теплообменной аппаратуры, используемые для оснащений установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
Произ- водн- тель- ность * по газу
р**. МПа
Условное обозначение блока
Площадь поверхности теплообмена. м2
Температура, °C
Габариты, мм
Масса блока, кг***
Трубное пространство
Межтрубье
Длина
Высота
Ширина
вход
ВЫХОД
вход |
выход
Теплообменника
1
10/6,4
ГП505.02.00.000
218X2 = 436
50
25—30
14—21
45
11130
3534
1290
27824
«газ—газ»
3
10/6,4
ГП430.13.00.000
434X2=868
50
27—33
13—23
45
8800
4840
1840
60850
2,5
16/8
ГП366.21.00.000
418X2=836
50
25—29
13—17
45
9000
5015
1840
67760
Теплообменника
1
10/6,4
ГП505.03.00.000
218x2=436
25-30
0
—15—19
14—21
11890
3534
1398
28000
«газ—газ»
с вспрыском
3
10/6,4
ГП430.14.00.000
434X2=868
27—33
0
15—20
13—23
9625
4840
1900
61205
гликоля
2,5
16/8
ГП366.22.00.000
418X2=836
25—29
0—3
-15-
— 16
13—17
9700
5015
1850
68065
Теплообменника
5
8
ГП365.02.00.000
386X2=772
10-30
20-40
50
37
7850
4466
1300
34800
«газ—вода»
15/27
16/8
ГП366.47.00.000
2,03Х Х8= 16,24
50
13-33
-19
— 10—0
7935
2140
1950
3992
4900
Теплообмен-
5,4/10
16/8
ГП505.07.00.000
13,2
0—50
— 10—20
—20—
—10—5
8600
2160
1400
2940
ника «конденсат—конденсат»
25/35
3
ГП399.01.00.000
47X2=94
— 10—25
150—170
—15
220—250
95—170
8000
3470
2750
3280
6760
7/10
4
ГП492.01.00.000
47
-10-25
150—170
220—250
140—170
8000
2030
2330
7700
5070
7/10
4
(коррозионно-стойкое К2 исполнение)
ГП513.01.00.000
47
— 10-25
150-170
220—250
140—170
8000
1870
2330
5770
4290
Испарителя-
1
8
ГП505.05.00.000
220
—5—5
—10—
—25
-25
11770
3770
3130
4990
13950
холодильника
5
8
ГП366.48.00.000
941
0
— 15
—15
—25
—25
13460
4915
3870
16650
46200
50400
403403* Производительность приведена в числителе — по газу (в млн нм3/сут); в знаменателе — по конденсату (в м3/ч), Давление в числителе — в трубках, в знаменателе — в межтрубье.
403
403
£ Таблица 23.7
Техническая характеристика аппаратов воздушного охлаждения специального назначения
Показатели
АВ Г-160
АВГ-П-160
АВГ-125
АВОВ
Площадь поверхности теплообмена по ореб
7920
960
2700
13280
ренным трубам, м2
Рабочее давление в теплообменных сек
<16
16
16
<0,6
циях, МПа
Рабочая температура продукта при входе
150
100
ПО
100
в аппарат, °C
Минимально допустимая температура про
—20
—20
—20
>0
дукта, °C
Число теплообменных секций
4
2
3
16
Число рядов труб в секции
6
4
4
4
Число ходов по трубам в секции
3
2
2
4
Длина труб, м
8
4
6
8
Вентиляторы: тип
УК-2М
06-300М8
УК-2М
2ВГ70В
число
4
8
1
1
диаметр колеса, м
2,8
0,8
5
7
частота вращения колеса, об/мин
425
1430
250
170
Электродвигатели:
тип
число
мощность, кВт
исполнение по взрывозащите
ВАО82-6 4
40 ВЗГ
ВАО32-4
8
3
ВЗГ
ВАО81-4
1
40 ВЗГ
Невзрывозащищен
Габариты, мм: длина
9000
5450
6435
ное
8400
ширина
9470
3042
6550
11900
высота
5380
1810
4750
15000
Масса, кг
45 600
7800
18 150
Не более 75 000
Стандарт
ТУ 26-02-596—75
ТУ 26-02-420—72
ТУ 26-02-419—72
ТУ 26-02-800—78
Таблица 23.8
Штуцера вводов и выводов кожухотрубчатых теплообменников (см. рис. 23.2)
Штуцер
Число
Условный проход (мм) при ру, МПа
10/6,4
10/6,4
16/8,0
Л
Входа влажного газа
I
200
300
300
Б
Выхода влажного газа
1
200
300
300
В
Входа осушенного газа
I
200
300
300
Г
Выхода осушенного газа
1
200
300
300
д
Люка
2
80
200
100
Е
Резервный
4
50
50
50
Ж
Резервный
4
25
25
25
ный период не ниже —40 °C, в районах со скоростным напором ветра по III географическому району (СНиП П-6—74) и сейсмичностью до 7 баллов, а также в районах с холодным климатом при средней температуре в течение 5 сут подряд в наиболее холодный период —55°C (аппараты общего назначения).
Аппараты воздушного охлаждения общего назначения применяют для охлаждения жидких и газообразных потоков давлением до 6,4 МПа. Аппараты специального назначения при давлениях выше 6,4 МПа.
Из аппаратов воздушного охлаждения специального назначения в газовой промышленности применяют АВГ-160, АВГ-125, АВГ-П-160 (передвижной) и АВОВ. Аппараты АВГ-125, АВГ-П-160 предназначены для охлаждения природного газа, АВГ-16— природного газа и конденсации жидких углеводородов и АВОВ—для охлаждения охлаждающей воды (табл. 23.6).
ГЛАВА 24
АБСОРБЦИОННО-ДЕСОРБЦИОННОЕ (КОЛОННОЕ) И СОПУТСТВУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Колонное оборудование предназначено для осуществления многообразных процессов массопередачи, используемой в установках подготовки газа: установках абсорбционной (гликолевой) осушки газа, установках абсорбционной очистки газа от кислых компонентов (H2S, СО2), установках ректификации добытого жидкого углеводородного сырья, например стабилизации конденсата и т. п. Основными типами оборудования являются абсорбер и десорбер, сопутствующими — печи нагрева и стабилизации продукта.
Абсорбер (табл. 24.1, 24.2) служит для реализации процесса, в котором растворимый компонент газовой смеси погло-
Таблица 24.1
Характеристика абсорбера (см. рис. 24.1; Ж=Ю00 мм)
Показатели
Внутренний диаметр, мм
1200
,4600
2000
|2400
Давление, МПа
5,6
5,6/3,0
5,6
5,6/3,0
Размеры, мм: Л
710
1420/1420
1420
2130/3550
Б
9530
11800
12310
14550/17330
В
8870
10970
11 360
13430/16270
Г
7340
8800
9200
10600/12020
д
4040
4900
5100
6000/7420
Е
2800
2900
ЗОЮ
3300
3
300
450
500
600
И
1375
1805
2250
2690
S
26
32/20
40
46/26
Примечание. Число колпачковых тарелок равно 6.
Таблица 24.2
Характеристика штуцеров абсорберов (см. рис. 24.1)
Штуцер
Условный диаметр прохода (мм), при внутреннем диаметре абсорбера, мм
1200
1600
|2000 |
2400
/ Входа газа
200
300
300
350
// Выхода газа
200
300
300
80
III Входа ДЭГ
50
50
50
80
IV Выхода ДЭГ
50
50
50
100
V Дренажа
100
100
100
450
VI Люка-лаза
450
450
450
40
VII Регулятора уровня
40
40
40
15
VIII Манометра
15
15
15
15
IX Указателя уровня пара (флегмы)
15
15
15
15
Примечания. 1. Рабочие условия: давление 5,6 и 3 МПа, температура среды 25- и 40 °C, среда — диэтиленгликоль, газ.
2. Число колпачковых тарелок равно 6.
щается жидкостью (абсорбером). Контакт потоков газа и жидкости в абсорбере происходит следующим образом:
' прохождением газа через колонну с насадкой различного типа, орошаемой жидкостью;
прохождением газа через колонну, заполненную распыленной жидкостью;
барботированием газа через слой жидкости;
прохождением газа над поверхностью жидкости.
В целях достижения высоких значений коэффициентов мас- сопередачи конструкция абсорбера должна обеспечивать противоточное движение газа и жидкости.
В зависимости от вида контакта газ — жидкость в промышленности используют следующие основные типы абсорберов: тарельчатые (колпачковые, сетчатые, сегментные и т. д.); насадочные (кольца Рашига, седла Берля и т. д.); распылительные (скрубберы); пленочные или контактные.
Колонна для эффективного ведения абсорбционного процесса должна быть рассчитана исходя из следующих основных требований:
по равновесным соотношениям газ — жидкость должно быть определено количество жидкости, необходимой для поглощения требуемого компонента из газовой фазы;
по предельным нагрузкам (по газу и жидкости) должна •быть рассчитана производительность абсорбера и найдены площадь сечения и диаметр колонны;
по равновесным данным и материальному балансу должно быть найдено число теоретических тарелок, необходимых для достижения требуемой степени извлечения (поглощения) соответствующего компонента из газовой смеси абсорбентом (жидкостью) .
Наиболее широкое применение в промышленности нашел абсорбер тарельчатого типа (рис. 24.1). Это колонна, оборудованная тарелками с круглыми желобчатыми колпачками. В нижней части абсорбера размещен каплеотделитель (входной скруббер) с глухой тарелкой. Каплеотделитель представляет собой вертикальный жалюзийный или сетчатый сепаратор. В средней части абсорбера над глухой тарелкой размещены колпачковые тарелки. Число тарелок обычно бывает 4; 8; 16 в зависимости
от необходимой глубины осушки или очистки газа. Над тарелками установлена верхняя скрубберная секция (брызгоулови- тель).
Поток осушаемого или очищаемого газа поступает в абсорбер через входной скруббер под нижнюю глухую тарелку, далее проходит от тарелки к тарелке, барботируя через слой абсорбента, и, пройдя брызгоуловитель, выходит из колонны.. Поток абсорбента поступает в абсорбер противотоком (по отношению к потоку газа) на верхнюю тарелку, далее, переливаясь, через разделительную перегородку, жидкость стекает вниз от тарелки к тарелке, поглощая необходимый компонент из газового потока, который барботирует через слой абсорбента на каждой тарелке. Наконец, достигнув глухой тарелки, абсорбент, насыщенный извлекаемым из газа компонентом (Н2О; H2S; СО2 и т.д.), выходит из колонны и направляется на десорбцию (регенерацию). Поток осушенного (от Н2О) или очищенного (от H2S; СО2) газа по выходе из абсорбера направляется в газотранспортные магистрали.
Десорбер предназначен для реализации процесса разделения компонентов жидкой смеси путем ее частичного испарения и раздельного улавливания пара и остатка. Применяется для регенерации гликолей и растворов аминов, стабилизации конденсата и т. п. Более летучие компоненты разделяемой в десорбере смеси жидкости при этом имеют повышенную концентрацию в паре, а менее летучие — повышенную концентрацию я жидком остатке. Полнота разделения зависит от свойств компонентов, представляющих подлежащий десорбции жидкостный поток, и от способа проведения процесса разделения.
Используют следующие основные способы процесса разделения жидкости, реализуемые в десорбере:
выпаривание или однократную дистилляцию, когда в процессе испарения образующиеся пары обычно выделяются конденсацией;
ректификацию или многократную дистилляцию, когда пар непрерывно и в противотоке вступает в соприкосновение со сконденсированной порцией.
При выпаривании или однократном испарении потери остатка с паром выше, чем при ректификации. Питание ректификационной колонны обычно подается в среднюю ее часть. В этом случае части колонны, расположенные выше и ниже ввода питания, называются ректификационной и отгонной секциями.
Колонна, в которой исходная жидкость подается в верхнюю часть, называется отгонной. В таких аппаратах допустимо отказаться от возвращения части сконденсированных паров в виде флегмы в колонну. Более концентрированный раствор регенерируемого жидкостного потока может быть получен в ректификационных колоннах с подачей нескольких орошений.
Таблица 24.3
Характеристика десорбера (см. рис. 24.2, 24.3; Г=1500 мм, 5 = 400 мм)
Показатели
Внутренний диаметр, мм
400
600
800
1000
1200
1600
2000
Площадь теплообмена испарителя, мм2
16
25
16
40
25
100
40
50
50
100
50
80
100
100
Размеры, Б
мм:
14 200
15100
17 000
14 360—
14 900
18600
15400
17 600
18 150
18200
18 300
18 350
17 950
18 450
19 750
В
7400
8320
8300
7500—8050
9650
8460
8600
9150
9150
9250
9200
8800
9300
10 200
д
2600
2520
2600
2600—3150
3520
3260
2600
3150
3150
3260
3150
2660
3260
3260
Е
850
850
850
850
850
850
850
850
1000
1000
1000
1000
1000
1000
Ж
1600
1600
1600
1600
1800
1600
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
2100
И
520
520
730
730
930
1000
1150
1150
1350
1350
1800
1800
1800
2200
К
—
—
400
—
600
—
600
600
600
600
600
600
600
600
Л
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
12
12
12
12
о
<о
Характеристика штуцеров десорберов (см. рис. 24.2, 24.3)
Штуцер
Условный диаметр прохода (мм) при внутреннем диаметре десорбера, мм
400
600
800
1000
1200
11600
| 2000
Площадь теплообмена
испарителя, м2
25
16
40
25
100
40
50
50
100
50
80
[ 100
100
I Входа осушителя
80
50
80
80
80
100
100
100
100
100
100
100
150
II Выхода осушителя
80
50
80
80
80
100
100
100
100
100
100
100
150
III Выхода паров воды
50
200
50
300
80
300
300
300
300
300
300
300
300
IV Входа осушителя в испаритель
200
200
250
200
350
250
250
250
350
250
300
350
350
V Выхода осушителя из испарителя
250
200
250
200
350
250
250
250
350
250
300
350
350
VI Люка-лаза
250
250
250
450
250
450
450
450
450
45
450
450
450
VII Дренажа
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
VIII Термометра сопротивления
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
IX Сигнализатора уровня
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
X Регулятора уровня
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
XI Вакуумметра
—
15
—
15
—
15
15
15
15
15
15
15
15
XII Орошения
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
Примечания. 1. Рабочие условия: давление 0,43 МПа, температура 158 и 170 °C, 2. При диаметре десорбера 400 мм площадь теплообмена 16 и 25 м2,
Рис. 24.2. Десорбер с одним испарителем
М-
Рис. 24.3. Десорбер с двумя испарителями
Рис. 24.4. Испаритель трубчатого типа
Показатели
Внутренний диаметр, мм
400
600
800
1000
Площадь теплообмена, м2
16
25
40
50
80
100
125
Размеры, мм: В
3720
4720
3640
4140
3910
4610
4310
Г
1930
2930
1930
2430
1930
2430
1930
Д
2600
3520
2600
3154
2660
3260
2800
Е
900
900
880
880
1100
1580
1300
Ж
480
480
500
500
570
620
700
Таблица 24.5
Характеристика испарителей (рис. 24.4)
Примечание. Рабочие условия: давление в трубном пространстве 0,034—0,11 МПа; давление в межтрубном пространстве — 1,2 МПа; температура в трубном пространстве 158—164 °С„ в межтрубном — 179—183 °C; среда в трубном пространстве — диэтиленгликоль, в межтрубном — водяной пар.
В промышленности, как правило, используют десорберы двух типов: тарельчатые (табл. 24.3, 24.4) и насадочные. Конструктивно десорберы колонного типа аналогичны абсорберам. Наиболее широко применим десорбер тарельчатого типа с одним, (рис. 24.2) или двумя испарителями (рис. 24.3).
Для выпаривания абсорбированных компонентов насыщенный абсорбент необходимо нагревать в подогревателях-испарителях до температур, обеспечивающих отгонку (испарение) поглощенного абсорбентом компонента. Для этих целей широко* применяют подогреватели-испарители трубчатого типа (рис. 24.4, табл. 24.5, 24.6) наружного (вне колонны десорбера) исполнения.
Колонное и подогревательно-испарительное оборудование в: блочном исполнении разработано для комплектации установок, подготовки газа по типовым технологическим схемам.
Таблица 24.6
Характеристика штуцеров испарителей (см. табл. 24.5, рис. 24.4)
Штуцер
Условный диаметр прохода (мм) при внутреннем диаметре испарителя, мм
400
600
800
1000
I Входа ДЭГ
200
250
300(350)
400
II Выхода ДЭГ
200
250
300(350)
400
111 Входа пара
50
50
80(100)
80
IV Выхода пара
25
50
50(80)
50
V Дренажа
50
50
50
50
Примечания. 1. Давление в межтрубном пространстве 1,2 МПа.
2. При внутреннем диаметре 400 мм площадь теплообмена равна 16 и 25 мм2, при •600 мм —40 и 50 мм2, при 800 мм — 80 и 100 (в скобках) мм2, при 1000 мм — 125 мм2.
Таблица 24.7
Техническая характеристика автоматизированных блоков регенераторов гликоля и метанола, используемых для оснащения установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
Условное обозначение блока
Среда
Производительность, М3/ч
Регенерации гликоля
ГП494.01.00.000
Гликоль
5
То же
ГП457.01.00.000
»
10
»
ГП330.01.00.000
ДЭГ
1
»
ГП505.12.00.000
»
0,24
Регенерации метанола
ГП329.01.00.000
Метанол
0,5
Продолжение
Блок
Концентрация реагента. % (вход/выход)
Тепловая мощность, кДж/ч
Габариты, мм
Масса блока, кг
Длина
Высота
Ширина
Регенерации гликоля
97/99,5
8,4
11 000
15 500
3150
29 000
То же
97/99,5
14,7
11 000
15 250
3150
51 900
»
70/80
6,3
9000
12 270
3150
20 311
»
70/80
2,1
7000
12 050
3150
9 892
Регенерации метанола
40/90
16,7
10 000
16 065
3150
18 997
Автоматизированные блоки колонного оборудования, регенераторов гликоля и метанола, огневых подогревателей и блоки топливного газа (табл. 24.7—24.9) используют для оснащения установок низкотемпературной сепарации с инжекцией гликоля или метанола, установок стабилизации конденсата и установок осушки газа производительностью по газу до 10 млн. м3/сут на рабочее давление до 8 МПа. Они позволяют осуществлять стабилизацию конденсата с расходом до 35 м3/ч в одной колонне. Блоки регенераторов дают возможность производить на уста-
Техническая характеристика автоматизированных блоков колонного оборудования, используемых для оснащения установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
Условное обозначение блока
Производительность по сырью
Давление, МПа
Температура, °C
Габариты, мм
i s
8
1
|1 ° а
Ss
Л
8
§
диаметр
1
|
ё
Абсорбера
ГП365.04.00.000
5*
8,0
20—40
90
16000
2100
3600
34 700
8**
20-40
60
Колонного агрегата абсорбционной осушки газа
ГП563.00.000
10*
8,0
5—45
90
16 390
2100
4200
67000
5-45
60
То же
ГП399.03.00.000
35000***
2,5
270
—
31090
2300
3510
40 550
—10—5
Дебутанизатора для стабилизации конденсата (коррозионно-стойкое К2 исполнение)
ГП492.03.00.000
6—14**
4,0
250—270
40—70
—
25 400
1880
3350
27 000
То же
ГП529.03.00.000
6—14**
4,0
220—250
—
25 600
1880
3800
21200
40—70
То же (хладостойкое исполнение)
ГП529.03.00.000
6—14**
4,0
220—250
—
25 600
1880
3800
22 550
.* млн. м3/сут.
±м3/ч.
уз *** КГ/Ч1
Техническая характеристика автоматизированных блоков огневых подогревателей и топливного газа, используемых при оснащении установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
Обозначение блока
Производительность, м3/ч
Тепловая мощность, кДж/ч
Печь стабилизации для подогрева конденсата перед подачей его в колонну (коррозионно-
ГП492.04.00.000
—
2,8.10е
стойкое К2 исполнение)
То же
ГП399.04.00.000
,—
13,9.10е
Печь подогрева газа в установке адсорбционной осушки
ГП365.03.00.000
31600*
11,1•10»
Блок подогрева теплоносителя (ДЭГ)
То же
ГП364.06.00.000
12,5**
—
ГП430.19.00.000
25**
—
Блок топливного газа
ГП430.22.00.000
100*
То же
ГП430.23.00.000
1000*
—
* По газу.
** По ДЭГ.
Продолжение табл. 24.9
Блок
Площадь поверхности нагрева, М2
Давление, МПа
Температура, °C / вход \
\ выход)
Габариты, мм
Масса блока, кг
высота
длина
ширина
Печь стабилизации для подогрева конденсата перед подачей его в колонну (коррозионно-стойкое К2 исполнение)
51—35
3,0
215/250
21910
4600
4400
30 000
То же
259—105
3,0
215/250
33 915
6960
5400
46 200
Печь подогрева газа ® установке адсорбционной осушки
120—80
8,0
0/147
24 000
6200
5430
36 730
Блок подогрева теплоносителя (ДЭГ)
27,6
Атмосферное
50/100
11 374
9000
3300
11746
То же
33,4
То же
50/100
0—100
11450
9785
3000
14 240
Блок топливного газа
—
13,8
0-100
3140
5030
2000
1820
То же
—
8,0
0—100
0—100
4000
6000
1950
2700
новках осушки газа регенерацию гликоля до 99,5% (производительность по гликолю до 10 м3/ч), а на установках низкотемпературной сепарации регенерировать гликоль до 80% (производительность до 1 м3/ч). Блок регенерации метанола позволяет регенерировать метанол до 90% (производительность 0,5 м3/ч).
ГЛАВА 25
ОБОРУДОВАНИЕ, УСТАНОВКИ И УСТРОЙСТВА
ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА
В процессе эксплуатации технологических установок промысловой подготовки газа и конденсата режим работы технологических установок во многом определяется эффективностью работы оборудования, установок и устройств для получения холода. К ним относят штуцера или дроссели адиабатического расширения газа, холодильные машины абсорбционного и парокомпрессорного типов, расширительные машины (детандеры поршневые или центробежные) для дросселирования газа с совершенствованием внешней работы. Дросселирование или расширение газа на установках подготовки может быть осуществлено" с помощью специальных профильных сопел. К этому типу оборудования могут быть отнесены эжекторы, позволяющие одновременно дросселировать основной поток газа и утилизировать потоки низкотемпературных газов.
Регулирующие устройства (дроссели) предназначены для регулирования режима работы скважин. Изготовляются по ТУ 26-16-41—77 «Дроссели регулируемые типа ДР» и подразделяются по условиям эксплуатации на три группы:
для умеренной климатической зоны и некоррозионной среды; для холодной климатической зоны и некоррозионной среды; для умеренной климатической зоны и коррозионной среды. Режим работы скважины регулируют дросселированием потока рабочей среды изменением площади кольцевого прохода.
Техническая характеристика регулируемых дросселей типа ДР-65Х350
Диаметр условного прохода, мм 65
Рабочее давление, МПа 35
Группа исполнения а, б, в
Тип присоединения дросселяФланцевый
Температура рабочей среды, °C <120
Габариты, мм: длина 343
ширина 320
высота 605
Масса, кг 57
Стандартные штуцера или дроссели используют в установках низкотемпературной сепарации газа в качестве узла получения холода. Подбор размеров этих штуцеров основан на принципе
Техническая характеристика штуцеров типа ШР
Параметры
ШР-10
ШРП-1
ШРПВ-60
ШРПВ-100
Условное давление, МПа
10
32
32
16
Условный проход, мм
200
100
100
150
Максимально допустимый перепад давления, МПа
2,5
16
—
Диапазонрегулирования
дроссельного отверстия, мм
—-
—
0—60
54—78,5
Давление питания, МПа
0,4—0,6
0,25
—
—.
Давление управления, МПа
0,02—0,1
0,02—0,1
—
—
Температура среды, °C
Габариты, мм:
—30— +50
—30— +50
—401-50
-40- +5»
с пневмоприводом
380X850X 550
390X490
720Х356Х
1110
944X391X 1362
с ручным приводом
Масса, кг:
—
720Х450Х
1095
944X450X 1360
с пневмоприводом
124
34,5
323
421
с ручным приводом
—
—
318
416
критического истечения газа через дроссель (адиабатическое расширение газа без совершения внешней работы).
Штуцера (табл. 25.1) регулируемые типов ШР применяют для дистанционного автоматического регулирования дебита газовых скважин путем изменения проходного сечения. Они могут быть использованы в качестве пневмоприводного исполнительного механизма.
Турбодетандерные агрегаты предназначены для получения холода в установках НТО, основаны на принципе политропического расширения газа с совершением внешней работы. Внешняя работа, вырабатываемая турбодетандером, может быть использована для вращения вала компрессора, в котором газ дожимается до давления в газопроводе. В турбодетандере в зависимости от степени расширения газа может быть получена высокая холодопроизводительность агрегата, обеспечивающая поддержание низкотемпературного режима сепарации газа на установке НТС на завершающих стадиях эксплуатации месторождений. В газовой промышленности используют турбодетандерные агрегаты (детандер-компрессор) типа ТДА-3 и ТДА-5 (табл. 25.2).
Эжекторы (рис. 25.1, табл. 25.3) служат для эжектирования низконапорного газа высоконапорным. Так, эжекторы широко^ применяют на установках низкотемпературной сепарации газа для эжектирования газа дегазации из разделительных емкостей.
t^ Таблица 25.2
Техническая характеристика турбодетандерных агрегатов
Агрегат
Производительность
Давление на входе, МПа
Степень расширения газа в турбине
Степень сжатия газа в компрессоре
Перепад температур в турбине, °C
Частота вращения ротора, об/мин
Моторесурс, ч
Масса блока, кг
Блочный турбодетандерный для охлаждения газа в системах транспорта БТДА-5-100-ХЛ1 (ТУ 51-861—79)
5,0*
10,0
1,3
1,10
16
9700
2500
16000
То же, для охлаждения газа в системах подготовки БТДА-5-100-1-ХЛ1 (ТУ 51-861—79)
5,0*
10,0
h3
1,10
16
9700
2500
16000
То же, БТДА-100-13УХЛ
10,0*
9,0
1,53
1,25
24
9700
3000
16 000
Турбодетандер-компрессор для охлаждения газа в системах подготовки ТКО 25/64
25**
6,4
1,143—1,354
1,065—1,153
16
6500—7000
4000
12 250
То же, в системах переработки ТКО 75/42
75**
4,2
1,8
1,18
28
9000—11 000
4000
12 250
То же, в системах подготовки и переработки АДК-100-70
100**
7,0
1,8
1,17
21
9000—11 000
4000
12 250
* млн. нм’/сут.
** м3/мин.
5
I
Рис. 25.1. Эжектор:
/ — корпус; 2 — сопло; 3 — камера смешения; 4 — кожух; 5 — диффузор; а — вход эжек* тирующего газа; б — вход эжектируемого газа; в — выход смеси
В этом случае эжекторы устанавливают вместо штуцеров (дросселя) перед низкотемпературным сепаратором. Если на промысле стабилизация газового конденсата производится ступенчато, то эжектирование также можно проводить ступенчато» т. е. высоконапорным газом для последней ступени дегазации является газ дегазации последующей ступени и т. д.
Эжекторы применяют также в обвязке компрессорных станций для закачки газа в подземные хранилища. Эжекторы устанавливают на нагнетательной линии, а их камеры смешения соединяют с всасывающим коллектором. Такая обвязка в первый период закачки газа, когда пласт может принимать газ значительно более низкого давления, чем давление нагнетания, позволяет сократить число компрессоров или энергетические затраты на компрессорных станциях подземных хранилищ.
Возможность использования эжекторов огромная. Например, их можно применять непосредственно при добыче газа, используя газ газовых залежей высокого давления для эжекти- рования газа залежей низкого давления.
Холодильные машины (табл. 25.4—25.6) в установках низкотемпературной сепарации газа на стадии их эксплуатации, когда холодопроизводительность дросселируемого газового потока перестает обеспечивать проектный температурный режим технологического процесса промысловой подготовки газа.
Холодильные машины в схеме низкотемпературной сепарации природного газа включаются установкой испарителя вместо Дросселя (штуцера).
В испарителе кипящий в межтрубье аппарата хладагент (аммиак, пропан или т. п.) охлаждает природный газ, прохо- 420
Техническая характеристика газовых эжекторов
Эжектор
Рабочее давление газа, МПа
Диаметр камер смешения, мм
Диаметр сопел, ММ
Температура газа, °C
Габариты, мм
Масса, кг
эжекти- рующего
эжектируе- мого
Ширина
Высота
Длина
ЭГ-1
16,0
0,5—7,0
16—45
10—24
-20-20
285
530
1450
220
эг-з
6,4
0,5—2,5
30—100
20—50
-30-20
285
530
1720
340
ЭГ-4
10,0
0,5—2,5
16-45
10-30
-20-20
285
530
1170
225
ЭГ-5
16,0
0,5—7,0
16-36
10—24
—70—20
285
530
1530
220
ЭГ-6
16,0
0,12—5,0
30—70
20—60
—30—50
350
580
1775
352
ЭГ-13-61
16,0
0,5—7,0
16-49
8—34
—50—20
350
470
1375
350
Таблица 25.4
Удельные затраты (на 4200 кДж) энергоресурсов по типам холодильных машин
Ресурсы
Температура кипения хладагента, °C
Парокомпрессионные
поршневые
турбокомпрессоры
аммиачные с конденсаторами водяного охлаждения
С водяными конденсаторами
с конденсаторами водяного охлаждения
с конденсаторами воздушного охлаждения
с конденсаторами и с газовыми приводами
Электроэнергия, кВт-ч
Вода оборотная при перепаде температур в 5 °C, м3
Вода горячая (м3) или пар (кг)
Топливный газ, нм3
-54- —55
-54- -55
-54- -55
—54- —55
0,3-1,0 0,24—0,38
0,27—0,4
0,16—0,5
0,36—1,35
0,28—0,46
0,48—1,58
0,11—0,2
0,175—0,65
Окончание табл. 25.4
Ресурсы
Абсорбционные водоаммиачные
с водяным охлаждением
с воздушным охлаждением
с газовым обогревом и водяным охлаждением
с газовым обогревом и воздутпным охлаждением
Электроэнергия, кВт-ч
0,019—0,034
0,2—0,34
0,034—0,07
0,21—0,38
Вода оборотная при перепаде температур в 5 °C, м3
0,31—0,47*
—
0,31—0,47*
Вода горячая (м3) или пар (кг)
0,16—0,24 (вода при /=1004-170 °C)
4,1—9,5 (пар при р=0,25 4-0,65 МПа)
—
Топливный газ, нм3
—
—
0,27—0,6
0,32—0,7
* При перепаде температур от 10 до 25 °C.
Технико-экономические показатели холодильных станций номинальной холодопроизводительностью 26,4 МДж/ч при температуре кипения —25 °C
Тип
Я/
до У
В SЯ
2 уя
So я
Ю О. о я О
s" а
*
g
i е
в о
§ 5
g 3
Энергоресурсы
0 °
& °
с
ч о;
Е СУ 2
2
id
Ч С 2 О у
5 5 5
■
3
§
И о
О .У
AS
1 у
о ° 03 о
Компрессоры двухступенчатыеоппозитивные
ДАО-750 с конденсаторами водяного охлаждения Турбокомпрессоры пропановые с конденсаторами водяного охлаждения АТКП-335 Турбокомпрессоры аммиачные с конденсаторами воздушного охлаждения АТКА-545 Турбокомпрессоры на базе АТКА-545 с конденсаторами воздушного охлаждения и газовым приводом Газомотокомпрессоры с конденсаторами водяного охлаждения 10ГКН2/169-15 Водоаммиачная абсорбционная машина с аппаратами водяного охлаждения АВХМ-1600/25 Водоаммиачная абсорбционная машина с аппаратами водяного охлаждения и газовым обогревом АВХМ-1600/25 Водоаммиачная абсорбционная машина с аппаратами воздушного охлаждения АВХМ-1600/25 Водоаммиачная абсорбционная машина с аппаратами воздушного охлаждения и газовым обогревом АВХМ-1600/25
6
2
4
1
2
1
2
1
5
1
з/~
3/-
4/-
4/-
27,7
31,9
29,4
29,4
29,4
31,5
31,5
26,9
26,9
5,2
3,16
7,68
4,3
11,6
5,5
11,0
6,0
0,075 0,05
0,3 0,19
0,45 0,375
2,0
1830*
2350*
100*
100
2150
2700**
1275***
2700**
2300
1750
2930
2940
2950
1296
1686
648
1752
432
1752
432
2460
1080
1140
72
1140
72
1765
72
1765
72
535
470
600
600
810
600
700
980
1100
1,6
2,2
38****
1,74
* При температуре 5 °C.
** При температуре 10 °C.
*** Горячая вода.
**** Пар, р=0,35 МПа.
Техническая характеристика абсорбционных холодильных машин с водоаммиачным циклом, используемых для охлаждения газа в газопроводах, в установках НТО и т. п.
Показатели
X с
X <
9
5 X с
н
X <
8
X и <
|
X и <
о
< X (У с
I
< X
<
5с
S X
Холодопроизводительность, МВт
0,58
1,16
2,33
3,14
7,33
4,65
0,58
9,3
2,32
Температура кипения аммиака, °C
-45
—45
-25
— 10
-5
—15
—30
—5
—30
Температура охлаждающей воды, °C
25
25
25
25
25
25
28
25
30
Давление греющего пара, МПа Расход:
0,54
0,54
0,41
—
0,22
0,31
0,44
0,22
—
греющего пара, т/ч
4,3
8,6
10,7
—
25
20
3,8
28
—
отходящего газа, тыс. нм3/ч
—
—
—
9,32
—
—
—
—
38
охлажденной воды, м3/ч
250
500
700
446
1300
1000
250
1500
—
горячей воды, м3/ч
220
440
—
—
—
—
—
—
—
Тепловой коэффициент
Габариты, мм:
0,23
0,23
0,37
0,45
0,51
0,43
0,29
0,5
—
длина
15 000
20 000
20 000
24 000
32 400
12 000
30 000
8600
ширина
13 000
15 000
40 000
18 000
16 000
10800
22 000
85 000
высота
11 200
14 800
14 800
19 300
13000
18 500
20 000
12 306
дящий по трубкам аппарата. Пары хладагента из испарителя направляются на конденсацию (ожижение) компрессионным или абсорбционным методом. Охлажденный до необходимой температуры сепарации (обычно —15 °C) природный газ из испарителя идет на сепарацию в низкотемпературный сепаратор.
Холодильные машины служат также для охлаждения газа на компрессорных станциях с целью увеличения подачи газа по магистральным газопроводам.
ГЛАВА 26
КОМПРЕССОРНОЕ И НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Компрессорное и насосное оборудование используют для перекачки газов и жидкостей при освоении и эксплуатации скважин на дожимных компрессорных и насосных станциях, на промыслах, газо- и конденсатопроводах.
Компрессорное оборудование подразделяют в основном на два класса: компрессоры, в которых компримирование основано на принципе вытеснения (поршневые, винтовые, ротационные); компрессоры, в которых компримирование осуществляется за счет сообщения газу большой скорости с последующим преобразованием кинетической энергии потока в потенциальную (центробежные, осевые). Компрессорное оборудование классифицируют также по типу привода компрессора.
В газовой промышленности широкое применение нашли: передвижное компрессорные установки, используемые при освоении скважин; поршневые газомотокомпрессоры для технологических нужд промысла, а также на дожимных и линейных компрессорных станциях; центробежные компрессорные машины, используемые на линейных компрессорных станциях.
Передвижные компрессорные установки представляют собой автономные блочные компрессорные станции, смонтированные на салазках или какой-либо другой транспортной базе (табл. 26.1), и используются при освоении скважин, проведений операций газлифта обводнившихся газовых и нефтяных скважин, а также для других технологических операций. Обеспечивают давление нагнетания 1,7—40 МПа и подачу газа 3,5—88м3/мин.
Установка УКП-8-80 предназначена для освоения скважин, установки КС-16/100, КПУ-16/250, АК-7/200, ДКС-7/20А, ДКС-3,5/200 и ДКС-3,5/400— для освоения и бурения скважин, установки КС-550 и КС-1000 — для сбора низконапорного газа и газлифтной эксплуатации скважин.
Газомотокомпрессоры — это компрессорные агрегаты, в которых силовая часть соединена с компрессорной общим коленчатым валом и рамой, они предназначены для перекачки газа и сжатия в технологических процессах.
КС-550
18; 19,5; 29; 88
0,1; 0,4;
0,4; 2,5
кс-юоо
35
0,5
КС-16/100
16
ОД
(КПУ-16/100) КПУ-16/250
16
0,1
АК-7/200
7
0,1
ДКС-7/20А
7
0,1
200ТПДКС-3,5 (ДКС-3,5/200)
3,5
0,1
ДКС-3,5/400
3,5
0,1
6ВКМ-25/В
25,9
0,1
ПД-12/125
12
0,1
СД-9/101
9
0,1
МаркаПодача, м3/минДавление, МПаПриводМощность привода, кВтРасход топлива, кг/чТранспортная базаГабариты, ммМасса установки, кгнаприемена выкидедлинаширинавысотаУКП-8-8080,18,0Дизель В2-30022043Гусеничная те-66152650287016 100МаркаПодача, м3/минДавление, МПаПриводМощность привода, кВтРасход топлива, кг/чТранспортная базаГабариты, ммМасса установки, кгнаприемена выкидедлинаширинавысотаУКП-8-8080,18,0Дизель В2-30022043Гусеничная те-66152650287016 100* Таблица 26.1Техническая характеристика передвижных компрессорных установок* Таблица 26.1Техническая характеристика передвижных компрессорных установок
Марка
Подача, м3/мин
Давление, МПа
Привод
Мощность привода, кВт
Расход топлива, кг/ч
Транспортная база
Габариты, мм
Масса установки, кг
на
приеме
на выкиде
длина
ширина
высота
УКП-8-80
8
0,1
8,0
Дизель В2-300
220
43
Гусеничная те-
6615
2650
2870
16 100
Марка
Подача, м3/мин
Давление, МПа
Привод
Мощность привода, кВт
Расход топлива, кг/ч
Транспортная база
Габариты, мм
Масса установки, кг
на
приеме
на выкиде
длина
ширина
высота
УКП-8-80
8
0,1
8,0
Дизель В2-300
220
43
Гусеничная те-
6615
2650
2870
16 100
* Таблица 26.1
Техническая характеристика передвижных компрессорных установок
* Таблица 26.1
Техническая характеристика передвижных компрессорных установок
1,7; 6,4;
2,5; 5,5
Газовый двигатель ГМ-8
400
168
10,0
Газовый двигатель
736
278*
10,0
206ГМ-16/100
300
68
25,0
То же
300
68
20,0
ДК-Ю
(2 агрегата)
100X2
34X2
20,0
дк-ю
(2 агрегата)
100X2
34X2
20,0
ДК-Ю
130
34
40,0
ДК-Ю (2 агрегата)
130X2
34X2
0,8
То же
163
34X2
2,5
»
220
34X2
10,1
»
200
34X2
лежка ТГТ-200 «Восток»
Салазки
6 600
3390
4050
59 000
Салазки
6 600
4510
3820
90 000
Автоприцеп
10 860
3140
3450
23 500
4МЗАП-5204
То же
10 860
3140
3450
23 500
Салазки
5100
3000
3000
23000
КрАЗ-255Б
8 650
2700
3750
6 800
Гусеничный трактор-тягач
6350
3100
3000
17 000
ГТ-Т
То же
6 350
3100
3000
17 000
»
3 000
1060
1705
3 200
»
7 850
2500
3080
9 600
»
9 660
3000
3600
20 000
Газомотокомпрессоры 8ГКМ (табл. 26.2) имеют четырехтактный газовый двигатель. Газотопливная система состоит из редуктора, крана для подачи газа, газосмесителя и коллектора рабочей смеси. Для зажигания смеси используют свечи АС-170, магнето М-56 с правым вращением завода и ручным регулированием. Расход смазочного масла двигателя не превышает 82 г на единицу мощности; расход компрессорного масла 200 г/ч. Запуск двигателя производится сжатым воздухом при давлении 2 МПа от пусковых баллонов вместимостью не менее 200 л. Компрессор охлаждается водой (температура на входе до 35 °C, на выходе до 50—60°C).
Газомотокомпрессоры 10ГКМ и 10ГКН (табл. 26.3) имеют двухтактный газовый двигатель с контурной продувкой и У-об- разным расположением силовых цилиндров. Газовое топливо при давлении 0,2—0,25 МПа через газовпускной клапан подается непосредственно в цилиндр, где в момент сжатия газа после перекрытия поршнем воздуховпускных окон цилиндра образуется горючая смесь. Компрессор снабжен низковольтной системой зажигания.
У компрессоров 10ГКН имеются два газотурбокомпрессора, являющиеся первой ступенью системы наддува силовых цилиндров. ■
Применение системы наддува силовых цилиндров повысило мощность этих компрессоров до 1100 кВт. Мощность компрессора 10 ГКМ равна 736 кВт.
Развитие поршневого газомотокомпрессоростроения привело к созданию более мощных компрессоров МК-8, ГПА-5000 и ДР-12( табл. 26.4). Созданы и используются поршневые компрессоры с приводом от электродвигателя.
Центробежные компрессоры (нагнетатели) с приводом от газотурбинных стационарных двигателей, авиационных двигателей и электродвигателей представлены широким набором компрессорных машин, обеспечивающих возможность перекачки природного газа по газопроводам при давлениях от 2,5 до 7,5 МПа (табл. 26.5). Эти агрегаты обеспечивают подачу газа в зависимости от типа нагнетателя и привода в объеме от 11 до 50 млн. м3/сут в одном агрегате. Разрабатываются центробежные газокомпрессоры технологического назначения на давления 35 и 50 МПа.
Насосное оборудование подразделяют по назначению на несколько групп.
Нефтяные насосы (табл. 26.6) предназначены для перекачивания нефти, нефтепродуктов, сжиженных углеводородных газов и других жидкостей, сходных с указанными по физическим свойствам (плотность, вязкость и др.) и коррозионному воздействию на материал деталей насосов. Перекачиваемая жидкость не должна содержать более 0,2% по массе твердых взвешенных
Таблица 26.2
Техническая характеристика газомотокомпрессоров типа 8ГКМ
Марка
Подача, м3/мин
Число
ступеней сжа
тия
Давление, МПа
Габариты, мм
Масса агрегата, кг
на приеме
на вы- киде
длина
ширина
высота
8ГКМ 1/1-4
60
1
0,1
0,4
4430
3380
2595
25 280
8ГКМ 3/2,2-9,5
495
3
0,22
0,9
4430
3520
2595
21 900
8ГКМ 1/16-30
164
1
1,6
3,0
4430
3300
2595
20 200
8ГКМ 2/1-14
35
2
0,1
1,4
4430
3380
2595
20 280
8ГКМ 2/1-26
24
2
0,1
2,6
4430
3380
2595
23 700
8ГКМ 2/1,1-14
17
2
0,11
1,4
4430
3380
2595
23 200
14Д20/50
45
1
2,0
5,0
4430
3380
2595
23 400
8ГКМ 2/1,3-14,3
32
2
1,3
14,3
4430
3380
2595
23 400
8ГКМ 2/1,3-28,5
24
2
1,3
28,5
4430
3380
2595
22 000
8ГКМ 2/2-17
36
2
0,2
1,7
4430
3380
2595
23 500
8ГКМ 2/3-15
56
2
0,3
1,5
4430
3300
2595
20 000
8ГКМ 3/1-50
22
3
0,1
5,0
4430
3380
2595
22 000
8ГКМ 2/1-17
30
2
0,1
1,7
4430
3380
2590
20 000
8ГКМ 1/38-55
250
1
3,8
5,5
4430
3300
2595
21 200
8ГКМ 2/3,5-45
29
2
0,3
4,5
7135
5190
2945
70 700
8ГКМ 1/21-51
98
1
2,1
5,1
7135
5190
2945
65 400
8ГКМ 1/7-15
115
1
0,7
1,5
7135
5190
2945
63 500
Примечание. Для двигателя: мощность 220 кВт; частота вращения вала 350 об/мин; диаметр цилиндра 280 мм; ход поршня 318 мм; число цилиндров 8; среднее эффективное давление 0,5 МПа.
Таблица 26.3
Техническая характеристика газомотокомпрессоров типа ЮГКМ и 10ГКН
Марка
Подача, мЗ/мин
Число ступеней сжатия
Давление, МПа
Габариты, мм
Масса агрегата, кг
на приеме
на вы- киде
длина
ши
рина
высота
ЮГКМ 1/1,7-6
225
1
0,17
0,6
7135
5380
2945
61900
ЮГКМ 1/3,5-14
190
1
0,35
1,4
7135
5380
2945
61900
ЮГКМ 1/14-40
266
1
1,4
4,0
7135
5380
2945
61900
ЮГКМ 2/1,5-17,4
112
2
0,15
1,74
7135
5255
2945
68 500
ЮГКМ 2/1,6-11,1
112
2
0,16
1,П
7135
5255
2945
68 500
ЮГКМ 2/0,79-15
35
2
0,079
1,5
7135
5255
2945
68 820
ЮГКМ 2/2-25
95
2
0,2
2,5
7135
5910
2945
65 000
ЮГКМ 2/4-25
36
2
0,4
2,5
7135
5380
2945
64 500
ЮГКМ 2/4-35
118
2
0,4
3,5
7135
5380
2945
58 500
ЮГКМ 1/25-55
336,6
1
2,5
5,5
7750
5400
3420
71 730
ЮГКМ 1/14-35
260
1
1,4
3,5
7750
5400
3420
68 880
ЮГКМ 1/6-16
417,1
1
0,6
1,6
7750
5400
3420
68 000
ЮГКМ 1/11-26
494,8
1
1,1
2,6
7750
5400
3420
65 890
ЮГКМ 1/17-35
609,8
1
1,7
3,5
7750
5400
3420
65 510
ЮГКМ 1/23-42
743,2
1
2,3
4,2
7750,
5380
3420
65 000
428
Марка
Подача, м3/мин
Число ступеней сжатия
Давление, МПа
Габариты, мм
Масса агрегата, кг
на приеме
на вы- киде
длина
ширина
высота
ЮГКМ 1/25-55-1
566
I
2,5
5,5
7750
5400
3420
69 650
ЮГКМ 1/55-125
529
1
5,5
12,5
7750
5310
3420
68 500
ЮГКМ 2/1,69-15
109,5
2
0,169
1,5
7750
5400
3420
73 030
ЮГКМ 2/2-25
143,8
2
0,2
2,5
7750
5400
3420
69 300
ЮГКМ 2/4-35
177,3
2
0,4
3,5
7750
5400
3420
74 280
ЮГКМ 2/15-174
146,2
2
1,5
17,4
7750
5400
3420
72 852
ЮГКМ 4/1-55
88
4
0,1
5,5
7750
5400
3420
67 522
ЮГКМ 1/47,4-56
2083
1
4,74
5,6
7750
5400
3420
67 522
ЮГКМ 1/24-38,6
833
1
2,4
3,86
7750
5400
3420
67 522
ЮГКМ 1/36,5-55
1133
1
3,65
5,5
7750
5310
3420
65 000
ЮГКМ 1/16-50
336,6
1
1,6
5,0
7750
5310
3420
71 900
10ГКМ 1/9,5-12,5
120,8
1
0,95
1,25
7750
5380
3420
67 000
ЮГКМ 2/5-55
170
2
0,5
5,5
7750
5190
3420
69 500
ЮГКН 1/4-16
225
1
0,4
1,6
7750
5350
3420
66 500
ЮГКН 1/5-16
3083
1
0,5
1,6
7750
5350
3420
66 500
ЮГКН 1/16-40
483,3
1
1,6
4,0
7750
5350
3420
72 900
ЮГКН 2/25-250
153
2
2,5
25,0
7940
5350
3420
70 000
ЮГКН 2/50-250
241
2
5,0
50,0
7940
5350
3420
72 500
ЮГКН 4/2-150
91
4
0,2
15,0
3075
5350
3420
72 500
Примечание. Для двигателя: мощность 1100 кВт; частота вращения вала 300 об/мин; диаметр цилиндра 355 мм; ход поршня 356 мм; число цилиндров 10.
частиц размером не более 0,2 мм. Привод насосов — взрывобезопасные электродвигатели исполнения ВЗГ и ВЗТ4.
Насосы, изготовляемые в различных климатических исполнениях и различных категорий, предусмотренных ГОСТ 15150—69, ГОСТ 23447—79Е, предназначены для работы или вне помещений, или в помещениях, но в тех, где по условиям работы возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров или пыли с воздухом, относящихся к категории взрывоопасности 1,2,3 и группам Ti, Т2, Т3 и Т4 согласно классификации ПИВРЭ.
Техническая характеристика поршневых ГПА
Показатели
С приводом от газомотокомпрессора
С приводом от электродвигателя
|
5
К
и.
g
о
О)
П
|
СО
Мощность, кВт
441
736
1104
2060
3680
5500
4000
5000
2500
Частота вращения вала, об/мин
600
300
300
300
375
330
375
375
300
Число цилиндров двигателя
8
10
10
8
16
12
—
.—
Число цилиндров компрессора
4
5
5
4
6
6
6
6
4
(наибольшее)
К. п. д. двигателя, %
27,5
22,6
30
36
35
36
96
96
96
Давление газа на входе в ком-
0,3—0,35
2,5
3—3,8
2,5—
3,1—4,4
3,5—4,5
0,25—0,45
3,5—4
3,5—4,4
прессор, МПа
Давление газа на выходе ком-
1,3—1,5
5,5
5,6
4,3
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
прессора, МПа
Подача, млн. м3/сут
0,120—
0,554
0,984—
1,54—
4,5—10,5
8,04—
0,68—0,87
7,8—9,14
4,15—
0,166
1,248
5,28
13,3
5,85
Масса, т
25,2
58,5
63,6
126,8
127
270
НО
112,3
75,6
Удельная масса, кг/кВт Габариты, м:
57
79,7
57,6
60,8
34,5
43,0
27,2
22,5
30,3
длина
6,6
9,2
16,5
10,8
ширина
3,4
5,2
10,5
10,6
высота
4,0
3,3
5Д
5,2
* Спаренный ГПА.
Таблица 26.5
Техническая характеристика центробежных нагнетателей (компрессоров)
Марка
Нагнетатель
Привод
Габариты, м
Масса, кг
Подача, млн. м3/сут
Степень сжатия
Давление, МПа
Марка
Мощность, МВт
Расход топлива, мЗ/час
длина
ширина
высота
на приеме
на вы- киде
Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты
280-11-2
12,0
1,2
4,56
5,49
ГТ-700-4
4,0
2600
9,2
3,3
3,4
141 000
280-12-4
13,0
1,24
4,41
5,49
ГТ-700-5
4,25
1770
7,3
3,3
2,8
130 000
260-13-2
14,3
1 24
4,41
5,49
ГТК-5
4,4
1760
7,3
3,3
2,4
130 000
370-17-1
20,0
1,24
4,41
5,49
ГТ-750-6
6,0
2320
9,3
3,2
3,3
118 000
Н-300-1,23
20,0
1,24
4,41
5,49
ГТ-6-750
6,0
2600
11,6
3,4
3,7
70 000
Н-6-28
19,0
1,24
2,22
2,75
ГТН-6
6,3
2730
11,9
3,2
3,9
87 600
Н-6-41
19,4
1,23
3,25
4,02
ГТН-6
6,3
2730
11,9
3,2
3,9
87 600
Н-6-56-2
20,0
1,24
4,41
5,49
ГТН-6
6,3
2730
Н,9
3,2
3,9
87 600
Н-6-76
21,3
1,23
6,06
7,45
ГТН-6
6,3
2730
11,9
3,2
3,9
87 600
НГ-280-9
34,0
1,21
4,54
5,49
ГТН-9-750
10,0
5500
12,4
4,9
4,6
247 000
235-21-1
19,7
1,44
5,18
7,45
ГТК-10
10,0
3720
8,9
3,4
3,2
157 000
520-12-1
29,3
1,27
4,31
5,49
ГТК-10-2
10,0
3720
8,9
3,4
3,2
157 000
370-16-1
32,6
1,21
5,95
7,2
ГТК-10-3
10,0
3720
8,9
3,4
3,2
156 000
380-18-1
36,0
1,23
6,07
7,45
ГТК-10-4
10,0
3600
8,9
3,4
3,2
157 000
370-18-1
36,0
1,23
6,08
7,45
ГПА-10
10,0
3930
12,9
7,4
6,1
100 000
235-22-1
26,2
1,32
5,65
7,45
ГПА-10
10,0
3930
12,9
7,4
6,1
100 000
235-23-1
17,6
1,5
4,97
7,45
ГПА-10
10,0
3930
12,9
7,4
6,1
J00 000
§ 235-24-1
19,9
1,44
3,81
5,49
ГПА-10
10,0
3930
12,9
7, 4
6,1
100 000
53
Окончание табл. 26.5
Марка
Нагнетатель
Привод
Габариты, м
Масса, кг
Подача, млн. мЗ/сут
Степень сжатия;
Давление, МПа
Марка
Мощность, . - МВт
Расход топлива, мЗ/час
длина
ширина
высота
на приеме
навы- киде
Н-16-56
51,0
1,24
4,41
5,49
ГТК-16
16,0
6650
16,9
4,7
4,0
150 000
Н-16-76
31,0
1,44
5,17
7,45
ГТН-16
16,0
5750
13,6
3,2
5,2
120 000
Н-16-76-1,37
37,0
1,37
5,43
7,45
ГТН-16
16,0
5750
13,6
3,2
5,2
120 000
Н-16-76-1,25
51,0
1,25
5,98
7,45
ГТН-16
16,0
5750
13,6
3,2
5,2
120000
Н-25-76
53,0
1,44
5,15
7,45
ГТК-25
25,0
8400
9,3
3,2
4,1
135 000
650-21-2
46,0
1,44
Газотур
5,18
5инные
7,45
газопе
ГТН-25
рекачивающие агрег
25,0
аты (авиа
9250
привод)
20,2
5,5
4,3
172300
Н-196
11,4
1,45
5,14
7,45
ГПА-Ц-6,3
6,3
2910
12,4
5,0
8,8
73 000
Н-196
10,7
1,45
3,78
5,49
ГПА-Ц-6,3
6,3
2910
12,4
5,0
8,8
73000
Н-196
10,7
1,45
2,78
4,02
ГПА-Ц-6,3
6,3
2910
12,4
5,0
8,8
73 000
Н-196
10,7
1,7
1,62
2,75
ГПА-Ц-6,3
6,3
2910
12,4
5,0
8,8
73 000
Ц-16
33,25
1,44
5,15
7,45
ГПА-Ц-16
16,0
6060
19,77
13,5
10,65
170 000
Ц-16-1,37
31,2
1,37
5,44
7,45
ГПА-Ц-16
16,0
6060
19,77
13,5
10,65
170 000
Ц-16-1,5
31,2
1,5
Эл
4,97
ектроп!
7,45
ЗИВОДН1
ГПА-Ц-16
ле газоперекачиваки
16,0
цие агрега
6060
1ТЫ
19,77
13,5
10,65
170 000
280-11-2
13,0
1,25
4,39
5,49
АЗ-4500-1500
4,5
—
Определяются по
51 000
280-11-6
13,0
1,25
4,39
5,49
СТМ-4000-2
4,0
—
размерам нагнетателя и электродви-
44 200
280-11-6
370-18-2
13,0
37,0
1,25
1,23
4,39
6,05
5,49
7,45
СТД-4000-2
СТД-12500-2
4,0
12,5
—
гателя
37 100
77 900
Сводная техническая характеристика нефтяных насосов (частота вращения вала 2950 об/мин)
Вариант ротора
Подача,
Напор,
Условное дав
Типоразмер
или выходной диа
ление корпуса.
метр рабочего ко
м3/ч
м
МПа
леса, мм
НК65/35-70
1а
65
70
4,0
2а
35
НК65/35-125
1а
2а
65
35
125
4,0
НК65/35-240
1а
2а
65
35
240
5,0
НПС65/35-500
1а
65
500
6,4 10,0
НПС120/65-750
1а
2а
1а
120
65
750
НК200/120-70
200
70
4,0
2а
120
НК200/120
1а
2а
200
120
120
4,0
НК200/210А
1а
200
210
5,0
2а
120
НК200/120-210
1а
2а
200
120
210
5,0
НК200/370
1а
2а
200
120
370
6,4
НПС200/700
1а
200
700
10,0
НСД200/700
1а
2а
200
120
700
750
10,0
За
65
750
НК560/335-70
1а
2а
560
335
70
4,0
НК560/335-120
1а
2а
560
335
120
4,0
НК560/120А
1а
2а
560
335
120
4,0
НК560/335—180
1а
2а
560
335
180
5,0
НК560/180А
1а
2а
560
335
180
5,0
НК560/180
1а
2а
560
335
180
5,0
НК560/300
1а
2а
560
335
300
6,4
2НГК-4Х1
175
12
42
1,6
4НК-5Х1
220
50
60
1,6
4НКЭ-5Х1 5НК-5Х1 5НКЭ-5Х1
275
90
100
1,6
1,0
90
5НК-9Х1
5НКЭ-9Х1
210
47
119
110
1,6
6НК-6Х1
305
6НКЭ-6Х1 6НК-9Х1 6НКЭ-9Х1
240
120
65
1,0
Типоразмер
Вариант ротора или выходной диаметр рабочего колеса, мм
Подача, м3/ч
Напор, м
Условное давление корпуса, МПа
4Н-5Х2
220
53
108
1,6
4Н-5Х4
220
62
212
2,5
5Н-5Х2
275
100
183
2,5
5Н-5Х4
265
98
320
4,0
6Н-7Х2
290
149
200
2,5
6Н-10Х4
258
190
240
4,0
8НД-6Х1
280
202
100
1,6
10НД-6Х1*
435
485
54
1,0
С5/140А
—
5
140
2,5
2НВ-9Х4**
210
40
46
1,0
12НА-9Х4**
210
80
43
1,0
12НА-22Х6**
215
150
54
1,0
* Частота вращения 1475 об/мин.
** Частота вращения 1470 об/мин.
ГЛАВА 27
ОБОРУДОВАНИЕ И УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОЗИРОВКИ РЕАГЕНТОВ
Для перекачки реагентов, ингибиторов, абсорбентов и других жидкостных потоков в технологических схемах установок низкотемпературной сепарации, осушки и очистки газа, установок стабилизации конденсата и установок регенерации используют насосно-компрессорное оборудование (табл. 27.1).
Установки приготовления и дозировки реагентов предназначены для ввода реагентов в скважины или в системы сбора, промыслового транспорта и подготовки газа, нефти, конденсата и воды.
Для приготовления и дозированной подачи в скважины поверхностно-активных веществ применяют установки УДПВ-5, которые обеспечивают:
прием ПАВ из автоцистерны без остановки технологического процесса;
поддержание текучести ПАВ в блоке емкости;
подогрев ПАВ до 50 °C перед подачей его на дозировочные насосы;
дозирование ПАВ;
разогрев ПАВ, поступающего в бочках, постепенный слив его в приемный бак и перекачивание в накопительную емкость;
перекачивание ПАВ из одного блока в другой;
циркуляцию ПАВ в блоке емкости и в баке подогрева;
подачу нагретого ПАВ в зону электронагревателей блока емкости при низкой температуре окружающей среды;
Таблица 27.1
оо Автоматизированные блоки насосного оборудования для установок подготовки газа по типовым схемам
Блок
Обозначение блока
Установленная мощность, кВт
Подача, мЗ/ч
Давление***, МПа
Габариты, мм
Масса, кг
Длина
Высота
Ширина
Насоса подачи ДЭГ в установки абсорбции
То же
Водокольцевого компрессора для цир-
ГП494.62.00.000
ГП457.02.00.000
ГП494.03.00.000
48
55
2,2*
3^6
6^10
45—72**
1,6
16,0
0,02
10,0
0,1
3175
3600
3200
1700
1275
2010
1360
1760
1660
2615
3005
1870
куляции отпарного газа и подачи орошения в отпарную колонну блока регенерации ДЭГ
То же
Подачи ингибитора гидратообразова-
ГП457.03.00.000
ГП430.35.00.000
22
41,4
17
176—224
2,8**
0,6
0,1
2271,5
2312
560
0,5—1
0,6/0,35** 0,1
3580
2600
2280
1700
1760
2150
НИЯ
Насоса циркуляции конденсата (коррозионно-стойкое К2 исполнение)
Насоса для подачи конденсата в дебутанизатор
Насосов орошения в блоке регенерации метанола
Насоса для перекачки метанола
Насоса для дренажа метанола
Насоса подачи ДЭГ потребителю и тГ в блок подогрева теплоносителя сл * В числителе — для насоса; в знаменател
* В числителе — жидкость (м5/ч), в знамщ
** Давление в числителе в нагнетательной
ГП492.05.00.000
ГП399.05.00.000
ГП329.05.00.000
ГП329.02.00.000
ГП329.07.00.000
ГП364.08.00.000
е — для компрессора.
1ателе — газ (нм3/ч).
линии, в знаменател
10
20
5
13
4
10,8
е — на выкиде.
25
464-116
1
20
8
12,5—25
20,0
2,5
4,0
2,5
4,0
0,2
1,0
0,1
3500
3832
2500
3000
2300
2405
2060
1800
1660
1054
1825
1500
1500
2050
1185
1080
1937
2536
858
1026
0,9
0,1
477
1840
0,45
0,1
0,1
3400
1400
подогрев воды до 80 °C;
подогрев горячей водой трубопроводов и насосов в предпусковые периоды;
промывку насосов и трубопроводов горячей и холодной водой;
прекращение подачи ПАВ при неработающей системе; контроль и регулирование температуры нагрева ПАВ.
Установка состоит из трех блоков: дозирования ПАВ, емкости и подогрева ПАВ в бочках. Блоки дозирования и подогрева ПАВ в бочках размещают на рамах-санях. Блок емкости представлен горизонтальным аппаратом с площадкой обслуживания. Щиты системы электрооборудования, КИП и автоматики размещены в одном из утепленных отсеков блока дозирования ПАВ. Блоки снабжены аварийной защитой и сигнализацией.
Установка УДПВ-5 поставляется в сборе. В комплект поставки входят запасные части и инструмент.
В тех случаях, когда по условиям эксплуатации не представляется возможным использовать указанное оборудование, для дозировки реагентов применяют специальные дозировочные насосы нужной подачи, выбираемые по номенклатурному справочнику.
Техническая характеристика установок УДПВ-5 для дозированной подачи ПАВ
Наибольшая подача, м3/ч0,2
Предел регулирования подачи0—0,2
Наибольшее давление нагнетания, МПа 25
Наибольший расход ПАВ, м3/сут4,8
Объем накопительнойемкости, м3 25
Наибольшая температура подогрева ПАВ в блоке, °C: емкости 30
подогрева ПАВ 50
ТокПеременный
Напряжение, В220
Частота, Гц50
Блок
Наибольшая потребляемая мощность, кВт: дозированияПАВ25
емкости20
автоматики1,5
Наибольшие габариты, мм: дозирования ПАВ 4100X1630X14 75
емкости 11240 X 2465 X 4125
подогрева ПАВ в бочках .. 8500X 2700 X 4550
Наибольшая масса, кг: дозирования 2300
емкости 5500
подогрева ПАВ вбочках 5700
Для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопроводы' используют блочные автомати-
436
Техническая характеристика блочных автоматизированных установок для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии
Показатели
БР-2,5
БР-10
БР-25
Пропускная способность сырьевого
500—1000
1000—5000
5000—10000
трубопровода по жидкости, т/сут Наибольшая подача насоса-дозатора,
2,5
10
25
л/ч
Рекомендуемое давление нагнетания (не более), МПа, при дозировке:
10
концентрированных реагентов
10
4
водных растворов реагентов
Не дозирует
Не дозирует
1
Время непрерывной работы блочной установки (по запасу реагента), сут
<15
5,2
<30
5,2
2—10
6
Наибольшая потребляемая мощность
(не более), кВт
В том числе системой автоматики Габариты, мм:
0,2
0,2
0,5
установки
3620Х2300Х
2770Х2250Х
—-
Х2580
Х2550
технологической емкости
—
—
4000Х2180Х
Х3160
технологического блока
—
—
3770X2300X
Х2680
Масса, кг, не более
2700
3090
5320
Примечание. Доза- 10—50 г/т; кинематическая вязкость деэмульгаторов или ингибиторов коррозии 8,5 м2/с; температура окружающей среды от —40 до +50 °C; ток переменный; напряжение 380/220 В; частота 50 Гц.
зированные установки серии БР. В зависимости от пропускной способности сырьевого трубопровода (в расчете на жидкость) установки серии БР выпускают трех модификаций: БР-2,5; БР-10; БР-25 (табл. 27.2). Цифры в маркировке характеризуют подачу реагента насосом-дозатором (в л/ч) в сырьевой трубопровод.
Оборудование установок БР-2,5; БР-10 смонтировано на сварных рамах-санях и укрыто теплоизоляционной будкой. Предусмотрены два отсека: технологический и контроля управления.
В технологическом отсеке смонтированы емкость с трубчатым электронагревателем, шестеренчатый и дозировочные насосы, запорно-регулирующая арматура, датчики КИПиА. В отсеке системы контроля и управления размещена на щите аппаратура контроля, управления и аварийной защиты.
В установке БР-25 технологическая емкость вынесена в автономный блок, а в технологическом отсеке технологического блока дополнительно смонтированы резервный насос-дозатор, насос для воды и смеситель. Подавая в смеситель в определен-
Техническая характеристика панелей распределения ингибиторов гидратообразования и коррозии
ПоказателиПРГ-1
ПРИ-250, ПРИ-350
Число обслуживаемых точек6
Условное давление, МПа3,2
Общая подача, л/сут520—13800
Погрешность, %—
Объем дозы мерного цилиндра, л—
Управляющий агент
Число генераторов пневмоимпульсов—
Частота импульсов, мин-1—
Напряжение питания постоянным то-24^з’g
ком, В
Габариты, мм1485X550
Масса, кг350
12
25 60—1400 ±10 0,34—0,5 Воздух
2 0,25—5
1200X1200X400
340
Примечание. Среда; ПРГ-1 — гликоли, метанол, ПРИ-250 — ингибитор гидратообразования, ПРИ-350 — ингибитор коррозии; температура среды от —40 до 50 °C, вязкость 0,4—4,16 мПа-с.
ных соотношениях воду и концентрированный реагент, в установке БР-25 можно при необходимости приготовлять и дозировать водный раствор реагентов. В комплект поставки входят установки в сборе, запасные части и инструмент.
Для распределения ингибиторов гидратообразования или с площадок УКПГ по скважинам используют специальные пане
ли распределения (табл. 27.3). Для автоматического удаления жидкости, скапливающейся
на забое газовых скважин, применяют установки «Лотос-1» с автоматическим вводом ПАВ и «Забой-1», основанную на принципе периодической работы скважины.
Техническая характеристика систем удаления жидкости с забоя газовых скважин «Лотос-1» и «Забой-1»
Давление на входе, МПа 0,7—10
Давление выходных сигналов, МПа, при: 0.... " 0—0,01
1 0,11—0,168
Контролируемые перепады давления, МПа ....0,3—2
Время подачи порции ПАВ в скважину, мин ...0,5—5,0
Интервал времени между подачами порций ПАВ, ч.0,5—2,0
СредаПриродныйгаз
без Н2
Температура среды, °C -304-50
Относительная влажность (при 25 °C), % ....95±3
Габариты, мм:
щита автоматики.1060X 600 X 350
блока питания 660x400x250
Масса, кг ^250
ГЛАВА 28
ЗАПОРНАЯ, РЕГУЛИРУЮЩАЯ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНАЯ АРМАТУРА
К запорной, регулирующей и предохранительной арматуре (или трубопроводной и технологической арматуре) в газовой промышленности относят разнообразные приспособления и устройства, монтируемые на трубопроводах, резервуарах, аппаратах и приборах и являющиеся исполнительными механизмами при управлении потоками рабочей среды (газообразное, жидкое, газожидкостное, порошкообразное, суспензионное и иное агрегатное состояние). При их помощи осуществляется включение, отключение, переключение и регулирование потоков.
Подавляющее большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства и привода. Запорное или дроссельное устройство включает корпус с присоединительными концами и затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода для рабочей среды, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления. В запорных устройствах уплотнительная поверхность между затвором и седлом обеспечивает выполнение арматурной функции регулирования тех или иных параметров потока рабочей среды.
При монтаже и эксплуатации трубопроводной и технологической арматуры должны выполняться следующие требования:
перед установкой арматуры присоединительные трубопроводы необходимо очистить от песка, грязи, окалины;
устанавливать арматуру таким образом, чтобы направление движения потока среды совпадало с направлением стрелки, нанесенной на корпусе арматуры;
при монтаже фланцевой арматуры необходимо обеспечить соответствие фланцев арматуры подсоединительным патрубкам и соосность болтовых отверстий в этих фланцах;
устанавливать арматуру в местах, обеспечивающих доступ к ней для осмотра и обслуживания;
при гидравлическом испытании трубопроводов на прочность затворы промежуточной арматуры должны быть полностью открыты;
использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается; запорную арматуру следует открывать полностью до упора и закрывать с нормальным усилием для создания плотности; при закрывании и открывании арматуры применять добавочные рычаги не допускается;
наружную резьбу шпинделей необходимо смазьграть не реже одного раза в месяц.
Классификация арматуры по назначению.
Запорная — для периодических герметичных отключений ап-
паратуры, приборов или отдельных участков трубопровода от общей системы.
Предохранительная — для частичного выпуска среды из трубопроводов, сосудов и аппаратов при повышении давления сверх установленной величины или до величины, угрожающей прочности системы.
Обратного действия — для предотвращения возможности движения среды в направлении, обратном рабочему.
Аварийная и отсечная — для автоматического закрытия потока среды к аварийному участку и автоматического мгновенного отключения сосудов, аппаратов, приборов или отдельных участков трубопровода при нарушении заданного контролируемого параметра.
Конденсатоотводящая — для автоматического удаления жидкости (конденсата) по мере ее накопления в трубопроводах, сборниках и отстойниках.
Регулирующая — для изменения и поддержания заданного давления, расхода.
Условное рабочее и пробное давление. Арматуру рассчитывают на условное давление ру, которое устанавливается в зависимости от рабочего давления рР) температуры среды и свойств металла, из которого изготовлены детали запорных и регулирующих устройств.
По значению условного давления арматуру делят на три основные группы: низкого давления (ру^1 МПа), среднего давления (ру= 1,64-6,4 МПа); высокого давления (р=1,0^- -М00,0 МПа).
В связи с тем что прочность металлов с повышением температуры понижается, ГОСТ 356—80 предусматривает для арматуры и соединительных частей, рассчитанных на условное давление ру (давление при нормальной температуре), максимальное рабочее давление рР (давление при фактической рабочей температуре), при котором они могут применяться в зависимости от свойств металла и температуры рабочей среды. С ростом рабочей температуры допустимые рабочие давления снижаются по отношению к условному. Для первой температурной ступени (—30—Ц20°С) рабочее давление принимают равным условному.
ГОСТ 356—80 нормализует условное давление — величину, по которой должны рассчитываться арматура и соединительные части, и одновременно устанавливает пробное давление рПр, при котором производятся гидравлические испытания арматуры на прочность (табл. 28.1).
Условным проходом Dy в арматуре называют номинальный диаметр прохода в присоединительных трубках, который должен быть примерно равен размеру трубы в свету на данное давление.
Таблица 28.1
Соотношение пробного и условного давления, МПа
Ру
Рпр
РУ
^Пр
0,10
0,20
12,50
19,00
0,16
0,30
16,00
24,00
0,25
0,40
20,00
30,00
0,40
0,60
25,00
35,00
0,63
0,90
32,00
45,00
1,00
1,50
40,00
56,00
1,60
2,40
50,00
65,00
2,50
3,80
63,00
80,00
4,00
6,00
80,00
100,00
6,30
10,00
9,50 15,00
100,00
125,00
Таблица 28.2
Диаметры условных проходов (в мм) трубопроводов и арматуры (условные проходы арматуры, применяемой в газовой промышленности, ограничиваются 1400 мм)
Dy
ду
1*
25
350
2600*
1,2*
32
400
2800*
1,6*
40
450*
3000
2*
50
500
3200*
2,5*
63**
600
3400
3
65
700
3600*
4*
80
800
3800*
5*
100
900*
4000
6
125
1000
8*
150
1200
10
160**
1400
12*
175*
1600
13*
200
1800*
15
225*
2000
16**
250
2200*
20
300
2400
* Для арматуры общего назначения применять не допускается.
** Допускается применять только для жидких и газовых сред.
Диаметры условных проходов, с которыми могут изготовляться арматура и соединительные части, определены СТ СЭВ 254—76 (табл. 28.2).
Стандартные размеры проходов не распространяются на размеры проходов в корпусе и в седлах запорных и дроссельных устройств. Они определяются в зависимости от требований, предъявляемых к конструкции.
Условные обозначения арматуры, состоящие из наименования, номера конструктивного типа и использования, условного прохода в мм, условного давления в МПа в соответствии с ГОСТ нормализованы. Например, вентиль II-A-50-40: II — номер конструктивного типа, А — использования, 50 — условный проход, 40 — условное давление. В каталогах и номенклатурных справочниках на арматуру, в ведомостях для заказа арматуры и в прейскурантах часто применяют отраслевые условные обозначения.
Отраслевые обозначения общепромышленной арматуры состоят из ряда цифр и букв, например 14с17ст. Первые две цифры обозначают конструктивный тип арматуры, следующие за ним буквы — материал корпуса. Цифры после букв означают порядковый номер модели (одна, две или три цифры, начинающиеся с 0,1 или 2). Если в этих трех цифрах первая больше 2, то она означает тип привода. Ручной привод—маховик или рукоятка — не отмечается. Буквы после второй группы цифр означают материал деталей уплотнения или внутреннего покрытия корпуса. Иногда после букв, обозначающих материал уплотнения, стоит еще одна цифра, показывающая вариант конструктивного исполнения.
Условные обозначения арматуры для нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и газовой отраслей промышленности построены по другой системе. Обычно сначала идет ряд букв, обозначающих сокращенное наименование изделия, а затем цифры, указывающие условное давление. Например, СППКР-40 — специальный полноподъемный пружинный (предохранительный) клапан с рычагом для продувки на ру = = 4,0 МПа (40 кгс/см2). Иногда в условное обозначение включают и условный проход. Например, СППКР-40-50, где 50 — условный проход предохранительного клапана.
ОТРАСЛЕВЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Конструктивный тип арматуры
Кран пробно-спускной10
Кран трубопроводный11
Запорное устройство указателя уровня 12
Вентиль 13,14,15
Клапан обратный подъемныйи приемный с сеткой .... 16
Клапан предохранительный 17
Клапан обратный поворотный19
Регулятор давления ....21
Клапан запорный отсечной22
Клапан регулирующий25
Клапан смесительный27
Задвижка '30, 31
Затвор32
Конденсатоотводчик;.. 45
Материал корпуса арматуры
Углеродистая сталь....сЛегированная сталь... лсКоррозионно-стойкая сталь . нж Серый чугунчКовкий чугун кчБронза, латунь бАлюминийаУглеродистая сталь....сЛегированная сталь... лсКоррозионно-стойкая сталь . нж Серый чугунчКовкий чугун кчБронза, латунь бАлюминийаМонель-металлмнПластмассы (кроме винипласта) пВинипластвпКерамика, фарфор ... .кТитантнСтеклоскМонель-металлмнПластмассы (кроме винипласта) пВинипластвпКерамика, фарфор ... .кТитантнСтеклоск
Углеродистая сталь....с
Легированная сталь... лс
Коррозионно-стойкая сталь . нж Серый чугунч
Ковкий чугун кч
Бронза, латунь б
Алюминийа
Углеродистая сталь....с
Легированная сталь... лс
Коррозионно-стойкая сталь . нж Серый чугунч
Ковкий чугун кч
Бронза, латунь б
Алюминийа
Монель-металлмн
Пластмассы (кроме винипласта) п
Винипластвп
Керамика, фарфор ... .к
Титантн
Стеклоск
Монель-металлмн
Пластмассы (кроме винипласта) п
Винипластвп
Керамика, фарфор ... .к
Титантн
Стеклоск
34567893456789Тип привода
3
4
5
6
7
8
9
3
4
5
6
7
8
9
Механический с червячной передачей
Механический с цилиндрической зубчатой передачей Механический с конической передачей Пневматический Гидравлический Электромагнитный Электродвигательный
Внутреннее покрытие корпуса
ГуммированиегмФутерование пластмассой .. п
ЭмалированиеэмФутерование наиритом ... н
Свинцеваниесв
Материал деталей уплотнения
Бронза, латунь бр
Монель-металл мн
Коррозионно-стойкая(нержавеющая) сталь ....нж
Нитрированная (азотированная) сталь нт
Баббит бт
Стеллит ст
Сормайт ср
Кожа к
Эбонит .. ■ э
Резина р
Пластмассы (кромевинипласта) п
Винипласт вн
Соединения арматуры к трубопроводу делятся на разъемные и неразъемные. Разъемные соединения осуществляются вваркой арматуры в трубопровод.
Способ присоединения арматуры к трубопроводу при помощи сварки производят тогда, когда необходимо обеспечить надежную герметичность. При этом к арматуре предъявляется требование большой надежности в работе, так как демонтаж для ремонта связан с большими трудностями. Этот способ присоединения широко применяют при сооружении магистральных газопроводов и нефтепроводов, где желателен минимум обслуживания. Кроме того, сварное соединение дает большую экономию металла и снижает массу арматуры и трубопровода.
Цапковое соединение, имеющее наружную резьбу, используют для ввинчивания арматуры непосредственно в тело сосудов, аппаратов, приборов и машин. Как правило, такие соединения применяют для арматуры с малыми условными прохода-
Таблица 28.3 Фланцы
Соединения
ру, МПа//)у, мм
А я
ч я
1? ч и
So"
Hl и В а
■g«
” ® О
и е ш
Ам аЗ е е-
С соединительным выступом
Выступ-впадина
Шип-паз
Без выступа
Под линзовую прокладку
Под прокладку овального сечения
<1,6
<3000
<1,6
<800
<1,6
<800
1,6—4,0
1,6—20,0 <1600
1,6—20,0
<1,0
<150
<1.0
<150
<2,5
<1600
<2,5
<800
<2,5
<1600
<20,0 <1600 <20,0 <800
<10,0
<800
<4,0
<80
1,6—4,0
<80
1,6—4,0
<800 1,6—10,0 <800 1,6—4,0
<80
<1600
6,4-20,0
<400
6,4—20,0
<400
<800
6,4—20,0
<400 6,4—20,0
<400
Примечания: 1. Максимальные проходы D^ не всегда соответствуют наибольшим указанным давлениям ру.
2. Не отражены стандартные типы фланцев — стальной свободный на приводном кольце и стальной свободный на отбортованной трубе, редко применяющиеся в арматуро- ci роении.
ми. Цапковые концы должны быть выполнены по ГОСТ 2822—78.
Муфтовое соединение применяют обычно в литой арматуре с небольшими условными проходами, в основном для 25-мм с конической резьбой по ГОСТ 6111—52 и до 50-мм с цилиндрической трубной резьбой. Муфтовые концы должны быть выполнены по ГОСТ 6527—68.
Наиболее распространенным способом соединения трубопроводов и арматуры является фланцевый. Фланцевые соединения трубопроводов и арматуры, рассчитанные па условное давление 0,1—20 МПа (табл. 28.3), стандартизированы.
Требования, предъявляемые к арматуре, вытекают из ее назначения— перекрывать, открывать или регулировать поток рабочей среды, текущей по трубопроводу, в зависимости от технологического процесса.
Основные требования, предъявляемые к арматуре, — герметичность и взрывобезопасность привода. Герметичность по отношению к внешней среде определяется герметичностью саль-
Таблица 28.4
Классы плотности арматуры в зависимости от ее назначения (по ГОСТ 9544—75)
Класс плотности
Назначение
Среда для испытания на плотность
I
Арматура для опасных сред, энергетических и ответственных установок, а также концевая арматура
Вода, керосин, воздух
II
Арматура для безопасных сред
Вода, воздух
III
Арматура для безопасных сред на ру ^4,0 МПа
Вода
Примечания: 1. Классификация распространяется на все виды затворов запорной арматуры с 7) у с2000 на ру<20 МПа.
2. Допускаемый пропуск среды при испытании арматуры на плотность (ГОСТ 9544—75).
ника. Герметичность соединения корпуса с крышкой и с трубопроводом обнаруживается наружным осмотром.
Обнаружить негерметичность затвора при эксплуатации очень сложно, а для устранения ее требуются демонтаж арматуры, разборка и притирка уплотнения. Негерметичность затвора может оказывать решающее влияние на ход технологического процесса. Поэтому герметичность затвора нормирована ГОСТ 9544—75, и ее проверяют специальными испытаниями. Методику испытаний на герметичность устанавливают техническими условиями на изготовление арматуры. Требования к герметичности затвора арматуры определяются характером технологического процесса, для которого предназначена арматура: они должны быть экономически обоснованы и оптимальны.
По степени герметичности затворы разбиты на три класса по ГОСТ 9544—75 (табл. 28.4). Нормы допускаемого пропуска среды через затвор арматуры зависят от класса плотности и условного прохода (табл. 28.5).
При одинаковом качестве изготовления и пригонки уплотнительных поверхностей с увеличением условного прохода растет допустимое количество пропускаемой среды.
К арматуре предъявляются требования высокой надежности. Она должна обладать легкостью закрытия после длительной; эксплуатации в открытом положении. Должна иметь минимальное гидравлическое сопротивление. Арматура по возможности выбирается равнопроходной.
Долговечность арматуры является важной характеристикой,, так как замена арматуры, например на промыслах и магистральных газопроводах, при эксплуатации обходится значительно дороже, чем при строительстве.
Надежная работа привода арматуры должна быть обеспечена дублированием от какого-либо запасного источника энергии или вручную.
Таблица 28.5
Примечание. Допускается образование росы на краях уплотняющих поверхностей, не превращающейся в стекающие капли (при испытании водой или керосином), а также образование неотрывающихся пузырьков (при испытании воздухом).
Для арматуры, в особенности при прокладке в труднодоступных районах трубопроводов больших диаметров, особое значение имеют масса и габариты, ограничивающие условия транспортировки.
К арматуре с учетом технологических режимов и условий ведения тех или иных процессов предъявляются требования по: взрывобезопасности самой арматуры и привода, герметичности прокладочных и сальниковых уплотнений, коррозионной стойкости материалов корпуса, затвора и уплотнений, стойкости уплотнений в углеводородных средах.
В зависимости от конкретных условий работы некоторые из требований к арматуре становятся первостепенными. Так, при размещении технологического оборудования в помещении наиболее важным требованием становится герметичность прокладочных соединений и сальников, так как их негерметичность может создавать опасность взрыва. При эксплуатации арматуры на открытой площадке требования к герметичности по отношению к внешней среде могут быть менее жесткими.
При работе арматуры в агрессивных средах главным требованием становится коррозионная стойкость металлов, которая определяет герметичность деталей затвора и влияет на надежность и долговечность всей арматуры.
Конструкция арматуры должна обеспечить возможность ремонта, например замены прокладок и набивок, без демонтажа. Для этого у вентилей и задвижек применяют верхнее уплотнение. При эксплуатации арматуры в углеводородных средах к материалам прокладок, набивок и смазок предъявляют особые требования — маслобензостойкость.
Часть HI МАТЕРИАЛЫ
ГЛАВА 29
МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ
ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Основной характеристикой глины является коллоидность, (табл. 29.1), определяющая выход раствора с заданными вязкостью (25—30 с) и содержанием песка.
Таблица 29.1
Плотность глинистого раствора, г/см3
„Выход глинистого рас-
Глинатвора, м8/т
1,06 1,06—1,15 1,16—1,30 1,30—1,40 1,40
Высококоллоидная10—18
Коллоидная4—10
Среднеколлоидная3—4
Малоколлоидная*1,6—3
Тяжелая1,6
* При использовании малоколлоидных глин целесообразно готовить глинистый раствор не на воде, а на жидком 10%-ном УЩР с добавлением 2—3% раствора кальцинированной соды 15%-ной концентрации. Растворы, подлежащие утяжелению, также лучше готовить из этих глин.
Показатели качества глин по ТУ
Сорт1II III IV
Выход раствора из 1 т сухой глины, м3 .... 1086<6
Содержание песка, % • 6 777
Чтобы установить выход раствора, следует определить его плотность при вязкости 25—30 с, при этом плотность сухой глины может быть принята 2,6 г/см3. Выход раствора из глин в среднем составляет 2—3 м3/т.
Глинопорошки представляют собой высушенную и измельченную глину с химическими реагентами или без них. Для приготовления промывочных жидкостей используют в основном глинопорошки из бентонитовых, гидрослюдистых (местных) и палыгорскитовых глин, каждая из которых содержит различные примеси других минералов. В бентонитовых глинопорошках содержится 70% и более минерала монтмориллонита.
На ряде заводов с целью повышения качества глинопорошков всех типов при их помоле глинистое сырье модифицируют путем химической обработки различными реагентами.
Основные рецептуры модифицирования:
глинопорошок + 5%Na2CO3;
глинопорошок + MgO;
глинопорошок + КМЦ-500 + ^2С03;
глинопорошок + 0,3% метаса + 3% Na2CO3;
глинопорошок + М-14;
глинопорошок + CCB + Na2CO3.
В соответствии с техническими условиями и в зависимости •от качества сырья глинопорошки делят на пять сортов.
Показатели качества глинопорошков по ТУ 39-043—74
-Сорт
Высший
I
II
III
IV
Плотность раствора (при вязкости 25 с по вискозиметру СПВ-5), г/см3, не более . .
1,043
1,054
1,073
1,100
>1,100
Выход раствора (при вязкости 25 с), м3/т, не менее ...
15
12
9
6
<6
Содержание песка, %, не более
6
6
7
7
8
Влажность, %
6—10
6—10
6—10
6—10
6—10
Примечание. Тонкость помола (остаток на сите): с сеткой № 0,5 равна 0, а с № 0,071 — 10%.
Утяжелители используют для получения промывочных жидкостей более высокой плотности, чем те, которые можно получить из глин или глинопорошков. Утяжелители в зависимости от плотности делят на три группы.
группа. Плотность до 3 г/см3; это мергели; малоколлоидные глины; мел; известняки и др. С их помощью можно увеличить плотность промывочных жидкостей до 1,4—1,5 г/см3.
группа. Плотность 3,8—5,0 г/см3: это барит (табл. 29.2) и железистые утяжелители (гематит, магнетит). '
Для улучшения качества и ослабления (нейтрализации) ■вредного влияния различных примесей баритовый концентрат при помоле обрабатывают водными растворами обезвоженных •фосфатов, что позволяет гидрофилизировать поверхность частичек, нейтрализовать загущающее воздействие тонкодисперсных частичек барита и связать ионы кальция, вызывающие коагуляцию растворов.
Растворы на водной основе, подлежащие утяжелению, должны иметь следующие параметры: СНС= 1,54-2,0 МПа; 7 = 2544-40 с; максимальная водоотдача не более 15 см3 за 30 мин.
Ввиду высоких абразивности и твердости применение гематита ограничено. Магнетит при такой же твердости и плотности обладает магнитными свойствами, что создает условия для прихватов бурильных труб.
Таблица 29.2
Нормы для флотационного баритового концентрата (по ГОСТ 4682—84)
Показатели
КБ-1
КБ-2
КБ-3
КБ-4
КБ-5
КБ-6
Содержание сернокислого бария, %,
95
92
90
87
85
80
не менее
Содержание водорастворимых солей,
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,45
%, не более
В том числе кальция, %
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
Содержание фракций размером 5 мкм, %, не более
5
5
10
15
20
20
Примечания: 1. Содержание двуокиси кремния, железа в пересчете на Ре2Оз, суммы кальция и магния в пересчете на СаО и реакция водной вытяжки не нормируются.
2. Содержание влаги 2%.
3. Остаток после просева на сите с сеткой N 009К не более 4%.
группа. Плотность 6—7 г/см3 и более (ферромарганец, феррофосфор, ферросицилий). Вследствие гидролитического разложения железных сплавов с образованием токсичных и взрывчатых продуктов она не получила широкого применения.
Химические реагенты. В настоящее время существует около 50 основных и более 500 модификаций реагентов, используемых при химических обработках для общего улучшения качества промывочных жидкостей (табл. 29.3). Все наиболее распространенные химические реагенты разделяют на следующие группы:
по действию на свойства промывочных жидкостей: понизители водотдачи, вязкости;
пептизаторы, структурообразователи, коагуляторы и т. д.;
по отношению к действию солей:
солестойкие;
несолестойкие;
по отношению к действию температуры:
термостойкие;
нетермостойкие.
В ряде случаев реагенты — понизители вязкости — способны снижать водоотдачу промывочных жидкостей.
Основные типы, составы и свойства промывочных жидкостей. В настоящее время в нефтегазопромысловой практике для проведения работ по сооружению, ремонту скважин используют различные промывочные жидкости: глинистые, на углеводородной основе, безглинистые, аэрированные и др. (табл. 29.4).
Различные геолого-технические, физические, химические, физико-химические и другие условия, при которых проводят сооружение скважин, а также различный характер проводимых операций и предъявляемые требования для обеспечения оптималь-
g
Таблица 29.3
Основные данные о химических реагентах и материалах
Химические реагенты и материалы
Разновидность реагента
Цена, руб/т
Основание
Массовые добавки, %
Примечание
Понизители водоотдачи
Углещелочной реагент
Порошок, сорт А для слабосцемен- тированных рас-
56
ТУ 39-01-247—76
По ем а
массе от объ- раствора <5
То же
Порошок, сорт Б для пресных рас-
34,3
СТУ 27-916—65
—
—
Торфощелочной реагент Карбоксиметилцеллюлоза
Карбофен
Карбонил
Карбаминол
Модифицированная ме- тилцеллюлоза
КССБ
КССБ-1
КССБ-2
КССБ-3
Нейтральный сульфитный щелок
Порошок Порошок 80-90/250 80-90/350 80-90/500 80-85/600
Порошок
То же Порошок
То же
Жидкость
Порошок То же
»
Жидкость
930
42
217
217
МРТУ 6-05-1098—67
Опытно-промышленные партии
То же
Опытно-промышленные партии
ТУ 39-08-047—74
ТУ 84-39—68
ТУ 39-9-33—72
<5
<3
<2,5
<2
<1,5
<2,5
<2,5 <2
Сухого вещества по массе от объема раствора <5
—
to
Декстрин
Порошок
660
ГОСТ 6034—74
*
Крахмал
То же
386
ГОСТ 7699—78
рЗ
Крахмал модифицированный
Гипан гидролизованный
»
500
ТУ 18 РСФСР-91—74
рЗ
—
Жидкость
135
ТУ 801-166-74
РЗ
полиакрилонитрил:
То же
308—320
К-4
ТУ 01—68
pl
К-9
»
-—
—
pi
PC-2; РС-4
Жидкость
325
СТУ 12-1093—60
р2
Гидролизный полиакрил
Сухой ПАА
—
—
Полиакриламид выпуска
амид
ется в виде порошка, а также в виде 8 %-ной
Метас
Порошок
1020
ТУ 6-01-125—67
р2,5
жидкости То же
М-14
То же
—
Опытно-промышленные партии ВНИИКра
<1,5
»
Высокоокисленный битум
»
100
ТУ 38-УССР-2-01-84-75
—
Применяется для растворов на нефтяной основе
Понизители вязкости
Сульфит-спиртовая барда
Жидкость
115
—
р5
Применяется для растворов на нефтяной ос
4) 15
нове
Концентрат сульфитнодрожжевой бражки
То же
ОСТ 81-79—74
р5
То же
Феррохромлигносульфо-
Порошок
’
—
рЗ
нат
Окзил
23—27%-ная жид
68
ТУ 84-229—71
От
объема раство
»
кость
ра
рю
Окисленнаясульфит
спиртовая барда
Жидкость
180
МРТУ 59-11-69
По
рЗ
»
Нитрониглин
Порошок
массе от объ-
>
ема
раствора
ф> сл
р 0,5-0,6
5
Продолжение табл. 29.3
Химические реагенты и материалы
Разновидность реагента
Цена, руб/т
Основание
Массовые добавки, %
Примечание
Хлорлигнин
Порошок
—
Опытно-промышленные партии
<1
Применяется для растворов на нефтяной основе
Сунил
Жидкость
419
ТУ 05-01—66
Сухого вещества по массе от объема раствора <0,5
То же
Игетан
Порошок
265
ВТУ на производство заводской продукции
По массе от объема <0,5 раство-
Сулькор
Полифеноллесохимиче- ский
То же
381
ра <0,5
»
Паста, гранулы
387
МРТУ 13-05-18—66
<0,5
Декстриновая крошка
Порошок
160
—
<1
Алюминат натрия
Жидкость
150-240
Реаге
ВТУ 2-114—70
нты-пеногасители
От объема раствора <0,4
»
Суспензия резины
Жидкость
146 (резиновая крошка)
ТУ 38-10436—70
(на резиновую крошку)
Сухого вещества по массе от объема раствора <0,5
Отходы шиноремонтных заводов
Суспензия полиэтилена
Соапсток
Жидкость
То же
700 (полиэтиленовая крошка)
180
—
<0,3
От объема ССБ или КССБ <0,5
Отходы химических комбинатов
Карболинеум
»
80—120
—
От объема раствора <1
Отходы лесохимической промышленности
Кальциевый мылонафт
»
—
ГОСТ 13302—77
<1
Отходы нефтеперераба-
Т-66
»
—
ТУ 38-103243—74
<5
тывающих заводов
Нейтрализованный черный контакт
»
ТУ 156—55
<3
Отходы нефтехимических заводов (НЧК салават- ского НПЗ эффективнее)
Сивушное масло
ПМС-200А и ПМС-1000А
СЭ-6
Альфонол 79
ВМС-12
ВМС
Оксидат ВЖС
Несульфированные соединения
Синтетические жирные кислоты
»
»
Жидкость
То же Паста
То же Жидкость
То же
Паста
886 (за 100 дл) 12 500 и 14 000 2550
100
158 230
130
650
ГОСТ 13032—77
ТУ 2—68
ТУ 2—68
ТУ 38-1-07-3—70
^1
0,001
<0,1
<1,5
По массе от объема раствора <0,5
<0,1
От объема раствора ^0,5 <0,5
По массе от объема раствора <0,8
Отходы дов
спиртовых заво-
Кубовые остатки СЖК
ОКП-50 (окисленный парафин)
ТЖЖ-50 (технический животный жир, III сорт) Стеарат алюминия
Паста:
I сорт
II сорт
Жидкость
Твердое вещество
Жидкость
44
10
111
450
ТУ 325—48 (на окисленный парафин) ГОСТ 1045—73
<0,2—0,3
От объема раствора ^2
По массе от объема раствора <1,5 От объема раствора <0,5
Отходы мясокомбинатов
Отходы нефтеперерабатывающих заводов
То же
8
Полиамид
нгв
АГ-3
АГ-2
Стеароке
Крошка: первичная
вторичная Жидкость
То же
»
Маслообразная жидкость или паста
1900
1600
ОСТ 60609—75
ОСТ 60604—76
ГОСТ 8980—75
По массе от объема раствора <0,5
От объема раствора <1
То же
» >
»
»
»
Продолжение табл. 29.3
Химические реагенты и материалы
Разновидность реагента
Цена, руб/т
Основание
Массовые добавки, %
Примечание
Кальцинированная сода: техническая
Реа
Порошок
гейты, свя
43
зывающие ионы кальц
ГОСТ 5100—85Е
ИЯ
<0,5
Отходы нефтеперераба
синтетическая
40
ГОСТ 10689—75
<0,5
тывающих заводов
Триполифосфат натрия Гексаметафосфат
Твердое кристаллическое вещество То же
368
5 425
ГОСТ 13493—86Е
МРТУ 6-08-5—64
<0,25
<0,25
Известь:
гашеная (строительная) негашеная
Гипс строительный
Peai
Порошок
То же
Порошок
'енты, пос
17,3
25,0
12,3
тавляющие ионы калы
ГОСТ 9179—77
ГОСТ 125—79
;ия
По массе от объ- зма раствора <0,5 То же
По массе от объ
Знак качества
Кальций хлористый тех
Жидкость, кри
117
ГОСТ 450—77
ема раствора
<0,5
<3
То же
нический
МИН-1 и МИН-2
сталлогидрат, порошок (плав)
Реагент
Кристаллический
ы, поставл
14—16
яющие ионы калия и ТУ 48-0513-50—77
магния
<35
Заменитель карналлита,
Бишофит
Каустическая сода: техническая
порошок То же
Твердое вещество
50
Регул
138,6
ГОСТ 7759—73 яторы щелочности
ГОСТ 2263—79
<306
По массе <50
бишофита
улучшенная
Жидкость
43,0
От объема химического реагента
<50
Реагенты, придающие термостойкость
Бихромат калия
Бихромат натрия техни
Кристаллический порошок
То же
251
309
ГОСТ 2652—78
ГОСТ 2651—78
По массе от объема раствора <0,1 То же
—
ческий
Фенолы эстонских сланцев
I и II сорт Жидкость
305
—
—
—
Гидрохинон
Смолы фенолоформаль- дегидные
То же
эеагенты-с
ГОСТ 20907—75
труктурообразователи
От объема раствора <0,25 <1,5
—
Хлористый натрий технический
Жидкое стекло
Кристаллический порошок Жидкость
20
60
ГОСТ 13830—84
ГОСТ 13078—81
По массе от объема раствора <30 От объема раство
—
Асбест
Окисленный петролатум
Порошок
Твердое вещество
60
37,2
ГОСТ 12871-83Е
МРТУ 12Н-64—63
ра <5 По массе от объема <2
Знак качества
Палыгорскит
Глинопорошки
Порошок
Сорт:
II III
IV
38
35,9
33,7
22,4
17,3
Сма
ТУ 39-180—76
ТУ 39-043—74 То же
»
зочные добавки
<10
Солестойкий глинопорошок
СМАД-1
Жидкость
58
ТУ 38-1-192—68
До 4 от объема
—
Графит
*-
Порошок:
ГС-1
ГС-2
ГС-3
143
ГОСТ 17022—81
раствора
До I по массе от объема раствора
—
Окончание табл. 26.3
Химические реагенты и материалы
Разновидность реагента
Цена, руб/т
Основание
Массовые добавки, %
Примечание
Нефть сырая
Жидкость
24
—
До 10 от объема
Предприятия нефтедобы
Сульфонол НП-1 и НП-3
Порошок
280
ТУ 6-01-1816—75
раствора
От объема рас
чи, нефтебаза
Расход жидкого сульфо
ОП-10
Маслянистая жид
280
ТУ 84-509—74
твора (в виде
1%-ной концентрации) ^3
От объема раство
нола в 2 раза больше
Гудрон соапстока
кость или паста Жидкость
25
—
ра <1 ^3,0
Масложиркомбинаты
Мел сыромолотый
Порошок марки
5,20
Утяжелители
ГОСТ 17498—72
Флотационный барито
Баритовый концентрат
Баритовый утяжелитель
ммпк
Порошок марок:
КБ-1
КБ-2
КБ-3
КБ-4
КБ-5
КБ-6
Порошок:
44,50 37,0 32,0
ТУ 39-126—76
вый концентрат Модифицированный баритовый концентрат Флотационный баритовый концентрат
Флотационный баритовый
Железистые утяжелители
I сорт
II сорт
III сорт
Порошок
20,5
ТУ 1966
концентрат
Модифицированный баритовый концентрат Флотационный баритовый концентрат
Соли для получения хлормагниевых и калиевых рассолов
Карналлит товарный
Кристаллический
2,9
ТУ НУХН-762—41
8—40
(до насыщения)
(до насыщения)
—
Карналлит искусственный
То же
9,0
ГОСТ 16109-70
8-40
—
Карналлит обезвоженный
Порошок
31,0
—
8—40
(до насыщения)
—
Бишофит
—
—
—
8-40
(до насыщения)
(до насыщения)
—
Каинит
Кристаллический
4,0
СТУ 75-1057-64
8-40
Руда для производства минеральных удобрений
Калимагнезия
Кристаллический
4,0
МРТУ 6-12-5—66
8—40
(до насыщения)
(до насыщения)
То же
Сильвин
Кристаллический
4,0
ГОСТ 4568—83
8—40
»
Тип
ндекс
Вид
Подвид
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
NaCl, г/л
Са=Ч-, Mg^, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание Са2+, Mg’M-, мг/л
1
1.1.
Гуматный
1.1.1.
1.1.2.
Бентонит
УЩР Вода Бентонит
УЩР
50—60
10—40 970—940 50—60
10-40
140
20-30
300
—
—
457/
Таблица 29.4
Типы, составы и свойства промывочных жидкостей
§
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый' состав фильтрата
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/мэ
NaCl, г/л
Са^, Mg®+, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание СаЧ, MgH-, мг/л
Бихроматы или
0.2-0.5
160
20—30
200
—
хроматы натрия
или калия
Вода
970—940
140
20—30
400
—
1.1.3.
Бентонит УЩР
30-50
20—30
1.2.
Полисахарид-
1.2.1.
Бентонит
50—60
100
30
200
—
—
ный
кмц
3—5
Нитролигнин
2—3
Вода
975—970
1.2.2.
Бентонит
50—60
100
30
200
—
—
КМЦ
3—5
Игетан
2—5
Вода
975—970^
1.2.3.
Бентонит
50—60
120
50
200
—
КМЦ
3—5
ПФЛХ
4—5
Вода
975—970
1.2.4.
Бентонит
50—60
70
30
—
КМЦ
3—5
Фосфаты
0,5—1,5
(ГМФН,
ТПФН)
Вода
980-970
2
2.1.
Известковый
2.1.1.
Бентонит
80—100
110
30—50
—
—
200—300
ССБ (КБП,
КБЖ)
Продолжение табл. 29.4
2.1.2.
Окзил NaOH Са(ОН)2 Вода Бентонит ССБ (КБП, КБЖ) Окзил NaOH Са(ОН)2 КССБ Вода
25—30 5—7
3,5—5 940—925
80—100
25—30
5—7
3,5-5 20—30
920—895
110
110
30—50
30—50
—
—
[200-300
200-300
.1
2.1.3.
Бентонит ССБ (КБП, КБЖ)
Окзил, ФХЛС NaOH Са(ОН)2 КМЦ
Вода
80—100
(15—20) 5—7
3,5-5
3—5
12—3 940—920 (950-935)
ПО
30—50
200—300
2.1.4.
Бентонит
КССБ (ФХЛС)
NaOH
Са(ОН)2
Вода
80—100
40-50
3-5
(5-7)
3,5—5 925—905
ПО
30—50
—
—
200—300
1
2.2.
Лигносульфо- натный и поли- мерно-лигно- сульфатный
2.2.1.
Бентонит Окзил NaOH КМЦ Вода
40-50 10—15
3—5 3-5 970-960
160
20—30
300
—
—
8
Продолжение табл. 29.4
Рецептура
Предел термостой- кости. °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Tim
Индекс
Вид
Подвид
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
Nad, г/л
СаЧ, Mg2+, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание Са^, Mg2+, мг/л
2
2.2.
Лигносульфо- натный и полимерно-лиг- носульфатный
2.2.2.
Бентонит Окзил NaOH КССБ Вода
40—50
20—30
20—30 945—920
180
20—30
600
—
—
2.2.3.
Бентонит
Окзил
NaOH Полиакрилаты (метас, М-14, гипан и др.) Вода
40—50 10—15
2—3 3—5
970—960
200
20—30
200
2.2.4.
Бентонит
КССБ NaOH
40-50 40—50 1—2
180
20—30
600
—
2.2.5.
Бентонит ФХЛС КМЦ NaOH Вода
40—50
20—30
3—5
3-5 960—945
160
20—30
300
2.2.6.
Бентонит ФХЛС КССБ
40-50
20—30
20—30
180
20—30
600
—
—
NaOH Вода
3-5 945—920
180
20-30
600
—
—
2.2.7.
Бентонит ФХЛС Полиакрилаты NaOH Вода
40—50 20—30
3—5 3-5 960-945
200
20—30
200
—
2.3.
Недиспергирующий
2.3.1.
Бентонит
ПАА
ГКЖ-10(11)(л)
Бода
30—40 0,1—0,4 2—4 988—983
100
20—30
200
—
—
2.3.2.
Бентонит
КССБ
ГКЖ-10(11)(л)
Вода
50—60
3—6
5—6
970-967
180
100
300
—
3
3.1.
Гипсоизвестковый
Бентонит Окзил (ФХЛС) CaSO4-2H2O КМЦ-600 (КССБ) NaOH Са(ОН)2 Вода
80—100 20—30 15—20
3—5 (20-30)
3—5 1—3 960—915
160
20—30
—
—
1200—1500
3.2.
Хлоркальциевый
Бентонит КССБ КМЦ-600 Са(ОН)2 СаС12 Вода
100—120 25—30 10—20 2—5
5—6,5 920-900
100
50—100
2000—2500
Продолжение табл. 29.4
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентиоуемый состав фильтрата
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
NaCI, г/л
Са*+, Mg^, мг/л
Общая" минерализация, г/л
Содержание Са*+, MgH, мп/л
3
3.3.
Хлоркалиевый
3.3.1.
Бентонит КССБ КМЦ КОН КС!
Вода
50—80 30—50
3—5 3—6
30-50^ 930-885]
160
50—100
300
—
—
3.3.2.
Бентонит Крахмальный реагент (МК, ЭКР) КОН КС!
Вода
50—80 10-15
3—6 30—50 955—925
130
50-100
300
—
—
3.3.3.
Бентонит Полиакрилаты КОН
КС1 Вода
50—80 10—15 3—6 30—50 955—925
200
50—100
200
—
—
3.4.
Малосиликат- ный
3.4.1.
Бентонит Na2SiO3
КМЦ Вода
80-100
20-50
10—20 950—890
180—190
До насыщения
350
—
—
§
3.4.2.
Бентонит Na2SiO3 МК (ЭКР) Вода
80—100
20—50
10—20
950—980
130
До насыщения
350
3.4.3.
Бентонит Na2SiO3 Полиакрилаты Вода
80—100
20—50
10—20
950—890
180
До насыщения
200
Хлоркалиевый
4.1.1.
Бентонит КССБ кмц кон КС1 Вода
50—80
30—50 5—10 3-6
50—70 920—870
160
50—100
300
4.1.2.
Бентонит
МК (ЭКР)
КОН
КС1
Вода
50—80 10—15^ 3—6
50—70 945—915J
130
50-100
300
4.1.3.
Бентонит кмц кон КС1 Вода
50—80 10—15 3—6 50-70 945—915
160
50-100
300
4.1.4.
Бентонит Полиакрилаты КОН
КС1
Вода -
50-80 10—15
3—6 50—70 945—915^
200
50—100
200
44.1.
Продолжение табл. 29.4
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
NaCI, г/л
Са2+, Mg2+, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание СаН, MgH, мг/л
4
4.2.
Хлоркальциевый
4.2.1.
Бентонит КССБ
80—100 20—30
100
50—100
—
—
2500—3500
КМЦ-600
10—20
Са(ОН)2
2-5
СаС12
6,5—10
Вода
935—905
4.3.
Малосиликатно-
4.3.1.
Бентонит '
80-100
160
До насыще-
300
солевой
кмц
10—25
НИЯ
Na2SiO3
20—50
NaCI
102—155
Вода
905—855
4.4.
Минерализован-
4.4.1.
Бентонит
100—120
130
До насыще-
500
ный
(палыгорскит)
(60—80)
НИЯ
МК (ЭКР)
10—20
NaCI
103—157
NaOH
3-5
Вода
920—875
4.4.2.
Бентонит
100—120
160
До насыще-
(палыгорскит)
(60-80)
НИЯ
КМЦ
10-20
NaCI
103—157
NaOH
3-5
Вода
920—875
30—339
§
4.4.3.
Бентонит (палыгорскит) Полиакрилаты NaCI
NaOH
Вода
100—120 (60—80) 10—20
103—157 3—5
920—875
' 200
До насыщения
200
Известково-битумный
5.1.1.
Дизельное топливо (л)
Битум высоко- окисленный Известь Вода Сульфонол
985
160
320
62
12
220
До
насыщения
До насыщения
Инвертный эмульсионный
5.2.1.
Дизельное топливо или нефть (Л)
СМАД (л)
Эмультан (л)
Бентонит
Вода СаС12 или MgCl2
450
30—40
15—20
10—15
410—395
235—225
70
До
насыщения
До насыщения
5.2.2.
Дизельное топливо или нефть (л)
450
100—150
До
насыщения
До насыщения
СМАД (л) Эмультал (л) Бентонит Битум высоко- окисленный Вода
30—40
15—20
10—15
10—30
400—360
СаС12 или
MgCl2
230—210
55.1.
5.2.
Продолжение табл. 29.4
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов, и материалов,, кг/м3
NaCl, г/л
Са2+, Mg4, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание Са2+, Mg2+, мг/л
5
5.2.
Инвертный Эмульсионный
5.2.3.
Нефть СЖКС20 СаС12 NaOH ГКЖ-10,11 Вода
490
10
190
1—2 15—20 314—308
120—130
До насыщения
До насыщения
—
—
5.2.4.
Дизельное топливо или нефть (л)
ИКБ-2 (укра- мин)
Вода
СаС12 или
MgCl2
Мел высокодисперсный
420
40
420
245
40
150
До насыщения
До насыщения
5.2.5.
Дизельное топливо (л) СМАО (л) Известь (окись кальция) Бентонит АБДМ-хлорид СаС12 Вода
355
50
30
25
10
213
475
150
До насыщения
До насыщения
Co О
*
5.3.
Соленасыщенный
5.3.1.
Бентонит (палыгорскит)
МК (ЭКР) NaOH
100—120 (60-80) 10-30
3—5
130
До насыщения
500
318
NaCI
Вода
300—293 (306—296) 810—790 (825—800)
5.3.2.
Бентонит (палыгорскит) КМЦ NaOH
NaCI Вода
100—120 (60—80) 10—30 3—5
300—293 (306—296) 810—790
(825-800)
160
До насыщения
300
318
5.3.3.
Бентонит (палыгорскит) Полиакрилаты NaOH
NaCI
Вода
100—120 (60—80) 10—30
3-5 300—293 (306—296) 810—790 (825—800)
180
До насыщения
200
318
5.3.4.
Бентонит (палыгорскит) МК (ЭКР) КМЦ NaOH
100—120 (160—80)
10—15 10-15
3—5
130
До насыщения
300
318
to
NaCI
Вода
300-296 (306—300) 810—795 (820-810)
Продолженье табл. 29.4
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Рецептура
Предел термостой- ^кости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
NaCl, г/л
Са2+, MgH, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание Са2+, Mg2+, мр/л
5
5.3.
Соленасыщенный
5.3.5.
Бентонит (палыгорскит) МК (ЭКР) КССБ NaOH
100—120 (60—80) 8—10
20—30 3-5
130
До
насыщения
500
318
—
NaCl
Вода
300—295 (302-298) 800-790 (815—800)
5.3.6.
Бентонит (палыгорскит) МК (ЭКР) ССБ (КБП, КБЖ) NaOH NaCl
Вода
100—120 (60—80) 10—15 30—50
5—7 296—288 (300—294) 795-775 (785-710)
130
До
насыщения
500
318
5.3.7.
NaCl
Вода
718
850
—
До
насыщения
—
318
—
5.3.8.
Бентонит (палыгорскит)
NaCl
Нефть
Вода
100—150 (60-80) 298—303 (307—310)
50—100 800—805
(835—825)
До насыщения
318
5.4.
Гидрогельмаг- ниевый
5.4.1.
MgCl2
NaOH или
Са(ОН)2 МК (ЭКР)
200—250 18—20
20—30
130
До насыщения
(1—1,5) -105
300
Вода
880-850
5.4.2.
MgCl2 NaOH или Са(ОН)2 КМЦ-600
200—250 18—20
20—30
ПО
До насыщения
(1-1,5)-105
300
6
6.1.
Вода
6.1.1.
Вода
—
—
—
—
—
Ю
7
7.1.
Аэрированный раствор
7.1.1.
Бентонит Сульфонол (сульфонат) NaOH (Na2CO3) Вода
100—120 1—2
1—2 (5-25)
898—876 (894—851)
—
—
Окончание табл. 29.4
Тип
Индекс
Вид
Подвид
Рецептура
Предел термостойкости, °C
Устойчивость к агрессии
Регламентируемый состав фильтрата
Компонентный состав бурового раствора
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3
NaCl, г/л
Са2+, Mg^, мг/л
Общая минерализация, г/л
Содержание
Са2+, Mg^, мг/л
8
8.1.
Воздух
8.1.1.
Воздух
—
—
—
—
—
—
9
9.1.
Пена
9.1.1.
Сульфонол («Прогресс») КМЦ (ПАА, ПВС) NaCl (тринатрийфосфат) Вода
0,5—5,0
2—7,5
1—5
996—937
—
—
—
—
—
Примечания: 1. Концентрации химических реагентов и материалов приведены в расчете на сухое вещество.
Приведены рецепты при применении КМЦ-500 (600). Если используется КМЦ-350, то указанный расход реагента следует увеличить в 1,5 раза.
При забойной температуре более 70 °C в буровые растворы, содержащие лигносульфонаты или гуматы, вводят бихроматы натрия или калия массой 0,1—0,5 кг на 1 м3 бурового раствора.
В качестве смазочной добавки в буровой раствор необходимо вводить: СМАД-1 (20—40 кг); СГ (20—40 кг); нефть (100—120 кг); графит (5—10 кг); Т-66 (50—70 кг) на 1 м3 раствора.
При вспенивании бурового раствора вводят пеногасители: PC (20—30 кг); ПЭС (10—20 кг); Т-66 (30—100 кг); трибутилфосфат (0,1—0,5 кг); МАС-200 (0,5—0,2 кг) на 1 м3 раствора.
В качестве сероводороднейтрализующих добавок используют ВНИИТБ-1,2 (0,05—2,0 кг); ЖС-7 (5—40 кг) на 1 м3 раствора.
При поступлении в раствор ионов Са^ из разбуриваемых пород и пластовых вод в рецептурах 1.1; 1.2; 2.2; 2.3.1; 2.3.2; 3.3.1; 3.3.2;
3.3; 3.4; 4.1; 4.3; 4.4.2; 4.4.3; 5.3.2; 5.3.3 надо предусмотреть ввод кальцинированной соды в количестве 0,1—0,2 кг на 1 м3 раствора.
ных условий для вскрытия продуктивных пластов требуют применения большого ассортимента промывочных жидкостей, обладающих широкой гаммой свойств, функций и параметров.
В целом при выборе типа, состава и свойств промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин необходимо учитывать характеристику пород пластов-коллекторов, их проницаемость, свойства пластовых флюидов и жидкостей, пластовые давления (табл. 29.5).
В нефтегазопромысловой практике для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин наиболее широко используют:
воду, обработанную ПАВ;
глинистые растворы, обработанные ПАВ; в зависимости от конкретных геолого-физических условий они могут быть термостойкими, хлоркальциевыми, эмульсионными и т.д.;
безглинистые жидкости (меловые, полимерные);
безводные жидкости (нефть, дизельное топливо, различные смеси мазутов) с низкой плотностью;
известково-битумные растворы (смесь дизельного топлива, окисленного битума и извести), могут быть обработаны ПАВ (сульфонол) в количестве 1—3% от общего объема, в случае необходимости вводится барит;
гидрофобные эмульсионные растворы (смеси дизельного топлива, битумного порошка, молотой негашеной извести с водой в соотношении 1: 1 или 1 :1,5, где дисперсионной средой является углеводородный компонент, дисперсионной фазой — вода).
Для глушения газовых скважин наиболее целесообразно применять меловые растворы (табл. 29.6).
В ряде случаев, особенно при низких пластовых давлениях, глушение скважин осуществляют пенами. Плотность пены находится в прямой зависимости от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации и условий, в которых ее применяют. Пену готовят с помощью газожидкостного эжектора.
Один из используемых составов пены (из расчета на 1 м3 пенообразующей жидкости):
Вода, л 900—940
Глина бентонитовая, кг ... . 100—150 ПАВ (сульфонол), кг 7—15
Для глушения газовых скважин при капитальном ремонте рекомендуется применять стабильные высоковязкие эмульсии. Эмульсии не фильтруют и полностью извлекают из пласта. Они обеспечивают восстановление начальной проницаемости.
Для получения эмульсий используют сочетание ионоактивного вещества лиссанол и ионоактивного органического соединения КМЦ, которое служит эффективным активатором для создания стабильной высоковязкой эмульсии. Плотность раствора
^ Таблица 29.5
м Выбор промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов и глушения скважин
Категория пород
Характеристика пород
Группа пород по проницаемости (поровой). мкм2
Сочетание типов пластовых жидкостей
Рекомендуемые типы буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов (см. табл. 29.4)
в остаточной воде преобладают катионы натрия
в остаточной воде преобладают катионы кальция
1
Песчано-алевритовые породы слабо
0,001-0,01,
Л
5.1; 5.2
5.1; 5.2
уплотненные. Цемент преимущественно глинистый
0,01—0,1
А
(5.2); 3.3; 4.1
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2; 4.4;
5.3
0,01—0,1
Н
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2; 3.3;
4.1; 5.3 с ПАВ, кроме
С ПАВ, кроме 5.3.7; 5.3.8
5.3.7; 5.3.8
>0,1
А
3.3; 4.1
Н
3.1; 3.2; 4.2; 3.3; 4.1 с ПАВ
3.1; 3.2; 4.4; 5.3 с ПАВ
2
Песчано-алевритовые породы со сред-
0,001—0,04
Н
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2; 3.3;
(5.2); 3.1; 3.2; 4.2;
ней степенью уплотнения. Цемент
4.1; с ПАВ
глинисто-карбонатный со следами раскристаллизации
0,001—0,04
А
3.1; 3.2; 4.2; 3.3; 4.1 (с ПАВ)
4.4; 5.3 (с ПАВ), кроме
5.3.7; 5.3.8
0,04—0,1
Н
3.1; 3.2; 4.2; 3.3; 4.1
3.1; 3.2, 4.2; 4.4; 5.3
с ПАВ
с ПАВ, кроме 5.3.7; 5.3.8
0,04—0,1
А
3.3; 4.1
>0,1
Л
1—5 (кроме 3.4; 4.3)
1—5 (кроме 3.4; 4.3)
3
Песчано-алевритовые породы сильно
0,001—0,02
Н
(5.2); 4.4; 5.3; 3.1; 3.2;
(5.2); 4.4; 5.3; 3.1; 3.2;
уплотненные. Цемент кварцевый и
4.2; 3.3; 4.4 с ПАВ кро-
4.2
карбонатно-глинистый с признаками
ме 5.3.7; 5.3.8
кальцитизации, окремнения и оквар- цевания. Карбонатные породы с на
0,001—0,02
чальным признаками трещиноватости
0,02—0,05
0,02—0,05
>0,05
Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели, аргиллиты, порфириты, базальты и другие породы с развитой трещиноватостью
>0,05
0,001-0,05
0,001—0,05
>0,05
А
(5.2); 3.3; 4.1
(с^ ^ПАВ), кроме 5.3.7;
Н
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2; 3.3;
4.1 с ПАВ
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2 (с ПАВ), кроме 5.3.7
А
5.3.7; 5.3.8
3.3; 4.1
5.3.8
Н
1—5 с ПАВ (кроме 3.4;
4.3)
1—5 с ПАВ (кроме 3.4;
4.3)
А
3.3; 4.1
То же
Н
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2; 3.3;
4.1 с ПАВ и наполнителем
4.4; 5.3; 3.1; 3.2; 4.2 с ПАВ и наполнителем, кроме 5.3.7; 5.3.8
А
Кроме 5.3.7; 5.3.8 3.3; 4.1
То же
Л
1—5 с наполнителем (кроме 3.4; 4.3)
I—5 с наполнителем (кроме 3.4; 4.3)
Примечания: 1. А — сочетание активных типов нефти и воды; Л — любое сочетание типов нефти и воды, в том числе А; Н —любое сочетание типов нефти и воды, кроме А.
2. Указанный в скобках тип бурового раствора следует применять при значении проницаемости породы (базисной) менее половины от указанных в графе 3 интервала ее значений. Целесообразность широкого применения в этом случае указанного типа раствора для ^ вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах должна обязательно оцениваться для каждого нефтяного месторожде- ■ч НИЯ.
со
Таблица 29.6
Состав и свойства меловых растворов
Состав
Содержание, %
Водоотдача, смЗ/30 мин
Вязкость
СПВ-б, с
Плотность, г/см3
Суточный отстой, %
1. Бентонитовая глина
Мел
0,2%-ная каустическая
сода
10
25
65
45
24
1,28
1,75
2. Бентонитовая глина
Мел
0,2%-ная каустическая
сода
10
35
55
42
39
1,39
0
3. Бентонитовая глина Мел
Каустическая сода
КМЦ
Вода
10
25
0,1
0,4
64,5
8
52,5
0
4. Крахмал Каустическая сода Бентонитовая глина Мел Вода
0,19 0,53
10 25 64
8
54
1,3
0
5. Для работы в зимних условиях:
каустическая сода бентонитовая глина поваренная соль
Мел
Кальцинированная сода Вода*
0,13 10 14,5 25
1,0 49,3
72
29
1,44
0
6. Хлористый кальций Каустическая сода Кальцинированная сода Крахмал Бентонитовая глина Мел
Вода**
14,4 0,54 0,5 0,5
10
25
48,9
72
26
1,48
0
Тяжелые
растворы
1. Хлористый кальций
15,3
2. Каустическая сода Вода Барит
0,5
34,2
50,0
100
40
1,68
0
3. Хлористый кальций Каустическая сода Барит Мел
Вода
15,3 0,5 40,0 10,0
34,2
75
35
1,62
0
* Температура замерзания раствора —20 °C.
** Температура замерзания раствора —21 °C.
повышают с помощью насыщенного раствора хлористого кальция.
Состав гидрофобных эмульсий, %
(плотность 1,03 г/см3, вязкие—не текут)
Газовый конденсат 20
5%-ный водный раствор КМЦ80
Лиссанол (от общего объема жидкости)0,1
Газовый конденсат20
5%-ный водный раствор КМЦ в насыщенном растворе NaCI ...80
Лиссанол (от общего объема жидкости)0,1
Для глушения скважин при ремонтных работах рекомендуется применять также полимерные жидкости. В качестве компонентов для их получения используют товарный 8%-ный ПАА, технические соли СаС12; FeCls, ZnCl2, неионогенные ПАВ, техническую воду (пресную и соленую).
Полимерные жидкости (табл. 29.7) готовят следующим образом:
приготовляют водные растворы ПАА, содержащие 0,3—0,5% препарата и имеющие вязкость по СПВ-5 19—22 с, показатель водородных ионов pH = 6,94-7,0;
к раствору ПАА добавляют неионогенные ПАВ и техническую соль.
Для глушения скважин при высоких пластовых давлениях можно использовать поверхностно-активный полимерный раствор ПАПР (табл. 29.8).
Буферные жидкости применяют для предотвращения смешения цементных и промывочных растворов, обеспечения высокой степени вытеснения промывочного раствора из затрубного пространства, удаления глинистых корок со стенок скважины и очистки скважины от выбуренной породы. С помощью некоторых типов жидкостей осуществляют повторную герметизацию резьбовых соединений, тампонирование зон поглощений.
Таблица 29.7
Состав и свойства полимерных хлоркальциевых жидкостей
Добавка реагентов, кт/м3
Показатели полимерных жидкостей
ПАА
ПАВ
СаС1г
Вода
Плотность, г/см3
Вязкость по СПВ-5, с
Водоотдача, см3
Поверхностное натяжение, Н/м
снс, ГПа
37,5
-
300
Пластовая*
1,26
20
10
2,72
1,420
37,5
0,5
300
То же
1,25
18
8
1,14
1,170
62,5
—-
300
»
1,27
24 -
8,5
2,81
1,500
62,5
0,5
300
»
1,26
20
6,0
1,23
1,460
37,5
—
300
Пресная
1,25
22
8
2,78
1,840
37,5
0,5
400
То же
1,25
21
16,5
1,03
1,580
62,5
—,
400
»
1,26
26
6
2,41
2,400
62,5
0,5
400
>
1,26
23
4
0,88
1,890
* Пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г/см8.
Таблица 29.8
Состав и основные свойства поверхностно-активных полимерных растворов
Добавка, кг/м8
Вязкость, с
Плотность, г/см*
ПАА
ПАВ
Соль
62,5
600*
95
1,46
62,5
0,5
600*
87
1,46
—
—
600*
18
1,36
37,5
600*
23
1,36
37,5
0,5
600**
21
1,36
62,5
600**
27
1,36
62,5
0,5
600**
24
1,36
37,5
—
900***
20
1,51
62,5
0,5
2000***
98
1,89
* FeCls.
** СаС12.
*** ZnCI2.
Таблица 29.9
Краткая характеристика буферных жидкостей
Буферная жидкость, ее состав
Назначение и область применения
Химическая активность
Бода
Отделение тампонажного раствора от промывочных жидкостей. Исключение коагуляции в зоне смешения растворов
Инертная
Водная суспензия крахмала
Повышение коэффициента вытеснения
То же
Утяжеленная жидкость на основе полимеров (гипан, барит, вода) с плотностью до 1,7— 2,4 г/см3
Повышение коэффициента вытеснения при наличии зон осыпей и пластов с аномально высокими давлениями. Предотвращение выпадения утяжелителя в зоне смешения
»
7%-ный водный раствор КМЦ
Повышение коэффициента вытеснения
»
Эмульсии
То же
»
Вязкоупругийразделитель
(ВУР) на основе полиакрила
»
»
мида
Нефтепродукты (нефть, дизельное топливо с ПАВ)
Повышение коэффициента вытеснения в случаях использования нефтеэмульсионных буровых растворов
Эрозионная жидкость (вода, песок, КМЦ, цемент)
Удаление остатков бурового раствора и фильтрационной корки
>
15%-ный водный раствор соляной кислоты
То же
Активная
20%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты
»
То же
Буферная жидкость, ее состав
Назначение и область применения
Химическая активность-
5%-ный водный раствор едкого натра
5%-ный водный раствор кальцинированной соды
Раствор солей соляной кислоты Полимерная суспензия в виде 5%-ного водного раствора кремнийорганического продукта КЭ-1408
3—10%-ный водный раствор сернокислого алюминия
3—10%-ный водный раствор сернокислого железа
Водный раствор кислого пирофосфата натрия
Водный раствор ВНИИНП-117
1—2%-ный водный раствор ССБ (КССБ)
Незамерзающая жидкость (вода, диэтиленгликоль, песок)
Активная жидкость (вода, пуццолан, расширяющийся перлит) Аэрированная жидкость (вода, песок, цемент, ПАВ, газ или воздух)
Жидкостная пробка, состоящая из трех секций: 1) эмульсия типа «вода в нефти» с добавкой эмульгатора и карбонатной пудры; 2) 15%-ный раствор с антикоррозионным ингибитором; 3) водный раствор СаОз, NaCI или ZnCl2 требуемой концентрации
Раствор с тампонирующими свойствами
35—70%-ный раствор ортофос- форной кислоты
Удаление глинистой корки и пленки глинистого раствора
То же
» »
»
»
Удаление глинистого бурового раствора с высокой щелочностью из каверн и застойных зон в кольцевом пространстве Удаление остатков бурового раствора и фильтрационной корки
То же
Разделение тампонажного и бурового растворов.
Использование при цементировании в районах распространения вечномерзлых пород
Очистка ствола скважин от остатков глинистого раствора Повышение коэффициента вытеснения, особенно при наличии зон поглощения и гидроразрывов
Исключение перемешивания цементного раствора с буровым, обеспечение полного вытеснения последнего
Повышение коэффициента вытеснения
Отверждение глинистой корки
Активная
То же
» »
»
»
»
. »
Инертная
То же
»
»
Инертно-активная
Активная
То же
В промысловой практике используют следующие виды буферных жидкостей: воду; утяжеленные (на солевой или полимерной основах); комбинированные; аэрированные; эрозионные; незамерзающие; с низкой водоотдачей; вязкоупругий разделитель; нефть; растворы кислот.
Буферные жидкости классифицируют по основе. Например, водные — на нефтяной или полимерной основе или на основе других органических соединений (табл. 29.9).
ГЛАВА 30
ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Состав тампонажных материалов. Тампонажный цемент состоит из нескольких вяжущих (портландцемент, известь и Др.), минеральных (кварцевый песок, асбест, глина, шлак и др.), органических (отходы целлюлозного производства, хлопковые очесы) и других добавок, дающих после затворения в воде раствор, а затем камень (табл. 30.1—30.6).
В зависимости от вида вяжущей основы тампонажные це- ментЫ; делят на следующие виды:
на базе портландцемента;
на базе доменных шлаков;
белитокремнеземистый;
известково-песчаные смеси;
прочие виды (гипсовые на основе природных минералов и горных пород);
органические крепители на полимерной основе.
В зависимости от температуры испытания и применения тампонажные цементы делят на три класса:
для «холодных» скважин — ХЦ с температурой испытания 22+2 °C;
для «горячих» скважин — ГЦ с температурой испытания 75+3 °C;
для глубоких скважин (высокотемпературных) — ВЦ, который подразделяется на четыре группы:
Группа цемента .
ВЦА
ВЦБ
ВЦВ
ВЦГ
Температура испытания, °C .
100±3
125±3
150±3
200+3
Давление, МПа
30,0—50,0
30,0—50,0
40,0—60,0
50,0—100,0
По роду добавок-наполнителей тампонажные цементы классифицируют на песчаные, волокнистые, гельцементы, пуццола- новые, перлитовые, гематитомагнетитовые и другие, а по устойчивости в агрессивной среде —на нормальные и сульфатостойкие.
Тампонажный портландцемент представляет собой смесь измельченных материалов заданного минералогического соста-
Окись кальция СаО
Кремнезем SiO2
Глинозем А12О3
Окись железа FeO3
Окись магния MgO
Сернистый ангидрид 50з .
Фосфорный ангидрид Р2О5 .
Окись калия и натрия (K2O+Na2O)
Двуокись титана Т1О2 ....
60-6717—253—80,3—0,6 0,1—4,50,3—1,0 0,1—0,3 0,5-1,3 0,2—0,560-6717—253—80,3—0,6 0,1—4,50,3—1,0 0,1—0,3 0,5-1,3 0,2—0,5Свойства тампонажного раствора и камня существенно зависят от содержания перечисленных выше окислов (в %). Активные свойства тампонажного портландцемента в основном определяются химически связанной окисью кальция (СаО) с кремнеземом, глиноземом и окисью железа.
60-6717—25
3—8
0,3—0,6 0,1—4,5
0,3—1,0 0,1—0,3 0,5-1,3 0,2—0,5
60-6717—25
3—8
0,3—0,6 0,1—4,5
0,3—1,0 0,1—0,3 0,5-1,3 0,2—0,5
Тампонажные материалы и растворы для ремонтно-восстановительных работ в скважинах.
Волокнистый тампонажный портландцемент используют для предупреждения и ликвидации поглощений. Он представляет собой смесь тампонажного портландцемента с волокнистыми добавками (асбеста отходов целлюлозной, текстильной промышленности и др.), вводимыми в цементный раствор в количестве 2—3%. Размер волокон составляет 1—3 мм. Физико-механические свойства волокнистого цемента должны соответствовать ГОСТ 1581—85.
Облегченный тампонажный портландцемент рекомендуется применять для предупреждения и ликвидации поглощений. Цемент получают путем совместного помола тампонажного портландцементного клинкера, облегчающей добавки и гипса (или путем тщательного смешения этих же компонентов, измельченных раздельно). Массовое содержание клинкера в цементе должно быть не менее 30%.
В качестве облегчающих добавок используют пемзу, опоку, трепел, диатомит и др. Кроме того, цемент на месте потребления смешивают с добавками пористых неорганических материалов (перлит, керамзит, гильсонит, нефтяной кокс, углеродистые материалы и др.).
Требования к облегченному тампонажному портландцементу
Цемент для скважин «холодных»
Температура,°C 22±2
Сроки схватывания, ч: начало 2
конец 1,75
Предел прочности при изгибе, МПа, при плотности, г/см3:
«горячих» 75±3
18
8
<1,45 0,5
1,45—1,55 0,7
1,55—1,65 1,0
1,0
1,5
1,5
Таблица ЗОЛ
Параметры портландцементов, контролируемые при приемке
Тип
Основание
Тонкость помола (остаток на сите № 0,08), %, не более
Удельная площадь поверхности, СМ2/Г, не менее
Растекае- мость раствора, мм
Портландцемент тампонажный для «холодных» скважин
ГОСТ 1581—85
15
—
180—240
Портландцемент утяжеленный тампонажный для «холодных» скважин
ГОСТ 1581-85
15
—
180—220
Портландцемент песчанистый тампонажный для «холодных» скважин
ГОСТ 1581—85
15
—
180—220
Портландцемент солестойкий тампонажный для «холодных» скважин
ГОСТ 1581—85
15
—
180—220
Портландцемент низкогигроскопичный тампонажный для «холодных» скважин
ГОСТ 1581—85
15
180—240
Портландцемент тампонажный для «горячих» скважин
ГОСТ 1581—85
20
—
180—240
Портландцемент утяжеленный тампонажный для «горячих» скважин
ГОСТ 1581—85
20
—
180—220
Портландцемент песчанистый тампонажный для «горячих» скважин
ГОСТ 1581—85
20
—
180—220
Портландцемент солестойкий тампонажный для «горячих» скважин
ГОСТ 1581—85
20
—
180—220
Портландцемент низкогигроскопичный тампонажный для « горячих» скважин
Цемент тампонажный, шлакопесчаный:
ШПЦС-120
ШПЦС-200
Цемент глиноземистый марки:
400
500
600
ГОСТ 1581—85
ОСТ 39-017-80
ГОСТ 969—77
20
10
10
10
2500
2500
180—240
180—240
180—240
Цемент гипсоглиноземи-
•стый расширяющийся
ГОСТ 11052—74
10
—
—
Водоцементное отношение
Условия испытаний
Сроки схватывания, ч-мин
Предел прочности образцов, МПа, через время твердения, ч
Температура, °C
Давление, МДа
Начало, не менее
Конец, не более
Изгиб
Сжатие
24 1
48
24
72
0,5
22±2
Атмосферное
2—00
10—00
—
2,7
—
—
—
22±2
То же
2—00
12-00
—
1,0
—
—
—
22±2
>
2—00
12—00
—
2,0
—
—
—
22±2
2—00
20-00
—
1,0
—
—-
0,5
22±2
»
2-00
12—00
—
2,7
—
—
0,5
75±3
»
1—45
5-00
3,5
—
—
—
—
75±3
»
1-45
5—00
■—
2,0
—
—
—
75+3
»
1—45
5—00
—
4,0
—
—
—
75+3
Атмосферное
1—45
10-00
—
1,5
—
—
0,5
75±3
То же
1—45
5-00
3,5
—
—
—
0,43
90±3
40±2
2—00
8—00
2,5
0,40
160±3
60±3
3—00
8—00
4,5
—
—
20±2
Атмосферное
0—30
12—00
-
23,0
40,0
—
20±2
То же
0—30
12—00
—
—
28,0
50,0
—•
20±2
»
0—30
12—00
—
—
33,0
60,0
0,30
20+2
»
0—10
4—00
—
—
—
28,0
Тип
Основание
Тонкость помола (остаток на сите № 0,08), %, не более
Удельная площадь поверхности, см2/г, не менее
Растекае- мость раствора, мм
Цемент термосолестойкий Портландцемент облегченный тампонажный: для «холодных» скважин типа:
1
2
для «горячих» скважин типа:
1
2
Цемент тампонажный облегченный для «горячих» скважин
Цемент тампонажный утяжеленный шлаковый:
УШЦ-120
УШЦ-120
УШЦ1-200
УШЦ2-200
Цемент тампонажный утяжеленный:
УЦГ-1
УЦГ-2
Цемент тампонажный облегченный шлаковый типа ОШЦ
ТУ 39-081—75
ТУ 21-20-36—78
ТУ 39-01-08-469—79
ОСТ 39-014—80
ТУ 39-01-08-535—80
ТУ 30-01-08-297—77
15
15
20
20
15
2100
7000
2300 2000
2300
2000
2600
2300
200—220
180—230 180—230
180—230 180—230 200—220
180—240 180—240 180—240
180—240
180—210 180—210 180—240
Примечание. Прочерк в таблице означает, что значение данного параметра не
В промышленном масштабе выпускают три вида готовых к употреблению облегченных тампонажных цементов:
Сенгелеевский цементный завод — в качестве облегчающей добавки используется диатомит (20—25%);
цементный завод «Комсомолец» (г. Вольск) — в качестве облегчающей добавки используется опока (40—55%);
Карадагский цементный завод — в качестве облегчающей добавки используется пемза (30—45%).
Глиноземистый цемент (ГОСТ 969—77) применяют для предупреждения и ликвидации поглощений. Он является ускорителем срока схватывания цементных растворов, состоит из 40% глинозема, 40% окиси кальция, 10% окиси кремния, 9% окиси или закиси железа. Сроки схватывания: начало—от 20 мин до 4 ч, конец — от 1 до 12 ч. Цементный камень высокопрочный и водонепроницаемый по сравнению с портландце- 482
Водоце
ментное отношение
Условия испытаний
Сроки схватывания, ч-мин
Предел прочности образцов, МПа, через время твердения, ч
Температура, °C
Давление, МПа
Начало, не менее
Конец, не более
Изгиб
Сжатие
24
48
24
1 72
—
200+5
60±2
3—00
8—00
3,0
—
—
—
22+2
Атмосферное
1,50—1,65
2—00
18—00
0,7
—
22+3
То же
1,40—1,50
2—00
18—00
-—
0,7
75±3
Атмосферное
1,50—1,65
1—45
8—00
—
—
1,0
—
75+3
»
1,40—1,50
1—45
8-00
—
1,0
—
75+3
»
1,40—1,50
.—
90
1,1
0,35
90+3
40±2
2,06—2,15
2—00
8—00
2,5
0,32
90+3
40±2
2,16—2,30
2—00
8—00
2,5
—
0,35
160+3
60+3
2,06—2,15
3—00
10-00
—
2,5
—.
0,32
160+3
60±3
2,16—2,30
3—00
10—00
2,5
——
0,35
75+3
Атмосферное
1—45
2,06—2,15
5—00
2,0
0,32
75+3
То же .
1—45
2,16—2,30
5—00
■—
—
2,0
0,95+0,05
150+5
40 ±5
1,45-1,55
2—00
8—00
1,5
регламентируется в соответствующей НТД и он не подлежит контролю при приемке.
ментом. Ввиду дефицитности этот цемент используют в основном в смеси с портландцементом.
Глиноземистый цемент затворяется только на пресной воде при оптимальной для него температуре 15—20 °C. При повышении температуры прочность цемента снижается и при затворении необходимо вводить ускорители схватывания.
Требования к глиноземистому цементу
Марка400
Предел прочности при изгибе, МПа, через время, сут:
13,5
35,5
Предел прочности при сжатии, МПа, через время, сут:
120,0
340,0
500600
4,04,5
6,06,5
27,535,0
50,060,0
Таблица 30.2
Сохранность заводского тампонажного цемента при 6-месячном хранении в бумажной таре (в условиях Западной Сибири)
Вид цемента
Тонкость помола (остаток на сите № 008), %
Растекае- мость конуса, мм
Сроки схватывания, ч-мин
Предел прочности при изгибе через
2 сут, МПа
Начало
Конец
Исходный: в свежемолотом
6,8
240
6—20
8-35
3,5
виде
после хранения
Не регламенти-
230
9—20
12—10
2,3
С добавкой: в свежемолотом
руется
4,8
212
6—55
9—55
4,4
виде
после хранения
Не регламенти-
240
7—00
9—60
4,6
руется
Таблица 30.3
Влияние температуры и давления на прочность портландцементного раствора
Температура, °C
Давление, МПа
Предел прочности при изгибе, МПа, через период времени, ч
12
24|
4S |
98
168|
|336
22
5,0
0,8
2,7
3,4
3,9
4,3
22
70,0
—
1,3
3,2
3,9
—
4,6
75
5,0
4,0
6,2
6,3
6,4
6,4
—
75
70,0
4,2
6,4
6,4
6,4
6,3
ПО
5,0
3,9
4,3
4,4
4,5
—
НО
70,0
3,7
4,4
4,3
4,4
4,3
—
140
5,0
2,0
2,0
1,9
1,6
1,7
1,6
140
70,0
1,9
2,0
1,6
1,6
—
—
200
5,0
1,1
1,0
—
—
1,1
200
70,0
0,9
1,0
—
—
—
0,8
Растворяющийся водонепроницаемый цемент (ВРЦ) применяют при ликвидации поглощений с добавкой ускорителей или замедлителей схватывания. Он является быстросхватывающим- ся и быстротвердеющим, вяжущим, получаемым путем тщательного смешения глиноземистого цемента (до 75%), высокопрочного (или строительного) гипса (20—22%) и высокоосновного гидроалюмината кальция.
Перлито-глиноцементные цементные растворы используют для ликвидации поглощений (плотность 1,10—1,50 г/см3). Раствор готовят из тампонажного портландцемента, вспученного перлита и глинопорошка. Вспученный перлит как самостоятельную добавку вследствие всплывания зерен в цементном раство- 484 "
Таблица 30.4
Влияние облегчающих добавок на свойства цементных растворов
Добавка
1?
§1 Ч кг
<и5- р-з
РЭ и
5 я
я л 1 § 2 В CJ Л я ° 5 5 * к ® ° ® 5 CL 3 о Л
!|^ 5 С Й с и' ш 5 у ©°
ЕК
Вид
Характеристика
Диатомит
Удельная поверхность, см2/г:
2,6
То же
17 000
50
1,40
1,20
19,0
1,55
»
20 000
30
2,80
1,35
26,0
1,49
2,9
»
22 000
50
1,50
1,25
19,5
1,52
2,8
Обожженный диатомитовый порошок
Вспученный перлитовый порошок
Молотый
Объемная масса, г/см3:
30
1,75
1,025
22,5
1,57
1,9
0,14
14,2
4,00
1,12
24,0
1,57
2,0
0,26
26,0
2,30
0,10
21,0
1,56
2,2
0,47
47,0
1,10
0,95
21,0
1,59
2,0
Трепел
Удельная поверхность, 20 500 см2/г
21,0
2,50
0,92
25,0
1,60
2,0
ре не применяют. Одновременно со вспученным перлитом необходимо в раствор вводить бентонит (% от массы цемента):
Перлит Ю—'1515—20
Бентонит 4—88—10
Водопотребность таких растворов0,7—1,8 см3/г.
Газоцементные растворы служат для ликвидации катастрофических поглощений. Они состоят из 100% тампонажного цемента, 50% воды, 2% жидкого стекла, 2% поваренной соли и 0,2% алюминиевого порошка.
Цементно-зольные растворы рекомендуется использовать для изоляции протока агрессивных пластовых вод, содержащих щелочи. Они состоят из тампонажного цемента, облегчающей добавки (пылевидная топливная зола — отходы ТЭЦ или ГРЭС) и воды. Раствор затворяют на 10%-ном растворе NaCl при соотношении цемента и золы 0,5:0,5 и водоцементном отношении, равном 0,35—0,5. Раствор можно применять при температуре до 120 °C.
В кислой среде камень этого раствора легко растворяется.
Смолопесчано-цементные тампонажные растворы рекомендуется использовать при ликвидации поглощений. Они состоят из водного раствора смолы ТСД-9 (1:1), отвердителя смолы — формалина (0,3 ч), песчано-цементной смеси (или портландцемента). Цементно-песчаную смесь, содержащую 10—90% песка, затворяют в водном растворе ТСД-9.
Нефтецементные растворы (НЦР) рекомендуется применять для ликвидации поглощений, изоляции пластовых вод и при
Таблица 30.5
Влияние добавки бентонита на свойства цементного раствора и камня (температура 75 °C; давление атмосферное)
Добавка бентонита, %
в/ц
Плотность, г/см3
Схватывание, ч-мин
Предел прочности, МПа, через 2 сут при
Начало
Конец
изгибе
сжатии
0
0,50
1,87
1—45
2-30
6,40
20,0
5
0,69
1,70
2—22
2—57
5,45
19,1
7,5
0,84
1,68
2—30
3—00
3,03
12,2
10
0,96
1,57
2—37
3—10
2,47
11,7
12,5
1,06
1,49
2—56
3—27
2,20
9,0
Таблица 30.6
Влияние добавки песка на прочность цементно-песочного камня
Состав смеси, части
Предел прочности при изгибе через 2 сут, МПа
Температура,
°C
ПО
|130
|160
|180
|200
Цемент
Песок
Давление, МПа
30,0
30,0
40,0
45,0
50,0
3
1
4,62
6,20
7,95
8,52
9,40
2
1
4,57
5,83
7,12
8,23
9,15
1
1
4,68
5,31
7,01
7,98
9,06
1
2
4,34
5,26
6,27
5,23
4,85
цементировании скважин в условиях трещиноватых коллекторов. При смешении с водой растворы быстро теряют подвижность, превращаясь в камень с одновременным выделением нефтепродуктов. Для увеличения подвижности растворов служат ПАВ: крезол (до 1%), кубовые остатки, нафтенафт кальция, осидол, димеру.
Нефтецементные растворы готовят из цемента и нефти (или дизельного топлива) в количестве 40—50% от массы цемента.
Преимущество нефтецементных растворов заключается в их несхватываемости при отсутствии воды и высокой прочности камня. На основе НЦР готовят быстросхватывающиеся смеси. Растворы без добавления воды не схватываются, наличие воды способствует их загустеванию, а введение ускорителя — схватыванию. При необходимости в НЦР вводят наполнители.
Отверждаемые глинистые растворы служат в основном для ликвидации поглощений и при ремонтно-изоляционных работах. Растворы на основе стабилизированного глинистого раствора получают путем введения смолы ТС-10 (или ТСД-9) и отвердителя (формалина). При введении смолы ТСД-9 в раствор, обра- 486
Таблица 30.7
Характеристика отверждаемых глинистых растворов
Температура, °C
Объемный состав, %
Сроки загустевания, ч-мин
Прочность при изгибе, МПа
TC-10
Формалин
Глинистый раствор
Начало
Конец
5
26
17
57
4—40
7—00
1,2
10
25
17
58
2—50
3—40
1,2
15
26
16
58
2—20
2—40
1,3
20
24
12
64
2—20
2—40
1,6
25
24
12
64
1—50
2—10
1,8
30
24
12
64
1—20
1—35
1,9
35
24
12
64
0—55
1—20
2,0
40
24
10
66
0—45
1 — 10
1,6
45
23
9
68
0—55
1—00
1,7
50
22
8
70
0-35
0-40
1,3
ботанный УЩР, объемы раствора и смолы должны быть для предупреждения получения малоподвижной смеси равны. Эти растворы можно применять до температуры 50 °C.
В процессе приготовления отверждаемых глинистых растворов (табл. 30.7) смеси из смолы и глинистого раствора, формалина и глинистого раствора готовят отдельно.
Тампонажная отверждаемая смесь СКМ-19 отличается устойчивостью к разбавлению пластовыми водами, содержит 100 г мочевиноформальдегидной (карбамидной) смолы М-19-62 и 0,03—2,00 мае. частей технического хлорного железа (ТУ 6-02-602-70), являющегося эффективным отвердителем смолы М-19-62 (ГОСТ 14231—78). При перемешивании смолы с отвер
дителем смесь загустевает через определенное время, а затем затвердевает с интенсивным набором прочности.
Свойства смеси СКМ-19 при температуре 24 °C
1001001001002,01,000,750,50—09 0—50 1—25 2—000—17 1—17 1—55 3—001001001001002,01,000,750,50—09 0—50 1—25 2—000—17 1—17 1—55 3—00Состав смеси, массовые части: М-19-62 хлорное железо
100100100100
2,01,000,750,5
0—09 0—50 1—25 2—00
0—17 1—17 1—55 3—00
100100100100
2,01,000,750,5
0—09 0—50 1—25 2—00
0—17 1—17 1—55 3—00
Сроки схватывания, ч—мин: начало конец
п р и м е ч а и и е. Через 6 ч получают «упругий» образец, т. е. ход поршня в приборе Михаэлиса при давлении более 15 МПа.
Для повышения закупоривающей способности смеси СКМ-9 в нее вводят различные наполнители. Она имеет низкую чувствительность к разбавлению пластовыми водами, содержащими хлориды натрия, кальция, магния и сульфат натрия.
Метасоцементные пасты применяют для изоляции зон поглощений. Тестообразные однородные пасты такого рода с низким содержанием хлорида кальция и метаса готовят путем смеше-
ния 10—15%-ного водного раствора метаса с цементным раствором, приготовленным на водном растворе хлорида кальция при В/Ц = 0,44-0,5, при следующем соотношении компонентов (массовые части): 100 — тампонажного цемента, 0,125—0,50 — метаса; 0,021—0,17 — кальцинированной соды, 5,00 — хлорида кальция. Метас растворяют в щелочной среде (в кальцинированной или каустической соде) при отношении его к воде 3:6.
Метасоцементные пасты с высоким содержанием хлорида кальция и метаса получают путем введения водного раствора в цементный раствор, приготовленный на водном растворе хлорида кальция высокой концентрации при следующих соотношениях сухих компонентов (массовые части): 100 — тампонажного цемента, 0,72—1,00—метаса; 0,12—0,33 — кальцинированной соды, 15—18 — хлорида кальция, 54—40 — воды.
Структурно-механические свойства метасоцементных паст
(на основе цементного раствора с В/Ц=0,44-0,45 и раствора метаса с метасосодовым соотношением 3—3,5)
10%-ного
водного
’Состав: цемент, г200
вода, г80
СаС12:
г10
%..5
метас в 10 %-ном растворе: г 1,0
% 0,5
В/Ц 0,4
Густота через 2—5 мин по Тетмейеру, мм7—24
Сроки схватывания, ч — мин: начало4—30
конец9—50
200
90
10
5
0,8
0,4 0,45
6—22
4—15 8—10
200
100
10
5
0,6
0,3
0,5
2—18
5—15
9—10
200
80
20
10
7,5 0,75 0,4
12—26
1—20 3-20
Примечания; 1. Для приготовления был использован жаемостью 18 см.
2. Растекаемость полученной смеси равна нулю.
цементный раствор
с расте-
Структурно-механические свойства метасоцементных
Состав: цемент, г
вода, г ..
СаС12: г % . метас: г
Густота через 2—5 мин по Тетмейеру, мм .
Сроки схватывания, ч — мин: начало конец
паст при В/Ц=
200
80
30
15
1,5
0,75
19—19
2—20
4—20
0,4
200
80
30
15
2,0
1,0
18—18
3—30
5—30
Примечание. Растекаемость полученной пасты равна нулю.
Применяют метасоцементные пасты, содержащие (в массовых частях): 100 — тампонажного цемента, 40—50 — воды, 4— 8 — хлорида кальция, 0,033—1 — кальцинированной соды, 0,1 — 3 — метаса. Эти пасты при растекаемости, равной 0, показали пластическую прочность через 3 ч с момента приготовления 7,0 кПа, начало схватывания 2 ч 00 мин — 5 ч 00 мин, конец схватывания 3 ч 30 мин — 9 ч 00 мин, прочность на сжатие через 48 ч твердения при температуре 20 °C составила 3—5 МПа.
Полиакриламидцементные пасты служат для ликвидации поглощений. Товарный технический гелеобразный полиакриламид является слабым пастообразователем цементных суспензий. Для повышения активности ПАА вначале на его водном растворе получают цементную суспензию с В/Ц = 0,6-^0,7. В этом случае происходит гидратация цемента с образованием щелочной среды гидроокиси кальция и частично гидроксидов калия,, натрия (КОН, NaOH), а затем частичное дополнительное омыление амидных и карбоксильных групп одновалентных солей ПАА. Это позволяет получать полиакриламидные пасты путем смешения двух цементных суспензий.
Полиакриламидцементные пасты (ПААЦП) получают путем смешения двух цементных суспензий (на водном растворе ПАА и на водном растворе хлористого кальция) при следующем соотношении компонентов (массовые части):
Портландцемент тампонажный ...100
Полиакриламид0,14—0,2
Хлористый кальций3,5—4
Вода пресная55—60
Для повышения структурно-механических свойств ПААЦП, полученных методом смешения двух цементных суспензий, в ее состав дополнительно вводится добавка бентонитового глинопорошка при следующем соотношении компонентов (массовые части):
Портландцемент тампонажный . . . .100
ПАА 0,15
Бентонит модифицированный . . . .1
Хлористыйкальций 5
Вода 55—60
Смеси на основе латексов используют для борьбы с поглощениями. Смеси на основе малоконцентрированных латексов (МКЛ) содержат в качестве основного компонента латексы СКМС-30 АРК, ДВХБ-70, ДВМП-ЮХ, СКС-30 ШХП с содержанием 25—30% сухого вещества, которые коагулируют в водном растворе хлористого кальция, образуя плотную резиноподобную массу. Перед применением МКЛ структурируют путем введения 0,5—1% к их массе порошкообразной КМЦ при кру-
говой циркуляции латекса. Если КМЦ используют в виде раствора, то следует вводить 10% латекса и 5—7% раствора КМЦ.
Структурно-механические свойства ПААЦП
в/ц
0,55
0,6
0,6
Суспензия на основе ПАА
Состав, г: цемент
100
100
100
ПАА
0,15X2
0,15X2
0,15X2
В/Ц
0,65
0,65
0,65
Суспензия на основе хлористого кальция Состав, г:
цемент
100
100
100
хлористый кальций
3,5X2
5X2
5X2
глинопорошок ... ■ .
—
2X2
1X2
В/Ц
0,45
0,45
0,5
Пустота по ГОСТ 310, 6—85, мм .
12
18
22
Давление по ГОСТ 1440—78, кПа .
1,8
2,4
2,9
Сроки схватывания, ч—мин: начало
3—30
2—55
2—30
конец
8—20
4—20
3-55
Структурирование латексов способствует равномерному распределению в них наполнителей. Оптимальная добавка наполнителей (опилки, кордное волокно, мелкий керамзит, мелкая резиновая крошка) составляет 100—120 кг на 1 м3 латексов.
Смесь на основе латекса и глинистого раствора служит для борьбы с поглощениями.
Характеристика смеси на основе латекса и глинистого раствора
Отношение латекса и 40%-ного стого раствора
глини-
1:1,15
1:1
1,5:1
Массовый состав, латекс СКС-50
%:
кгп . . .
34,7
44,4
54,5
глинопорошок
26,1
22,3
18,2
вода
39,2
33,3
27,3
Плотность, г/см8
—
1,12
—
Давление, кПа
..«•.
1,6
3,2
5,0
ГЛАВА 31
МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАБОТ НА СКВАЖИНАХ
Материалы, реагенты и составы растворов для кислотных обработок призабойной зоны пласта скважин. При всех видах кислотных обработок скважин соляная кислота является основным химическим материалом, от качества которого в значительной степени зависит успех проводимых работ.
Для кислотных обработок скважин используют синтетическую кислоту (ГОСТ 857—78), а также кислоты из абгазов и техническую соляную кислоту I сорта (табл. 31.1) при условии обязательной препарировки их хлористым барием, уксусной 490
Таблица 31.1
Характеристика соляной кислоты
Содержание, %
Синтетическая (ГОСТ 857—78)
Из абгазов органических производств
ТУ БУ 33-53
Техническая
I сорт
II сорт
Хлористого водорода, не менее
31
27,5
27,5
27,5
Железа, не более
0,02
0,03
0,03
Не нормируется
Серной кислоты в пересчете на 50з, не более
0,005
Не установлено
0,4
0,6
Мышьяка, не более
0,0002
0,1
Не нормируется
Свободного хлора, не более
0,1
—
кислотой и добавкой ингибитора. Кислота II сорта не пригодна для кислотных обработок скважин.
Во всех случаях, когда кислотный раствор содержит железа больше чем 0,02%, необходимо добавлять 1 —1,5% уксусной кислоты, чтобы предупредить выпадение в пласте осадка хлорного железа.
Для удаления из состава примесей серной кислоты в разбавленный рабочий раствор соляной кислоты добавляют 0,02— 0,05% хлористого бария. После длительного отстоя осадок сернокислого бария удаляют из рабочего раствора.
На заводах-поставщиках соляную кислоту препарируют специальными добавками, снижающими степень коррозионного воздействия на металл:
ингибированная синтетическая соляная кислота (ВТУ СПХ 2345-50) с показателями в соответствии с ГОСТ 857—78, но с концентрацией, пониженной до 19—25%;
ингибированная соляная кислота, полученная из абгазов органических производств (ТУ МХП 3354-52) с концентрацией 18—20%.
В качестве ингибиторов в эти кислоты добавляют 0,8—1% ПБ-5 и 0,01—0,15% хлористого мышьяка.
Часть соляной кислоты может быть заменена кислотными стоками различных химических производств (табл. 31.2).
Введение в состав промыслового рабочего кислотного раствора кислотных стоков, содержащих уксусную кислоту, исключает необходимость добавления в раствор товарной уксусной кислоты.
Кислотные стоки должны удовлетворять следующим требованиям:
Таблица 31.2
Состав кислотных стоков некоторых заводов
Общая кислота в пересчете на уксусную кислоту, %
В том числе уксусные кислоты в стойках, %
Содержание кислоты от общей кислотности, %
Муравьиная '
Уксусная
Пропионовая
Масляная
15,0
15,0
100,0
15,0
3,8
53,3
26,7
10,0
10,0
28,8
12,2
35,4
42,3
13,6
8,2
общая кислотность не должна быть ниже 15% в пересчете ■на уксусную кислоту;
содержание уксусной кислоты должно быть не ниже 25% от общей кислотности, выраженной в уксусной кислоте;
не должны содержать механических примесей более 15 мг/л и веществ, которые могут выпадать в осадок после нейтрализации кислотного раствора.
Концентрацию рабочего состава соляной кислоты подбирают в зависимости от конкретных пластовых условий и вида обработки (табл. 31.3—31.9).
Вязкость гидрофобных эмульсий по СПВ-5, с
80-90% 14%-ной НС1
10—20% конденсата
0,3% эмульгатора Т-1
0,1% ОП-7 .. . .100—1000
80—90% 14%-ной НС1
10—20% конденсата
0,3% эмульгатора Т-21
0,1% авиважа К-2
0,025% ОП-10 100—1000
80—90% 14%-ной НС1
10—20% конденсата
0,5% диаминдиолеата 100—1000
80-90% 14%-ной НС1
10—20% конденсата
0,3% авиважа Б В
0,1% «Чимаролл»100—1000
70—90% воды
10—30% конденсата
0,3% эмульгатора Т-1
0,1—0,2% эмульгатора ОП-10 45
70—90% воды.
10—30% керосина
0,3% эмульгатора Т-1
0,1% эмульгатора ОП-10 35—500
85—90% воды
10—15% конденсата.
0,3% эмульгатора Т-1 (Т-2)
0,1% авиважа К-2
0,03% эмульгатора ОП-10 .. .. 400—500
Таблица 31.3
Количество технической соляной кислоты (числитель) и воды (знаменатель) (в л), необходимое для приготовления 1 м3 раствора различной концентрации
Расчетная концентрация раствора. %
Исходная концентрация раствора, %
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
37
290
255
227
205
186
170
157
145
134
125
118
114
5
710
745
773
795
814
830
843
855
866
875
882
886
348
306
273
246
223
204
188
174
162
151
141
136
6
652
694
727
754
777
796
812
826
838
849
859
864
406
357
318
286
261
238
220
202
188
176
165
159
7
594
643
682
714
739
762
780
798
812
824
835
841
463
409
364
328
297
272
251
232
215
200
188
182
8
537
591
636
672
703
728
749
768
785
800
812
818
522
459
409
368
335
306
282
260
242
226
211
204
9
478
541
591
632
665
694
718
740
758
774
789
796
10
579
511
455
410
372
340
313
289
269
252
235
228
421
489
545
590
628
660
687
711
731
748
765
772
12
695
613
546
492
447
408
376
347
329
301
282
273
305
387
454
508
553
592
624
653
677
699
718
727
14
811
715
636
573
520
477
438
405
377
351
329
318
189
285
364
427
480
523
562
595
623
649
671
682
16
816
727
655
595
544
502
463
430
402
376
364
"184
273
345
405
456
498
537
570
598
624
636
18
818
737
669
612
564
521
484
452
423
410
182
263
331
388
436
479
516
548
577
590
20
819
743
680
626
579
538
501
470
455
—.
181
257
320
374
421
462
499
530
545
22
850
783
723
672
627
588
569
150
217
277
328
373
412
431
Материалы и реагенты для гидроразрыва пластов газовых скважин. Эффективность метода гидравлического разрыва пласта в основном зависит от правильного выбора рабочих жидкостей, который обусловлен конкретными условиями: скоростью закачки; степенью трещиноватости и проницаемости пласта; содержанием глинистых частиц в продуктивном пласте; наличием известняка в породе; температурой и давлением пласта; смачиваемостью породы; насыщенностью жидкостью.
Для проведения гидроразрывов пласта необходимы рабочие жидкости: разрыва пласта, песконосители, продавочные.
В качестве жидкостей разрыва и песконосителей целесообразно использовать гидрофобные и гидрофильные эмульсии. При работе в коллекторах, не содержащих карбонатных соеди-
Таблица 31.4
Требуемое количество ингибиторов в зависимости от температуры
Ингибитор
Рекомендуемая концентрация ингибитора в 10—14%-ной НС1, %
Температура, °C
Кратность снижения коррозионного действия
Состояние раствора после полной нейтрализации кислоты
В-2
0,05-0,1
60—100
100
Осадка нет
ПБ-5
Уротропин
1
1
80—100
30
Выпадение осадка, для предотвращения которого необходимо извлекать отреагированную кислоту с остаточной кислотностью не менее 1%;
ПБ-5 Уротропин Каталин
Реагент
И-1-Д
0,5 0,5
0,5
1
1
80—100
40
То же
Уротропин
1 1
75—100
90
Осадка нет
Таблица 31.5
Количество плавиковой кислоты (в л), необходимое для приготовления 1 м3 раствора глинокислоты различной расчетной концентрации
Расчетная концентрация плавиковой кислоты в глинокислоте, %
Исходная концентрация плавиковой кислоты, %
Плотность плавиковой кислоты, г/см3 (концентрация)
40
60
1
22,2
14,1
1,13 (40%-ная)
2
44,4
28,2
3
66,6
42,3
4
88,8
56,4
1,184 (60%-ная)
5
111,0
70,5
6
133,2
84,6
нений, целесообразнее применять гидрофобные эмульсии на водной основе, которые не надо разбавлять водой, так как они стабильны. Для работы в зимних условиях в качестве рабочих жидкостей целесообразнее использовать незамерзающие гидрофильные кислотно-конденсатные эмульсии (табл. 31.10).
В породах с низкой прочностью в качестве рабочих жидкостей часто служат техническая вода, слабые растворы соляной кислоты (1,5—2,0 %-ной концентрации), дизельное топливо, растворы неорганических солей, газовый конденсат, нефть.
Таблица 31.6
Количество технической 24%-ной соляной кислоты, 40%-ной плавиковой кислоты и воды (в л), необходимое для приготовления 1 м3 глинокислоты различной концентрации
о> о в * gs
к в 3
$ 5 о
О Д' 3
Расчетная концентрация, %
6
8
10
12
14
16
я 2 р и м
О? я
||
s 5
Е м
Я ^ о CQ
1”
и ®
5 s
i
и
Ч о
6 и
is с ®
5 а
* 5
* о
о “ и §
я
S ” 1° С я
Я о И
is р о §
§ 2 § ° Я 3 5 ® С и
о а
is
§3
О W
я
С м
и
1
223
22,2
754,8
297
22,2
680,8
372
22,2
605,8
447
22,2
530,8
520
22,2
457,8
595
22,2
382,8
2
223
44,4
732,6
297
658,6
658,6
372
44,4
583,6
447
44,4
586,0
520
44,4
435,6
595
44,4
360,6
3
223
66,6
710,4
297
66,6
636,4
372
66,6
561,4
447
66,6
486,4
520
66,6
413,4
595
66,6
338,4
4
223
88,8
688,2
297
88,8
614,2
372
88,8
614,2
372
88,8
464,0
520
88,8
391,2
595
88,8
316,2
5
223
111,0
666,0
297
111,0
592,0
372
111,0
317,0
447
111,0
442,0
520
111,0
111,0
595
111,0
294,0
6
223
133,2
643,8
297
133,2
569,8
372
133,2
494,8
447
133,2
419,8
520
133,2
346,8
595
133,2
271,8
со сл
Таблица 31.7
Количество технической 27 %-ной соляной кислоты, 40 %-ной плавиковой кислоты и воды (вл), необходимое для приготовления 1 м3 глинокислоты различной концентрации
5 о
S о о М я s к та та ч .
* к 3
Ч> К о У S ё о СГо та s & ан
Расчетная концентрация, %
6
8
10
Г2
14
16
та 2 go §5 О S
° та
с ®
у о я
та " 5 о §3 и ®
63
§ та
II
м
1*
Ч О и и
§ та
5 2
о
И
® 2 я о ”3 о я о S
||
5s
m
5g $ё §£ и я
ii
о
СР
2” *2 о ° и §
§ та
"i с®
5
м
1
196
22,2
781,8
261
22,2
716,8
326
22,2
651,8
391
22,2
568,8
457
22,2
520,8
522
22,2
455,8
2
196
44,4
759,6
261
44,4
694,6
326
44,4
629,6
391
44,4
564,6
457
44,4
498,6
522
44,4
433,6
3
196
66,6
734,4
261
66,6
672,4
326
66,6
607,4
391
66,6
542,4
457
66,6
476,4
522
66,6
411,4
4
196
88,8
715,2
261
88,8
650,2
326
88,8
585,2
391
88,8
520,2
457
88,8
454,2
522
88,8
389,2
5
196
111,0
693,0
261
111,0
628,0
326
111,0
563,0
391
111,0
498,0
457
111,0
432,0
522
111,0
367,0
6
196
133,2
670,8
261
133,2
606,8
326
133,2
541,8
391
133,2
476,8
457
133,2
410,8
522
133,2
345,8
32—33932—339Таблица 31.8
32—339
32—339
Количество технической 32 %-ной соляной кислоты, 40 %-ной плавиковой кислоты и воды (в л), необходимое для приготовления 1 м3 глинокислоты различной концентрации
5 о У g о 1
s к 3
¥ S °
™ Я s
Расчетная концентрация, %
6
8
10
12
14
16
та™
«1
О к
и 2
§ та
С м
и
Зе р и §
с ®
cti 1=1 О И
Зе
О И
<9
5s i! О в U й
° та
И
С к
5 и
Зе
и §
||
5 и
Зе
|| 6 §
II 5 к С у
СУ
о И
1
162
22,2
185,8
215
22,2
762,8
269
22,2
708,8
323
22,2
654,8
377
22,2
600,8
430
22,2
547,8
2
162
44,4
763,6
215
44,4
740,6
269
44,4
686,6
323
44,4
632,6
377
44,4
578,6
430
44,4
525,6
3
162
66,6
771,4
215
66,6
718,4
269
66,6
664,4
323
66,6
610,4
377
66,6
556,4
430
66,6
503,4
4
162
88,8
749,2
215
88,8
696,2
269
88,8
696,2
269
88,8
588,2
377
88,8
534,2
430
88,8
481,2
5
162
111,0
727,0
215
111,0
674,0
269
111,0
620,0
323
111,0
566,0
377
111,0
512,0
430
111,0
459,0
6
162
133,2
704,8
215
133,2
651,8
269
133,2
597,8
323
133,2
543,8
377
133,2
489,8
430
133,2
436,8
СП СП #- СО КЗ 1—
Расчетная концентрация плавиковой кислоты, %
чг и
О о го
5 « м =
S я л *° 2 = 5 3§. о 2“ го
» S о
NM Se
S го и Q
5 0
§ Sff st S X is ei тз-
W 4x Sa О
У
в
о Я S fa p №
5 s
>0 P И J= 0 §» в s fa 0 H E
s » 0 Ja E
'S' fa
соСососососо
озозозозозоз
Соляная кислота
СТ)
о
03 Й
X о Щ
В)
S
СО—00О4хto
to"ООСТ)414
К>ООО03"^to
Плавиковая кислота
NNос00
СОСП-Чсо—4^
ОсоСП“Чсо—
00ОГО4^оз00
Вода
000000000000
totototototo
Соляная кислота
00
CO1—00034^to
CO—00034^to
toCD00034^to
Плавиковая кислота
СЛ 03 03 03 03 03 00 0 to сл -ч co 4 4 CD— CO СЛ
00 "o to 4* 03 00
Вода
totototototo
totototototo
000000000000
Соляная кислота
0
co—00Chnd
CO00Ch4^ND
NDО00ChODND
Плавиковая кислота
№0303NЧЧ
to0300—to
00-toСЛЧО
“00ОtO4xCD00
Вода
totototototo
toCotocototo
Соляная кислота
to—00оз4^to
to>—00034^to
toO00Оз41-to
Плавиковая кислота
СП ОЗ Оз 03 03 “4 co •— CO 03 oo о to 03 00 О to 4^
00 0 to 4^ 03 00
Вода
CoCoCOCOCOCO
000000000000
Соляная кислота
4
to1—00оз4*.to
to—00034^to
to000оз*•to
Плавиковая кислота
сл сл ст оз оз оз oo 4 со и- to сл 4^ 1— to СЛ -4 CD 00 О "tO 4* 03 00
Вода
to Co to CO to to оз оз оз оз оз оз 4^ 4». ,4 4^ >4 4^
Соляная кислота
о
to — 00 03 4^ tO to - 00 оз 4 to "to О 00 03 4» tO
Плавиковая кислота
СП СП СП СЛ СП 03 О tO 4* 03 CD ^ to сл ^ со ^- to "оо О to 4 03 to
Вода
Таблица 31.10
Рецептуры рабочих жидкостей и их параметры
Состав
U и
S
О S
л1? uS о С «О 8 о
а> та о
о
я « ° о я У о и о
С %
i aS
к §
So
<D f 3
H 0.0
Я °
° К °^
н <U Ч и к ® О
О к sr а
М Ч * в
д S SO
Ч Я р»
га £ s | 5 и ®2
Газовый конденсат 6%-ная НС1 «Сапаль»
80
20
0,1
0,848
169
44
2,1
58—72
53,2
72
Газовый конденсат 14%-ная НС1 «Сапаль»
80
20
0,1
0,782
270
45
4,2
58—72
50,8
180
Газовый конденсат
Бода «Сапаль»
80
20
0,1
0,858
99
55
3,4
80—100
76,34
96
Газовый конденсат 6%-ная НС1 Лиссапол
80
20
0,05
0,842
240
11,2
1,9
50—53
57,2
120
Газовый конденсат 14%-ная НС1 Полиэтоксиамин
80
20
0,1
0,724
210
8
0,9
90—95
141,3
10
Газовый конденсат 14%-ная НС1
Синтанол ДТ-7 марки Б
80
20
0,1
0,768
56
20,5
0,18
60—65
70,03
24
Газовый конденсат
Вода
Конокс
80
20
0,1
0,844
72
3,5
2,5
60-65
43,13
720
Газовый конденсат 14%-ная НС1 Превоцелл Е-0
85
15
0,1
0,830
150
24,3
1,5
80—85
133,6
60
Газовый конденсат Вода
Превоцелл Е-0
80
20
0,1
0,809
91
4,8
1,6
70—90
40,8
120
Газовый конденсат Вода
Смачиватель СВюп
90
10
0,1
0,862
98
13,5
1,8
95—100
57,6
48
Газовый конденсат Кислые стоки Синтанол ДТ-7
70
30
0,1
0,768
106
20,5
0,2
60—65
70,03
24
Газовый конденсат
Кислые стоки
ОП-7
80
20
0,2
0,885
385
38,6
0,3
75—82
53,4
14
Состав
и я
Ct
я1?
оС И и
га с
53s о
м я Я
с s
0 5? га
о и Д ° С К
<3 и
о 0.0^ я к о га S - н щ g и я 5 g.
га ч я с
i S sU
5 . so
ОС ^ Я и 5 I 5 я 52
Газовый конденсат
80
148
Кислые стоки
Тержитол
Газовый конденсат
20
1,5
20
0,982
380
36
2
70—75
60
Вода
Неонол П12-14 2
Газовый конденсат
80
20
0,988
220
32
1,5
82
93
13
Вода
Моноэтаноламид Неонол П12-14'2
80 0,25 0,25
1,024
105
30,5
0,3
80—82
125,4
720
В качестве рабочих жидкостей используют загущенные растворы на основе воды, кислот, спиртов и углеводородных жидкостей с добавками загустителей различного химического состава— смолы, полимеры, производные целлюлозы и крахмала, аморфные материалы и т. д.
Для проведения гидроразрыва сильноглинистых газовых пластов рекомендуется использовать рабочие жидкости состава (%):
ССБ20—50
5—20%-ный водный раствор NaCl (вязкостью 3,0—50,0 мПа-с)50—80
Газовый конденсат 12
Вода 88
Моноэтанол амин (эмульгатор)0,3
Для проведения гидроразрыва пласта в карбонатных породах рекомендуется использовать стабильную гидрофобную эмульсию (%):
12%-ная соляная кислота50—90
Газовый конденсат или дизельное топливо,керосин10—50
Сульфонол НП-10,3—1
или Смесь сульфонол хлорный 0,3
Стеарокс-6 0,5
В качестве расклинивающего материала применяют кварцевый песок фракционного состава 0,5—2,5 мм, предварительно отмытый в 2—8%-ном растворе соляной кислоты.
С целью повышения производительности скважин, повышения эффективности кислотных обработок, селективной изоляции притока пластовых вод, ускорения освоения скважин и в ряде 500
других случаев призабойную зону скважин обрабатывают водными растворами ПАВ.
Реагенты и материалы, используемые при подземном текущем и капитальном ремонтах газовых скважин. Для устранения песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины вследствие выноса пластового песка, служат: вода; водные растворы солей; водные растворы ПАА, НМД; водные растворы ПАВ (в % к воде: 0,14-0,3 сульфюнола; 1,04-2,0 сульфонатриевых солей, 0,05—0,1 ОП-7, ОП-10, 0,5—1,0 ДС-РАС); аэрированные растворы с добавками ПАВ (соотношение воды и воздуха выбирают в зависимости от пластового давления, в среднем степень аэрации воздуха на 1 м3 воды составляет 15—50 м3); стабильные пены, получаемые при определенной концентрации в воде ПАВ и соотношениях этого раствора к воздуху в пределах 1/20—1/40.
Промывку песчаных пробок пенами рекомендуется проводить в скважинах с низкими пластовыми давлениями (на 20—30% ниже гидростатического). В качестве пенообразователей рекомендуется использовать анионоактивные ПАВ (ДС-РАС, сульфонол) с объемной концентрацией 0,4—0,6.
Фенолоспирт — маслянистая жидкость темно-вишневого цвета — выпускается химической промышленностью (ТУ МХП— 2309—51), хранится в металлической или стеклянной таре при температуре 15—25 °C в течение 2 мес.
Допускается использовать вместо фенолоспиртов смолу ВР-1 (ВТУ 35 ХП-707-63), которая хранится в металлической или стеклянной таре при температуре не выше 20 °C в течение 6 мес. Физико-химические свойства фенолоспиртов и смолы ВР-1
МатериалФенолоспиртСмола ВР-1
Плотность при 20 °C, г/см31,14—1,161,14—1,16
Кинематическая вязкость при 20 °C, мм2/с 15—3017—35
Сухой остаток веса, % .>48>40
Водорастворимость, не менее . ...1:21:1
Содержание свободного фенола по весу, %^9^6
Качество фенолоспирта или смолы ВР-1 оценивают по их водорастворимости: фенолоспирт с водорастворимостью менее 1 : 1,5 не пригоден для приготовления смоляной смеси. Водорастворимость от 1 : 10 до 1:7 целесообразно снизить до 1 :4 путем нагревания до температуры 50—60 °C и выдерживания необходимого времени. После снижения водорастворимости до 1,5 фенолоспирт охлаждают.
Бензолсульфокислота (БСК) выпускается химической промышленностью (ТУ МХП 307—54) в виде кристаллического вещества, плавящегося при температуре 43—44 °C, легко растворимого в воде, особенно горячей (60—80°C):
Весовая концентрация,%..253035404550
Плотность, г/см31,091,111,121,141,171,19
Раствор БСК 50%-ной концентрации готовят путем смешения равных весовых количеств технической воды и кристаллической БСК-
Для определения водорастворимости фенолоспирта, смолы
ВР-1 и концентрации раствора БСК используют:
натр едкий (0,01 н. раствор);
метил оранжевый (0,2%-ный раствор);
воду дистиллированную.
Жидкости АГМ-3, АГМ-9 служат для повышения адгезии смолы к породе. Они являются аминофункциональными крем- нийорганическими силанами.
Основные свойства жидкостей АГМ-3 и АГМ-9
ЖидкостьАГМ-3АГМ-9
Внешний вид .... Прозрачная темно-корич- Прозрачная бес»
невого цветацветная
Плотностьпри20 °C,г/см30,945—0,9650,944
Содержаниедвуокисикрем-19—22
ния, %
Примечание. При концентрации до 5% растворимость полная.
Для приготовления 1 м3 водного раствора продукта АГМ-3 или АГМ-9 необходимо 5—10 л продукта предварительно разбавить двойным количеством гидролизного спирта и смесь влить в 1 м3 воды, подогретой до 80—90 °C.
Водный раствор каустической соды 5—10%-ной концентрации используют для промывки насосных агрегатов и ликвидации возможных осложнений (табл. 31.11). При растворении безводной каустической соды необходимо пользоваться только горячей (60—80 °C) водой.
Таблица 31.11
Плотность растворов каустической соды различной концентрации
Весовая концентрация, %
Плотность, г/см3
Весовая концентрация, %
Плотность, г/см3
4
1,043
32
1,349
6
1,065
34
1,370
8
1,087
36
1,390
10
1,109
38
1,410
12
1,131
40
1,430
14
1,153
42
1,449
16
1,175
44
1,469
20
1,219
46
1,487
22
1,241
48
1,507
24
1,263
50
1,525
26
1,285
28
1,306
30
1,329
Для крепления слабосцементированных пород призабойных зон также служат: карбамидная смола МФС-0,1; синтетические смолы (ТСД-9, ТС-10, СФЖ-3012); минеральные вяжущие с наполнителем (цементный раствор и поризованный уголь, песок); пластмасса, катализируемая кислотой.
Для создания проницаемого фильтра за перфорированной эксплуатационной колонной при температуре 35—80 °C применяют тампонажный материал ТС-10 на основе смеси суммарных сланцевых фенолов, этиленгликоля и водного раствора едкого натра. Это жидкость темно-коричневого цвета, растворимая в воде 1 : 10, плотность 1,16 г/см3, температура замерзания -—30 °C. Состав выпускается в соответствии с ТУ 38-1988—74.
Тампонажный проницаемый материал получают путем смешения: ТС-10, уротропина, едкого натра, воды, наполнителя ШРС-С (шлак — руда — соль).
Уротропин технический — мелкокристаллический порошок плотностью 1,25 г/см3 — выпускается согласно ГОСТ 1381— 73 Е. Растворимость в воде при 5—35 °C составляет около 45% при плотности насыщенного водного раствора 1,1 г/см3.
Едкий натр используют как ингибитор коагуляции и регулятор срока начала загустевания. Его выпускают в соответствии с ГОСТ 2263—79 в виде твердой бесцветной массы (или в гранулах) плотностью 2,13 г/см3, растворимость в воде при 20 °C составляет 52%.
Наполнитель ШРС-С — это продукт совместного помола поваренной соли, руды англомерата и шлака доменного. Он выпускается в соответствии с ТУ 39-08-144—78 и поставляется в бумажных мешках массой 50 или 30 кг.
Основные свойства тампонажного проницаемого материала (Кантарен-2)
Состав:
ТС-10, л 270300
уротропин, кг 90ПО
едкий натр,кг 1215
вода, л 220240
ШРТ-С, кг 9001000
Время загустевания, ч, при температуре, °C:
30 45/6550/72
35 22/3524/38
60 2/4,54/5
800,5/1,51/1,7
Прочность при сжатии, МПа, через 24 ч:
до вымыва водорастворимого наполнителя ...6,86,8
после вымыва 3,5—4,53,5—4,5
Коэффициент проницаемости:
до вымыва водорастворимого наполнителя...0,1—0,30,1—0,3
после вымыва 1—51—5
ГЛАВА 32
ВСПЕНИВАТЕЛИ, ПЕНОГАСИТЕЛИ
Поверхностно-активные вещества (ПАВ), способные даже в небольших дозах вызывать резкое изменение межфазного натяжения в газожидкостных системах и адсорбироваться на поверхности раздела газ — жидкость, широко используют в качестве вспенивателей и эмульгаторов в пенных системах, а также в обратных процессах — при пеногашении в деэмульсации технологических потоков.
ПАВ-вспениватели в зависимости от их химической природы по-разному проявляют себя как пенообразователи. Установлено, что пенообразующая способность возрастает, как правило, с увеличением длины углеводородного радикала молекул анионоактивных ПАВ и молекулярной массы неионогенных ПАВ. Аналогичные свойства проявляются для катионоактивных и амфотерных ПАВ, хотя они изучены в меньшей степени.
С увеличением разветвленности гидрофобного радикала пенообразующая способность анионоактивных и катионоактивных ПАВ несколько снижается. Согласно данным табл. 32.1, анионоактивные ПАВ характеризуются большей пенообразующей способностью, чем неионогенные. Последние пригодны для использования в качестве веществ, усиливающих вспениваемость. Смеси анионоактивных и неионогенных ПАВ могут хорошо вспенивать газожидкостные системы. Смеси неионогенных ПАВ с катионоактивными и амфотерными ПАВ обладают меньшей вспениваемостью.
Концентрация ПАВ в газожидкостной системе существенно влияет на процесс вспенивания. Как правило, рост концентрации ПАВ до некоторого значения приводит к увеличению пенообразующей способности, затем она начинает снижаться. Рост концентрации сложных композиций (нескольких) ПАВ в растворе не обязательно приводит к снижению пенообразования после достижения некоторого максимума (табл. 32.2).
С повышением температуры раствора пенообразующая способность ПАВ обычно падает. Анионоактивные ПАВ с повышением температуры обнаруживают сначала увеличение пенообразующей способности, а затем — ее уменьшение. Для неионогенных ПАВ при достижении раствором температуры помутнения ПАВ характерно резкое понижение пенообразования.
Жирные кислоты и их щелочные соли в кислой среде практически не образуют пену. Максимальное пенообразование жирных кислот отмечается при pH = 84-9, а для их солей —пои рН>9.
Пенообразующая способность алкилбензолсульфонатов снижается при рН^ 12.
Таблица 32.1
Пенообразующая способность ПАВ (по Росс — Майлсу)
Общая формула
Радикал R
Концентрация ПАВ, %
Температура. °C
Высота
Столба пе- ны, мм
RCH2C6H4SO3Na (п-изомеры)—натриевые соли первичных алкиларома- тических сульфокислот (натрий ал- килбензолсульфонат)
с7н15 СдН.э СцН2з
0,15
60
135
185
200
R(CH3)CHC6H4CO3Na (п-изомеры) — натриевые соли вторичных алкиларо- матических сульфокислот (вторичный натрий алкилбензолсульфонат)
С9Н19
СцН23
Ci3H27
С1ЕН31
0,15
60
160
210
175
130
RN(CH3)2CH2OSO2 четвертичные аммониевые соли (алкилдиметил аммоний метилсульфонат)
С12н25
С12Н37
0,2
45
1030
130
RSO3Na соли сульфоновых кислот (натрий алкилсульфонаты)
с12н25 С14Н29 С1бН31 С16Н33
С18Н37
0,25
60
210
220
250
230
230
zCOOR
с7н15/
\SO3Na
натрий моноалкилоктаноатосульфонат
с2н5
С5ни С7Н15 С9Н19 С10Н21 С12Н25
0,25
60
4
8 210 230 240
210
C9Hi9C6H4O(C2H4O)nH (п-изомеры) оксиэтилированный нанилфенол (монононилфениловый эфир полиэтиленгликоля)
п=8
9
10
12
0,25
49
20
105
120
140
С10Н21О(С2Н4О)пН моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля (на основе деканола)
п=3
9
19
0,2
18—20
50
160
140
СИН29О (С2Н4О) пН оксиэтилированный высший жирный спирт (на основе тетрадиканола)
п=9
14
26
0,2
18—20
20 130 ПО
Пенообразующая способность неионогенных ПАВ практически не зависит от pH = 3-4-9.
Белковые ПАВ, растворы желатина и лактальбулина имеют максимальную вспениваемость при pH = 24-4,5. Увеличение вспе- ниваемости раствора желатина наблюдается и в щелочной среде. Уменьшение поверхностного натяжения раствора ПАВ, как правило, характеризует возрастание пенообразования.
Некоторые добавки, например фосфаты, сода (для жестких сред), увеличивают вспениваемость. Карбоксиметилцеллюлоза
Таблица 32.2
Пенообразующая способность ПАВ по Росс — Майлсу (при температуре 20 °C)
ПАВ
Концентрация, %
Пенообразующая способность (мм) при времени, мин
0
3
5
10
Сульфонат
0,5
425
345
335
260
0,25
400
305
290
250
0,125
370
270
255
230
ДНС-А (паста)
0,5
212
146
146
0,25
0,062
150
188
—
100
135
96
135
Сульфонол
0,5
400
310
304
296
0,25
368
306
300
295
0,125
338
283
272
268
Алкалюн 2 Д
5*
380
290
285
285
Лаурилпиридиний суль-
1,25*
160
150
140
140
фат
2,50*
320
260
260
260
5*
370
310
300
290
ОС-20
1,25*
170
140
110
110
2,50*
250
190
180
160
5*
315
260
250
240
ОП-7
1,25*
205
150
150
40
2,50*
230
180
150
40
5*
290
220
160
60
оп-ю
1,25*
230 '
180
160
60
2,50*
290
240
180
60
* Концентрация в г/л.
5,0*
310
260
200
60
повышает вспениваемость при росте температуры, хотя при больших добавках ее пенообразование замедляется вследствие увеличения вязкости раствора. Для повышения пенообразующей способности ПАВ в них добавляют моно- и диэтаноламиды жирных кислот, растворимые в воде полиэтаноламиды, некоторые жирные спирты и эфиры глицерина.
Различные ПАВ также комбинируют, чтобы получать композиции, отличающиеся хорошими пенообразующими характеристиками для вспенивания конкретных газожидкостных потоков.
В табл. 32.3 приведены некоторые физические свойства анионоактивных, катионоактивных, неионогенных, амфотерных и высокомолекулярных ПАВ.
ПАВ-пеногасители должны отвечать следующим основным требованиям:
обладать высокой эффективностью пеногасящего действия;
не способствовать изменению физических свойств технологических потоков и их качества;
не оказывать токсическое воздействие;
быть стабильными при длительном хранении.
Индивидуальные вещества-пеногасители редко применяют при пеногашении технологических потоков. Как правило, в технических целях используют пеногасители, являющиеся сложной смесью нескольких пеногасящих компонентов (2—3 и более), растворителей (диспергаторов) пеногасящих компонентов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии.
Технические пеногасители не отличаются жесткостью (постоянством) состава.
Особенно широкое применение нашли в качестве пеногасителей кремнийорганические соединения, используемые в виде водных растворов или в виде растворов органических веществ (в керосине, толуоле, циклогексане). Повышение эффективности пеногасящего действия силиконов достигается добавкой наполнителей (диоксид кремния, тальк, оксид алюминия, твердеющие амиды). Растворяющий агент сложных композиций пеногасителей (скипидар, вазелиновое масло, толуол, диоксан, спирт и др.) должен способствовать пеногашению или по крайней мере не ухудшать эти свойства основных пеногасящих компонентов композиции.
Обнаружено стимулирующее действие парафинового масла на эффективность пеногашения алкатерджем-С.
Пеногасители (табл. 32.4) часто применяют в виде водных эмульсий, поскольку эмульгирование позволяет добиться значительного снижения расхода основного агента пеногашения. Эмульгаторами служат крахмал, ОП-7, поливиниловый спирт. Иногда в эмульсию вводят добавки (тальк, аэросил, желатин, олеат натрия).
Особо следует отметить амфотерные ПАВ, которые в зависимости от условий могут быть использованы и как вспениватели, и как пеногасители. Они изменяют свои свойства при изменении pH среды, температуры. Амфотерными свойствами обладают силоксаны типа (CH3)3SiO [(CHs)2SiO]n (СНз)2, а также катионоактивные продукты конденсации аспарагиновой кислоты.
Таблица 32.3
Пенообразующие поверхностно-активные вещества
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
*2
<3 е S
8
Цго, Па-с
ккм
Анионоактивные
Первичные алкилсульф аты натрий додецилсульф ат: белый порошок; Ci2H2sOSO3Na
98,5
8,11 ммоль/л
алкилсульфаты: пастообразная масса от желтого до светло-коричневого цвета; СЛН2^+1ОЗО3Ма, где п=16-?18
30
0,03 % (массовая)
к
со
о
5 к я
X 3 я е.
S ч я я ч га
Соли вторичных алкилсульфатов «Прогресс»: жидкость от светло-желтого до янтарного цвета;
C„H2„+iCH(CH3)OSO3Na, где п=6^- 4-16
марка 20
марка 30
20±Т ЗО*1
0,02 % (массовая)
я
Ч о и
Сульфоэтоксилаты:
оксанол Л-ЗС: прозрачная маслянистая жидкость;
СЛм+iO (С2Н4О) mSO3Na, где п=10-г-12, т=3
30
1,026
0,029
0,007 % (массовая)
неонол П1013-ЗНС: густая прозрачная жидкость;
СпНгп+1О (C2H4O)mSO3Na, где п=104-13, т=3
35
0,015 % (массовая)
5
о у о s щ аз as
С и S
S"!
О и о
о
с- g
к;^
ай
§3 к 3
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания
ПАВ
28
95
Вода, хлороформ, меганол, бутанол (не растворяется в бензоле и диоксане)
Порог раздражающе действует на кожу 12%, пдк= =20 мг/л
Хороший пе-|Устойчив в нообразова- жесткой во-
тель, смачиватель, диспергатор.
Основа моющих композиций
де и в разбавленных растворах минеральных кислот и ще
лочей
30
95
Холодная вода
пдк=
=20 мг/л
Пенообразователь, активная основа моющих композиций
То же
30
Невзрывоопасен
90
Вода (хорошо растворяется)
пдк=
=20 мг/л
Основа жидких моющих композиций
Устойчив в жесткой воде, гигроскопичен
31
Негорюч, невзрывоопасен (*ВСП — _ =57 °C, ^воспл.= =75 °C)
90
Бода (полностью растворяется)
Порог раздражающего действия на кожу 10%, пдк= =40 мг/л
Хороший пе- нообразова- гель, диспергатор, смачиватель, стабилизатор пены
Устойчив в жесткой воде
37,5
90
Вода (полностью растворяется)
пдк= =40 мг/л
Хороший пенообразователь, смачиватель, диспергатор, стабилизатор пены
То же
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
о У к §
" в
^ °
Sis
^5
Т|2о, Па «с
ккм
со
О д .о.
Алкансульфонаты
сульфонат: чешуйки или расплав от белого до светло-желтого цвета; C„H2n+1CHSO3Na
90
0,037 % (массовая)
о ч
я я о
•е- ч &“
X к я о <и
к ь СЗ 5
Сульфонаты карбоновых кислот, их эфиров и амидов
ДНС-паста: паста от белого до светло-желтого цвета; динатрий моноал- килсукцинатосульфонат на основе первичных жирных спиртов
NaO3SCH (COONa) СН2СООСНН2я+1, где п=104-16 или п=10ч-18
35
0,05 % (массовая)
Си § ч гз
Я
«3 я ч та
я §
Алкилароматические сульфокислоты и их соли
сульфанол: белый или светло-желтый порошок, гранулы или чешуйки;
CnH2«+IC6H4SO3Na, где п= 124-18
80
1,88 г/л
/
Поверхностное натяжение ККМ, мН/м
30
35,5
Й S о и S
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания
90
Дистиллированная вода (хорошо растворяется) . Жесткаявода
(образует муть). Слабо растворим этанол, уайт-спирит и СС14 (слабо растворяется)
Бензол (не растворяется)
Порог раздражающего действия на кожу 3%
Хороший пенообразователь, смачиватель, эмульгатор. Активная основа моющих композиций и мягких мыл
90
Вода (хорошо растворяется). Органические растворители (не растворяются)
Хороший пенообразователь, диспергатор, стабилизатор. Активная основа моющих и очищающих композиций
Устойчив в жесткой воде, в окислительных средах
80
Дистиллированная вода (хорошо растворяется) Этанол, уайт-спирит, бензол, СС14 (слабо растворяется)
Порог раздражающего действия накожу
6%; малотоксичен
Хороший пенообразователь, эмульгатор, смачиватель
Не выпадает в осадок из разбавленных растворов минеральных кислот, щелочей и солей Си; в жесткой воде, растворах NaCl выпадает в осадокв
жесткой воде, растворах солей А1
и Ва
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
6 Е- м я * °
тз
Цм, Па-с
ккм
Раствор рафинированного алкила- рилсульфоната ДС-РАС: вязкая масса от желтого до светло-коричневого цвета (/3аст=50°C); натриевые соли алкилароматических сульфонокислот на основе керосина фракции 160— 310 °C или каталитического газойля фракции 200—300 °C CnH2n+iArSO3Na, где «=84-10
45
—
—
зГ л
i
§ 5
и*
« р к
Нафталин-сульфонаты
смачиватель НБ: нерасслаивающаяся серая или светло-коричневая паста; натрий бутилнафталинсульфонат C^gCioHeSOaNa
55
Катионе
3,6 г/л
активные
го S о № го § н го
S
S го я ч го
Четвертичные аммониевые соли алкамон 2Д: желтая или желтовато-красная подвижная жидкость изододецилоксиметил метилдиэтиламмо- ний метилсульфат
[С4Н9СН (СН2) 3CHCH2OCH2N (С2Н5) 2]
C2HsС2Н5СНз
90
+ [СО4(
:н3]-
4 г/л
я ч
6
Четвертичные соли пиридиния лаурилпиридиний: темно-коричневая жидкость: [С12Н2зЫС5Н5]+Н8О4-4О
90
0,06 % (массовая)
и У о s В ЕС
С я s
У С л m 2 ” g о О.
aS s о И 8
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания
35 (1%-ный раетвор)
35—40 (Ю мг/л)
Вода (хорошо растворяется)
Токсичен. Не допускается к сбросу в водоемы
Обладает высокой пенообразующей и смачивающей способностью даже в морской воде
Устойчив в растворах минеральных кислот, щелочей и в присутствии солей жесткости
33,7
ПАВ
30 (Ю мг/л)
Дистиллированная вода (хорошо растворяется). В присутствии солей жесткости образует осадок. Этанол, уайт-спирит, бензол СС14 не растворяется
Токсичен. Не допускается к сбросу в водоемы
Хороший пенообразователь, смачиватель, эмульгатор
Устойчив в растворах кислот
25
Мягкая и жесткая вода (хорошо растворяется) . Этанол, уайт-спирит, СС14(не
растворяется)
Слаботоксичен
Хороший пенообразователь, смачиватель в нейтральных и кислых средах, антистатик
Не выпадает без разбавленных растворов минеральных кислоти
щелочей,а
такжев
присутствии солейСи,
А1, Ва
34
Вода, этанол (хорошо растворяется). Не растворяется в бензоле, уайт-спирите, ОС14
Слаботоксичен
Обладает высокой пенообразующей, эмульгирующей и смачивающей способностью
Не выпадает в осадок в разбавленных растворах минеральных кислот и солей щелочных металлов.
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
8§ о> 3"
И», Па-с
ККМ
Оксиэтилированные высшие жирные спиртыСоли алкан- и алкилароматических
Я со
в о
Окиси аминов
окись алкилдиметиламина АО: светло-желтая жидкость;
СлН2л+1(СНз)2КО, где п=8-т-10
Синтанол ДС-10: белая или желтоватая паста; моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов CnH2n+iO(C2H4O)mH, где гс=10-И8, ш=84-10
ОС-20: воскообразная масса от белого до желтого или светло-коричневого цвета; моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе первичных спиртов СлН2П-цО(С2Н4О)тН, где т=20, п=18 для марки А, п= = 14-? 18 для Б, п=16-?18 для В (спирты кашалотового жира)
30±2
99
0,1 %(массо-вая)
Неионогенные
0,009 % (массовая)
Л40—0,1 1145=0,09
0,2 г/л
О £ У ш к S о гаК Css
£ га
£§s
О »
gg
И S
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания
В жесткой воде и в присутствии солей Си, А1, Ва выпадает в осадок
30
ПАВ
Вода (хорошо растворяется)
Раздражает глаза. Порог раздражающего действия на кожу 1%. пдк= =0,8 г/л
Пенообразователь и стабилизатор пен в кислых, щелочных средах и в растворах электролитов. Эмульгатор, смачиватель
То же
30,8
/помут — =644- 4-74 °C (1%-ный водный раствор)
78±1
Вода, этанол, бензол, СС14 (хорошо растворяется)
Малотоксичен, пдк= =20 мг/л
Хороший пенообразователь, активная основа СМС, смачиватель, эмульгатор
Устойчив в растворах минеральных кислот, щелочей и солей, в жесткойводе.
При концентрации NaOH>7— 8% высаливается
40
= 33-36
= 171 °C /воспл= = 322 °C tc воспл = =396 °C /помути— =884- 4-.92 °C (1%-ный водный раствор)
Мягкая и жесткая вода, этанол, бензол (хорошо растворяется) СС14, уайт- спирит (плохо растворяется)
пдк= =0,1 мг/л
Пенообразователь, эмульгатор, смачиватель стабилизатор суспензий
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
° £
Я щ я и го *2
о о су О Я Я
8,
Иго, Па с
ККМ
Алканоламиды и продуктыПолиэтиленгликоль~их оксиэтилированиямоноалканоатыОксиэтилиров энные алкилфенолыАлканоламиды и продуктыПолиэтиленгликоль~их оксиэтилированиямоноалканоатыОксиэтилиров энные алкилфенолыОП-7: маслообразная жидкость; 1,064- моноалкилфениловый эфир полиэти- 4-1,08 ленгликоля на основе полимердистил- ЛЯТЗ СлНгл+1СбН4 (С2Н4О) mH, где п=84-10; /«=64-7ОП-10: паста от светло-желтого до коричневого цвета; моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллятаСлН2л+1СеН4(С2Н4О)mH, где «=84- 4-10; т=104-12ОП-7: маслообразная жидкость; 1,064- моноалкилфениловый эфир полиэти- 4-1,08 ленгликоля на основе полимердистил- ЛЯТЗ СлНгл+1СбН4 (С2Н4О) mH, где п=84-10; /«=64-7ОП-10: паста от светло-желтого до коричневого цвета; моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллятаСлН2л+1СеН4(С2Н4О)mH, где «=84- 4-10; т=104-12Нафтенокс: смесь полиэтиленгликолевых эфиров нафтеновых кислот СлН2л+2СОО(С2Н4О)тН, где «=1б4- 4-25, т= 104-16Нафтенокс: смесь полиэтиленгликолевых эфиров нафтеновых кислот СлН2л+2СОО(С2Н4О)тН, где «=1б4- 4-25, т= 104-16Синтамид-5: желтая пастообразная масса; полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов СЖК CnH2n+iCONHCH2CH2O (C2H4O)mH, где «=104-16, т=54-6Синтамид-5: желтая пастообразная масса; полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов СЖК CnH2n+iCONHCH2CH2O (C2H4O)mH, где «=104-16, т=54-690900,1 г/л0,15 г/л0,1 г/л0,15 г/л0,4 г/л0,4 г/л0,05 %(массо-вая)0,05 %(массо-вая)
Алканоламиды и продуктыПолиэтиленгликоль~
их оксиэтилированиямоноалканоатыОксиэтилиров энные алкилфенолы
Алканоламиды и продуктыПолиэтиленгликоль~
их оксиэтилированиямоноалканоатыОксиэтилиров энные алкилфенолы
ОП-7: маслообразная жидкость; 1,064- моноалкилфениловый эфир полиэти- 4-1,08 ленгликоля на основе полимердистил- ЛЯТЗ СлНгл+1СбН4 (С2Н4О) mH, где п=84-10; /«=64-7
ОП-10: паста от светло-желтого до коричневого цвета; моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята
СлН2л+1СеН4(С2Н4О)mH, где «=84- 4-10; т=104-12
ОП-7: маслообразная жидкость; 1,064- моноалкилфениловый эфир полиэти- 4-1,08 ленгликоля на основе полимердистил- ЛЯТЗ СлНгл+1СбН4 (С2Н4О) mH, где п=84-10; /«=64-7
ОП-10: паста от светло-желтого до коричневого цвета; моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята
СлН2л+1СеН4(С2Н4О)mH, где «=84- 4-10; т=104-12
Нафтенокс: смесь полиэтиленгликолевых эфиров нафтеновых кислот СлН2л+2СОО(С2Н4О)тН, где «=1б4- 4-25, т= 104-16
Нафтенокс: смесь полиэтиленгликолевых эфиров нафтеновых кислот СлН2л+2СОО(С2Н4О)тН, где «=1б4- 4-25, т= 104-16
Синтамид-5: желтая пастообразная масса; полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов СЖК CnH2n+iCONHCH2CH2O (C2H4O)mH, где «=104-16, т=54-6
Синтамид-5: желтая пастообразная масса; полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов СЖК CnH2n+iCONHCH2CH2O (C2H4O)mH, где «=104-16, т=54-6
90
90
0,1 г/л
0,15 г/л
0,1 г/л
0,15 г/л
0,4 г/л
0,4 г/л
0,05 %(массо-вая)
0,05 %(массо-вая)
о|
о Я 55
и °
С я з
S g Soo ото 2.3 я ° т
i
is
S О
К S
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания-
29
/помути= =554- 4-65 °C (ОП-7) 804-90 (0П-1О) (1%-ный водный раствор) /заст— = 5°С (ОП-7) не разлагается до 300 °C
40 % (Ю мг/л)
Мягкая и жесткая вода, этанол, бензол (хорошо растворяется) СС14 (<Ю%) (хуже растворяется) в уайт-спирите, дизельное топливо (не растворяется)
При контакте вызывает сухость кожи, раздражение слизистой оболочки глаз, при длительном воздействии легко проходящий дерматит.
Сбросу в водоемы не подлежит
Хороший пенообразователь, эмульгатор и смачиватель, компонент моющих и обезжиривающих композиций; деэмульгатор эмульсий, стабилизатор глинистых дисперсий
Не выпадает из разбавленных растворов минеральных кислот, солей, щелочей; высаливаемся из растворов щелочи выше 84-10%
Активная основа моющих композиций, смачиватель, эмульгатор
Не выпадает из разбавленных растворов минеральных кислот, щелочей и NaCl. Водные растворы устойчивы к солям Ba, А1, Си
30
65—70
Хорошо растворяется.
Мягкая и жесткая вода, этанол, бензол (хорошо растворяется) , СС14 (умеренно растворяется).
Уайт-спирит (не растворяется)
Порог раздражающего действия на кожу 10%, пдк= =20 мг/л
Пенообразовательи
стабилизатор пены, эмульгатор, смачиватель, обезжириватель
Не выпадает из растворов минеральных кислот NaCl, солей Ва и А1 в присутствии NaOH растворы мутнеют
ПАВ: состояние и внешний вид; состав
= ш
*2
Уш .
О ° ш
Иго, Па-с
ккм
Амфолитные
Алкидиметилкарбоксибетаин: жид- 30 кость соломенного цвета [C„H2n+1N+(CH3)2CH2COO-], где «=104-18
Сульфобетаины:30
[(CnH2n-n)3N+CH2SO3~"], где «=10 = 4-18
Гидролизат белковый: прозрачная 40 жидкость от желтого до коричневого цвета H2NR'(CONHR"bCOONa, где л=34-6 (R' и К" — остатки расщепления низкомолекулярных белков; молекулярная масса 500—800)
Карбоксиметилцеллюлоза техниче- 52 ская: белый или кремовый мелкодисперсный порошок;
[С6Н7О2 (ОН) 3-« (OCH2COONa) m] где т—14-3,
«^500 для марки 85/500
«^570 для марки 85/600
——0,01 %
(массовая)
__0,01 %
(массовая)
——0,01 %
(массовая)
Высокомолекулярные
—0,012——
(0,5%-ный раствор)
АнионныеАлканоламиДЫ и ЦродуктЫ их оксиэтилиройанйй
й
Q <D О S К л X 0) ш Si?
5 £ о о н
У О о
S я О
£ 8"
2.5
О О
И s
Растворитель
Токсичность
Область применения
Примечания
ПАВ
34
Хороший пе-
Устойчив в
34
нообразова- тель в жесткой воде, стабилизатор пен, диспергатор кальциевых мыл, солюбилизатор, эмульгатор, смачиватель
Пенообразо-
присутствии солей жесткости, в растворах минеральных кислот и щелочей.
Выпадает из растворов, содержащих Zn2+, Fe3+
То же
34
95
Вода
Малотокси-
ватели, эмульгаторы, солюби- лигаторы, диспергаторы, дезинфицирующие вещества; синергисты анионных ПАВ — сульфатов и сульфонатов Пенообразо-
Устойчив в
ПАВ
Вода:
99,3%
98,0% Гироскопич- на
чен, ПДК= = 10 мг/л
Нетоксичен
ватель, смачиватель
Антиресорб- ционная добавкав
моющих средствах, загуститель, эмульгатор
кислотах и щелочах
То же
Физико-химические свойства пеногасителей и производственных отходов, Применяемых Для Составления пеногасящих композиций
Пеногаситель
Основные компоненты
Температура плавления, °C
Плотность, Г/см3
Поверхностное натяжение, мН/м
Область применения (преимущественная)
Форма применения
Расход пеногасителя, %
Название
Содержание, %
Несульфированные соединения
Спирты
Алканы Олефины Кетоны Сложные эфиры Кислоты
27—30
20—30 23—27 10—12
5-7
1,5-2
20-23
0,84
26,8
Производство дрожжей
Раствор в водном аммиаке (1 : 2)
<2,3% от сухих дрожжей
Сивушное масло
Этанол Изопентанол
Другие высшие
спирты
Вода
4—11 55—72 18—23
6—12
0,82—0,84
22,1
Буровые работы; добыча нефти и газа
Раствор в дизельном топливе (10%-ный)
1-2
Соапсток
Неомыляемые жиры
Омыляемые жиры
Свободная щелочь Вода
10-15
До 25
До 0,5
До 60
0,82—0,84
22,1
Бродильное производство; буровые работы; добыча нефти и газа
Эмульсия в воде (1 : Ю)
1-1,5
Карболинеум (отходы лесотехнической промышленности)
Нейтральные масла Технические мыла Фенолы Щелочь
47
42
До 10
До 2
—
0,97
22,1
Буровые добыча газа
работы; нефти и
В чистом виде
1—2
Парафин окисленный
Жирные кислоты
Алканы
До 55
До 45
~40
0,97
22,1
Буровые добыча газа
работы; нефти и
Раствор в дизельном топливе (50%-ный)
0,3-0,5
Мылонафт кальция
Нафтеновые кислоты
Неомыляемые вещества
Минеральные соли
43
До 15
4—6
—
0,97
22,1
Буровые добыча газа
работы; нефти и
Раствор в керосине (до 1 :6)
0,8—1
Талловое масло
Жирные кислоты Смоляные кислоты
До 90
До 3
^10
0,9—0,92
22,1
Производство дрожжей; бумажное производство
С добавкой 10— 25% этоксилированных спиртов
~0,1
Спирты синтетические жирные «Аль- фанол-79»
С7Н75ОНн-
-?С9Н19ОН
^5
0,82—0,83
27—29
Буровые добыча газа
работы; нефти и
Раствор в дизельном топливе (20%)
0,1-0,2
СП го
ГЛАВА 33
РАСТВОРИТЕЛИ И ИНГИБИТОРЫ ОСАДКОВ
МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕИ
Растворителями и ингибиторами осадков минеральных солей могут быть как неорганические, так и органические реагенты.
Вода как неорганическое вещество является универсальным растворителем многих веществ и соединений, в том числе минеральных солей.
Обычно приводят данные о растворимости неорганических соединений (в граммах) в 100 г воды при температурах раствора от 0 до 100 °C. Они могут быть использованы для оценки равновесной растворимости (насыщения) бинарных систем неорганическое вещество — вода. При многокомпонентном составе минеральных солей в пластовой воде равновесная растворимость каждого неорганического соединения будет отличаться от этих сведений. Растворимость неорганических солей и соединений в многокомпонентной системе минеральные соли — вода может быть определена в промысловых условиях при исследовании пластовых вод.
Общим правилом является то, что для хлорнатриевых вод (наиболее широко распространенные пластовые воды) равновесная растворимость других минеральных солей в пластовой воде будет выше и указывает на минимально возможную равновесную растворимость минеральных солей в хлорнатриевых пластовых водах.
В табл. 33.1—33.3 приведены данные о растворимости в воде и водно-солевой системе сульфатов кальция и бария, а также карбоната кальция.
Другими неорганическими растворителями солей являются кислоты (НС1, H2SO4, HF) и водные растворы солей NaCl, КС1, NH4CI и др.
Приведенные в табл. 33.4 и 33.5 данные о растворимости в водно-солевой системе ангидрита и гипса получены для массовой концентрации (%) ионов:
0,9114—Na
0,0315 —К 0,1059—Mg 0,340 —Са 1,629 —CI 0,2283 —SO4 Общая сумма 2,940 Ингибиторы отложения минеральных солей по способности растворяться в воде и углеводородных средах подразделяют на 522
подо- и нефтерастворимые соединения. В водных системах, как правило, используют водорастворимые реагенты. Вода является наиболее дешевым растворителем, причем универсальным. Сама по себе вода также растворитель осадков минеральных солей. Сочетание этих факторов обусловило преимущественное применение водорастворимых ингибиторов солеосадков в водных системах.
Условно ингибиторы минеральных солеосадков подразделяют на однокомпонентные и многокомпонентные, а однокомпонентные ингибиторы — на анионные и катионные.
Выделяют также группу амфотерных ингибиторов (амино- фосфанаты). Однако, учитывая их малочисленность, указанные ингибиторы солеосадков рассматривают в группе анионных. Среди анионоактивных ингибиторов выделяют три класса: производные карбоновых кислот; производные сульфокислот и фос- форпроизводные.
Производные карбоновых кислот представлены полимерными соединениями акрилового ряда и сополимерами на основе малеинового ряда.
Фосфорпроизводные ингибиторы — неорганические полифосфаты и фосфорорганические соединения, а фосфорорганические соединения — эфиры фосфорной кислоты, фосфонаты и аминофосфонаты.
Среди катионоактивных ингибиторов выделяют производные алкилениминов (полиалкиленимины, моноамины, полиэтокси- лированные амины) и четвертичные аммониевые основания.
Многокомпонентные ингибиторы солеосадков (табл. 33.6) готовят из двух и более компонентов. При этом выделяют две группы составов. Во-первых, составы, в которых один из компонентов не является ингибитором отложения солей (обычно неионогенный ПАВ), а лишь усилителем действия ингибирующего компонента или имеет другое самостоятельное значение».
Таблица 33.1
Растворимость сульфатов кальция и бария в воде (мг/л)
Сульфатные соли
Температура, °C
0
20
25
40
50
80
92
95
100
Ангидрит
3000
--
2200
—
1080
660
Гипс
1759
2036
2080
2097
—.
1966
.—
1619
Барит
—
—
2,8
—
3,2
3,2
3,9
3,6
—
Таблица 33.2
Растворимость некоторых солей в воде (мг/л)
Соли
Температура,
/Минерализация воды (NaCl), г/л
0
40
50
100
120
150
200
250
300
350
Карбонат кальция
20
--
1632
1736
1750
1720
1576
1416
1256
1056
Сульфат бария
25
2,8
18,4
—
26,8
28,4
—
-—
—
—
—
Сульфат кальция
20
3200
—
6000
7000
—
7280
7200
—
—
—
Таблица 33.3
Растворимость системы CaSO4—СаСОз в воде (твердая фаза системы — СаСОз)
Массовая доля в растворе, %
СаСОз, моль/л
pH
Массовая доля в растворе, %
СаСОз, моль/л
рн
CaSO4 |
СаСО3
CaSO4 |
СаСОз
Температура раствора 18—19 °C
Температура раствора 30
°C
0,200
0,0048
0,96
7,5
0,200
0,0035
0,69
7,8
0,175
0,0038
0,76
7,4
0,175
0,0034
0,67
7,8
0,150
0,0038
0,76
0,89
7,5
0,150
0,0035
0,69
7,8
0,125
0,0045
7,4
0,125
0,0038
0,75
7,8
0,100
0,0054
1,08
7,5
0,100
0,0036
0,72
7,8
0,075
0,0048
0,96
7,4
0,075
0,0039
0,77
7,8
0,050
0,0058
1,15
7,5
0,050
0,0044
0,88
7,9
но не ухудшает действия ингибирующего компонента. Во-вторых, составы, в которых все компоненты служат ингибиторами отложений солей. При их смешении получают композицию, обладающую синергетическим эффектом ингибирующего действия. Обычно анионные ингибиторы комбинируют с анионными и амфотерными. Встречаются комбинации анионных ингибиторов с катионными.
Составление необходимых композиций — результат эмпирического подбора компонентов. Следует отметить, что принци- 524
Таблица 33.4
Растворимость ангидрита (CaSO4) в многокомпонентной водно-солевой системе
Массовая доля ионов
С1, %
Жидкая фаза при температуре, °C
25
50
100
%
Iг/см3
%
|г/см3
%
г/см3
0
0 164
0 9897
0,065
0,9590
1
—-
—
0,282
1,0041
0,151
0,9761
2
—
—
0,363
1,0168
0,180
0,9872
3
—
—
0,384
1,0291
0,191
0,9983
4
—
—
0,388
1,0415
0,194
1,0098
5
—
—
0,380
1,0545
0,188
1,0220
6
—
—
0,359
1,0681
0,176
1,0353
7
—
—
0,326
1,0821
0,161
1,0498
8
—
—
0,285
1,0960
0,145
1,0641
9
—
—
0,248
1,1096
0,130
1,0783
10
0,29
1,136
0,217
1,1235
0,116
1,0926
11
0,26
1,150
0,191
1,1368
0,105
1,1065
12
0,22
1,163
0,167
1,1502
0,095
1,1200
13
0,19
1,177
0,143
1,1636
0,085
1,1337
14
0,15
1,190
0,120
1,1769
0,075
1,1473
15
0,12
1,204
0,099
1,1902
0,065
1,1611
Таблица 33.5
Растворимость гипса (CaSO4«2H2O) в многокомпонентной водно-солевой системе
Массовая доля ионов
С1Л%
Жидкая фаза при температуре, 3С
25
50
75
%
г/см3
%
п/см1
%
г/см*
0
0,208
0,9991
0,209
0,9903
0,191
0,9777
1
0,360
1,0136
0,375
1,0050
0,360
0,9917
2
0,424
1,0269
0,435
1,0175
0,428
1,0043
3
0,447
1,0399
0,458
1,0298
0 452
1,0167
4
0,456
1,0529
0,466
1,0423
0,461
1,0290
5
0,455
1,0661
0,466
1,0554
0,460
1,0421
6
0,443
1,0798
0,457
1,0691
0,451
1,0554
7
0,415
1,0940
0,436
1,0834
0,429
1,0694
8
0,373
1,1083
0,398
1,0972
0,395
1,0829
9
0,332
1,1222
0,358
1,1109
0,355
1,0969
10
0,295
1,1363
0,319
1,1246
0,317
1,1105
11
0,260
1,1500
0,283
1,1378
—
—
12
0,226
1,1635
0,247
1,1511
—
13
0, 192
1,1767
0,211
1,1644
—
—
14
0,158
1,1900
0,175
1,1774
—
—
15
0,127
1,2037
0,140
1,19061
1
1
—
S Таблица 33.6
° Рекомендуемые области применения, дозировка и защитный эффект некоторых ингибиторов отложений минеральных солей
Ингибитор
Область применения
Дозировка, мг/л
Защитный эффект, %
Анионные
Гидролизованныйполиакриламид
(ПАА)
Предотвращение отложений в теплообменниках, фильтрах, используемых при обогащении руд
Предотвращение отложений и удаление грязи, ржавчины и осадка в системах водяного охлаждения
1—50
1-3
—
Полиакриловая кислота (ПАК), полиметакриловая кислота (ПМАК)
Препятствует забиванию осадками солей отстойников, трубопроводов, фильтров, прессов, фильер и прочего оборудования, применяемого при извлечении металлов из РУД
Препятствует отложению солей в нефтяных и газовых скважинах, продуктивных пластах, аппаратах подготовки нефти и теплообменниках
Препятствует отложению осадка в испарителях морской воды
5—50
1—200
(оптимально 10—20)
0,1—20
(оптимально 1—3)
68—71
Гипан
Препятствует отложению солей в бойлерах Диспергирует и предотвращает осаждение взвешенных частиц
1—20 0,1—100 (оптимально 0,5—10)
60-80
Полималеиновая кислота
Предотвращает образование накипи в испарителях морской воды и в бойлерах
2-3
97—98
5275275-150,2—2,52—3510-5010—2010—205-150,2—2,52—3510-5010—2010—20<100<10090—10090—10010—202—105—1010—5010—1005—150,25—110—202—105—1010—5010—1005—150,25—110—252—2010—252—2090—100<100<100<10080—1009090—100<100<100<10080—1009090—100<10090—100<100
527
527
5-15
0,2—2,5
2—35
10-50
10—20
10—20
5-15
0,2—2,5
2—35
10-50
10—20
10—20
<100
<100
90—100
90—100
10—20
2—10
5—10
10—50
10—100
5—15
0,25—1
10—20
2—10
5—10
10—50
10—100
5—15
0,25—1
10—25
2—20
10—25
2—20
90—100
<100
<100
<100
80—100
90
90—100
<100
<100
<100
80—100
90
90—100
<100
90—100
<100
Сополимеры малеинового ангидрида с виниловыми мономерами Гидролизованная лигнинсульфокисло- та
Сополимер фумаровой или малеиновой кислоты с алкилсульфокислотой 2-акриламидо-2-метилпропилсульфо- кислота или ее сополимер с акриловой кислотой
Полифосфаты щелочных металлов
Фосфатированные оксиэтилированные эфиры многоатомных спиртов
Фосфатированные аксиэтилирован- ные амины и аминоспирты
Фосфатированные оксиэтилированные одноатомные спирты
Органические эфиры полифосфорной кислоты
-оксиалкилидендифосфоновая кислота
Аммониево-цинковая соль 1,1-окси- этилидендифосфоновой кислоты
Эпоксиэтанполифосфоновая кислота Аминофосфоновые кислоты -
Полиалкиленполиаминополи (кисме- тиленфосфоновая) кислота
Любые водные системы, например бойлеры
Испарители морской воды
Бойлеры, испарители, парогенераторы Оборудование для производства соды Бойлеры, теплообменники, трубопроводы, фильтры и т. д.
Любые водные системы
Предотвращают отложение солей в скважинах, насосах, выкидных линиях, снижают засорение фильтров асфальтосмолистыми веществами и сульфидом железа Уменьшают шламообразование (заиливание призабойной зоны) в нагнетательных скважинах, улучшают их приемистость Предотвращают отложение солей в скважинах, выкидных линиях, теплообменниках, градирнях и в продуктивных пластах Нефтяные скважины
Предотвращение отложения солей в нефтяных и газовых скважинах, выкидных линиях, теплообменниках, градирнях и в продуктивных пластах
Предотвращение отложения солей в нефтяных и газовых скважинах, выкидных линиях, теплообменниках, градирнях и в продуктивных пластах
Любые водные системы
Предотвращение отложения солей, предотвращение коррозии, диспергация взвешенных в воде частиц (ила, глины и. т. д.) Предотвращение отложения солей Любые водные системы
Предотвращают отложение солей и коррозию в нефтяных и газовых скважинах
Окончание табл. 33.6
Ингибитор
Область применения
Дозировка, мг/л
Защитный эффект, %
Катионные
Производныеполиалкилениминов
(алкилированные, оксиалкилирован- ные, ацилированные и др.) Триметилалкиламмоний
Нефтепромысловое оборудование
2—5
—
То же
2—40
Основания, содержащие оксипропили- рованный радикал
10-50
<100
<100
1-алкилпиридинивые основания
4—20
<100
Полиэтоксилированные амины
»
10-20
—
Аминоспирты (триэтаноламин)
Любые водные системы
Многокомпонентные
0,1—500
—
ПАА, ПАК или их сополимеры+неионогенный ПАВ
Предотвращение и удаление отложений солей глины или в водных системах
0,1—500
—
Полифосфат 4-неионогенный ПАВ (оксиэтилированный кокосовый амин С16Н25(С2Н4О)ЛМ2)
Предотвращение отложений солей и коррозии в нефтепромысловом оборудовании
80—400
<100
Эфир фосфорной кислоты+неионо- генный ПАВ
Нефтепромысловое оборудование, системы заводнения пластов и утилизации сточных вод, паровые котлы, системы водяного охлаждения
0,5—100
—
Г ипан + полифосфат
Охлаждающие системы
0,5—10
85—90
ПАК или ПАА+полифосфат; ПАК, ПМАК, ПАА+полифосфат
Препятствует забиванию осадками отстойников и трубопроводов, фильтров, прессов, фильер и прочего оборудования, применяемого при извлечении металлов из руд методом цианирования
25—100
40-99
34—339529
ПАА или ПАК+аминофосфат в соотношении 1 : 0,5 до 1:5
Любые водные системы против накопления
шламовых, иловых и иных отложений,
а также для их удаления
Лигнинсульфонат или нафталинсуль- фонат+аминофосфонат
Испарители морской воды
Пирофосфат калия+аминофосфонат калия
Нефтяные скважины
Аминофосфат+дикарбоновая кислота
Испарители морской воды для предотвра
(себациновая, адипиновая, глутаро
щения накипи, защита от коррозии, диспер-
вая и др.)
гация глинистых и иловых частиц
Полиэтиленимин, полифосфат, фосфонат или амина фосфонат
Испарители морской воды
Полифосф ат+М,М-дигидроксиэтил-
Нефтяные скважины, трубопроводы, скрубберы, резервуары, теплообменное оборудование
глицинат щелочного металла
Трилон Б4-аминофосфоновая кислота Бойлеры
Нитрилотриуксусная кислота или То же аминотриметиленфосфоновая кисло->
та + полиэлектролит (ПАК, ПМАК или сополимер его со стиролом)
Аминотриметиленфосфоновая кисло- Нефтепромысловое оборудование та+соль цинка или железа, меди, кадмия, алюминия, марганца или др.
0,1—100
(оптимально <25)
70—98
<100
—I
2—4
92—100
0,25—100 (оптимально 1—10)
90—99
0,1—10 (оптимально 0,5—5)
■—-
10—20
95—100
0,5—1000
80
1—100
85—90
1—50
—
пы комбинирования ингибиторов для получения композиций с заданными свойствами нуждаются в разработке.
Образовавшиеся осадки минеральных солей удаляют из «скважин, трубопроводов и оборудования с использованием неорганических и органических реагентов.
В качестве неорганических реагентов обычно используют неорганические кислоты (соляную, серную, фосфорную и др.), гидроксиды и хлористые соли щелочных металлов, щелочные -фосфаты (гексаметафосфаты натрия, триполифосфаты натрия и др.), а в качестве органических (для удаления осадков минеральных солей)—органические кислоты (акриловую, тиоглико- левую, сульфосалициловую и др.), синтетические жирные кислоты (монокарбоновую, уксусную, пропионовую, масляную, муравьиную и др.), их смеси, а также фосфорорганические соединения.
ГЛАВА 34
ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ
Реагенты, используемые в качестве ингибиторов коррозии, обычно классифицируют по категориям растворимости в жидкостях (воде, углеводородах, газовом конденсате, нефти):
растворимые в углеводородных жидкостях;
растворимые в углеводородных жидкостях и диспергируемые в воде;
диспергируемые в воде и в углеводородных жидкостях;
растворимые в воде и диспергируемые в углеводородных жидкостях;
растворимые в воде.
Поскольку в промысловых условиях при добыче газа и га- 1 зового конденсата в скважинах, системах сбора и установках подготовки газ и жидкость (вода — углеводородный конденсат) двигаются вместе, причем соотношение воды и углеводородного конденсата изменяется в значительных пределах, то растворимость ингибиторов коррозии в воде и углеводородных жидкостях имеет важное значение для их выбора применительно к конкретным условиям эксплуатации.
Растворимость ингибиторов коррозии в воде и углеводородных жидкостях сильно зависит от концентрации ингибитора в растворителе, температуры и давления системы, уровня солености воды (концентрация NaCl), состава углеводородной жидкости (нефть, газовый конденсат, дизельное топливо, керосин, ароматические углеводороды), уровня концентрации ионов водорода (pH) и т. п.
В зависимости от концентрации ингибитора коррозии в растворяющей жидкости могут быть подобраны условия промыслового применения ингибитора коррозии. Примером могут слу-
жить лабораторные исследования, которые обычно проводят с ингибитором коррозии, прежде чем рекомендовать его для использования в конкретных условиях эксплуатации. Соотношения растворимостей ингибиторов коррозии в многофазных системах могут быть выражены коэффициентом разделения Кр = Ку. ж!Кв, где Ку. ж — концентрация ингибитора в углеводородной жидкости; Кв — концентрация ингибитора в воде.
Концентрацию ингибитора обычно выражают в ppm (количество частей ингибитора на 1 миллион частей растворителя). В зависимости от коэффициента разделения ингибиторы коррозии могут быть условно разделены на водоосновные (КР<1), преимущественно растворимые в воде, и нефтеосновные (КР> >1), преимущественно растворимые в углеводородных жидкостях.
Считается, что ингибиторы коррозии с коэффициентом разделения Кр, близким к единице, являются хорошим реагентом для предотвращения коррозии как для низких, так и для высоких соотношений углеводородный конденсат — вода.
Полагают, что ингибиторы коррозии, хорошо растворимые в воде, должны хорошо работать в растворах с низкой концентрацией углеводородного конденсата в жидкости. Однако в системах, где жидкость относительно малоподвижна (сепараторы,, отстойники, резервуары), применение таких ингибиторов нежелательно, так как из-за их преимущественного растворения в- воде могут оказаться не защищенными от коррозии те зоны технологического оборудования, которые находятся в контакте с газовым конденсатом.
При высоком соотношении газовый конденсат — вода в жидкости предпочитают применять нефтеосновные ингибиторы коррозии.
Важное влияние на оценку растворимости ингибитора коррозии в жидкости оказывают температура и давление в системе.
Варьируя растворяющие системы (их виды) и параметры этих систем, можно подобрать такие составы ингибиторов коррозии, которые наилучшим образом (технологически и экономически) отвечают задачам предотвращения коррозии газопромыслового оборудования.
По характеру защитного действия различают три вида ингибиторов коррозии из тех, которые на поверхности металла образуют устойчивую сплошную пленку, эффективно защищающую металл от воздействия агрессивных сред.
Первый тип ингибиторов коррозии обеспечивает защиту металлов образованием на их поверхности пленки, нерастворимой в агрессивной среде. Ингибитор реагирует с продуктами реакции коррозии металла и образует на его поверхности пленку анодного, катодного или смешанного типа. Например, продук-
ты коррозии металла (ионы железа F2+ и гидроксильная группа ОН-) при ингибировании неорганическими (минеральными) солями вступают с этими солями в реакцию и образуют выпадающие в осадок в виде пленок вещества, препятствующие дальнейшему процессу коррозии металла:
Металл Продукт Ингибитор Защитная Тип коррозиипленка ингибитора
анод > Fe2+ + Na3PO4 —” Fe3(PO4)21 анодный
L e катод -—>(OH-)2 + MgCl2 Mg(OH)2 | катодный
Fe2++(OH-)2 + Ca(HCO3)2 —> FeCO3^+ смешанный + Ca(OH)2|
Второй тип ингибиторов коррозии обеспечивает защиту металлов образованием или увеличением оксидной пленки данного металла на его поверхности. Оксидная пленка, изолируя поверхность металла от соприкосновения с агрессивной средой, препятствует дальнейшему протеканию процесса коррозии. Пленки на поверхности защищаемого металла образуются в данном случае при воздействии сильных окислителей. В качестве окислителей — ингибиторов коррозии — могут быть использованы хроматы, нитриты, молибдаты, манганаты, а также другие окислители, которые способствуют возрастанию электрического потенциала, с тем чтобы металл оказался в зоне пассивации.
Концентрированные растворы щелочи, в которые добавлены сильные окислители MnO2, NaNO2, также могут рассматриваться в качестве ингибиторов коррозии второго типа. При этом достигается оксидирование (воронение) стали и железа. Усиление действия ингибиторов второго типа может быть достигнуто кратковременным наложением явления электролиза (анодное окисление, анодирование). Это позволяет обеспечить приемлемую эксплуатацию оборудования в более жестких агрессивных средах.
Третий тип ингибиторов коррозии обеспечивает защиту металлов от коррозии в результате адсорбции ингибитора поверхностью металла. Этот способ является специфическим для ингибиторов органического происхождения. В результате адсорбции органического вещества поверхностью металла на ней образуется мономолекулярная ингибиторная пленка, исключающая контакт поверхности металла с агрессивной средой.
Адсорбция — это функция химической природы ингибиторов. Ингибитор поглощается поверхностью металла или на анодных, или на катодных участках металла, но, как правило, органические ингибиторы катионоактивны.
Катионоактивные пленкообразующие ингибиторы коррозии органического происхождения позволяют хорошо защищать по- 532
верхность металлов от общей коррозии. Когда проявляется местная коррозия, ингибитор должен предотвращать и общую, и местную коррозию, а также охрупчивание металла.
В кислых средах в присутствии сероводорода большая часть ловерхности металла покрыта катодным слоем FeS (сульфид железа). В этом случае целесообразно подобрать чисто катодный ингибитор, снижающий скорость общей коррозии и скорость растворения меньших по величине анодов (раковин на поверхности металла), а также снижающий степень охрупчивания металла.
При наличии пресной системы со следами серосодержащих соединений и проявлением общей коррозии в сочетании с местной коррозией в различных стадиях (свежие небольшие раковины, старые и глубокие раковины) также целесообразно подобрать катодный ингибитор коррозии, который замедлит скорость образования раковин.
Защита от коррозии анодным ингибированием, когда ингибитор адсорбировался бы на всех анодных поверхностях, осложняется тем, что до настоящего времени еще не найден такой препарат.
Слабый же анодный ингибитор адсорбируется на раковинах с малой и различной (в зависимости от поверхности раковин) плотностью тока. Это приводит к тому, что скорость местной коррозии в некоторых раковинах возрастает, что ведет к преждевременному разрушению металла. Напротив, использование сильного катодного ингибитора позволяет замедлить течение общей коррозии и образования раковин.
Пленкообразующие органические ингибиторы коррозии в целях достижения надежной защиты газопромыслового оборудования от коррозии должны отвечать целому ряду эксплуатационных требований, основными из которых являются:
возможность ингибитора адсорбироваться необратимо на металлических поверхностях:
образовывать на металле пленки хорошей прочности;
стабильность образованных пленок должна быть достаточно высокой даже в присутствии кислорода;
срок службы образованных пленок должен быть достаточно продолжительным даже при сильной поляризации.
Органические пленкообразующие ингибиторы коррозии, используемые в промысловой практике, как правило, представляют собой сложную композицию одного или нескольких органических веществ с добавками растворителей, стабилизаторов и усилителей процессов адсорбции ингибиторов на поверхности металла.
Октиламин (1-аминооктан) — представитель первичных аминов. Формула C8Hi7NH2. Жидкость с относительной плотностью ^427 = 0,777. Температура плавления — 1 °C; температура кипе-
ния 179,6 °C. Малорастворим в воде. Легко растворяется в этаноле, эфире. Является ингибитором коррозии малоуглеродистой стали в кислотах.
Диэтиламин — вторичный амин. Формула (C2Hs)2 NH. Жидкость с относительной плотностью d420 = 0,7056. Температура плавления —50 °C; температура кипения 55,5 °C. Растворим в этаноле, эфире. С водой и нефтью смешивается в любых соотношениях в растворе. Является ингибитором коррозии железа в серной кислоте и ингибитором коррозии стали 20 в воде. Используется для защиты от коррозии углеродистой стали, водопроводных труб, охлаждающих систем. Ингибитор коррозии черных металлов нефти. Эффективен в случае защиты от коррозии, вызванной воздействием H2S. Защищает трубопроводы от коррозии при впрыске в природный газ и углеводородный конденсат.
Амины алифатические — моноалкиламины. Формула CnH2n+iNH2, где п= 174-20. АНБО содержит 76,5% основного вещества (моноалкиламинов); 15,0% вторичных аминов, 1,5% нитрилов; 0,1% жирных кислот, 1% влаги. Аморфное воскообразное вещество от серовато-белого до желтого цвета (20°C). Относительная плотность жидкости с?470 = 0,817. Моноалкиламины нелетучи, невзрывоопасны. Температура плавления 33— 38 °C; температура вспышки 200 °C. Растворяются в бензоле, хлороформе, изопропиловом спирте, гексане; плохо растворимы в воде. Являются ингибиторами коррозии черных металлов в кислых средах, а также в сернистых нефтяных и нефтепродуктах. Поверхностное натяжение аККм = 37 МН/м.
Триалкиламины— третичные амины. Формула (СлН2я+1)зК, где п = 74-9. Выпускаются в виде смеси, в которой содержание основного вещества (триалкиламинов) 70%, первичных аминов- 5%, вторичных аминов 25%. Представляют собой неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Жидкость от желтого до светло-коричневого цвета. Относительная плотность d420 = = 0,804-0,82. Невзрывоопасны. Температура вспышки 154 °C, температура самовоспламенения 200 °C. Хорошо растворяются в спиртах, бензоле, циклогексане, четыреххлористом углероде, хлороформе. В воде практически не растворяются. Коэффициент рефракции 1,449—1,457 при 20 °C. Являются ингибитором коррозии в кислых средах.
Триэтиламин — представитель третичных аминов. Формула (СНз)зН. Относительная плотность d4° = 0,6709; d4™ = 0,7537. Температура плавления 2,9 °C; температура кипения 124 °C. Легко растворяется в воде, этаноле. Растворим в эфире. Ингибитор коррозии стали в атмосфере воздуха, в воде, нефти и нефтепродуктах.
Алкилтриметиламмоний хлорид — представитель четвертичных аммониевых соединений. Формула [CnH2„+iN(CH3) 3]С1, где 534
л=104-16. Основного вещества 50%, свободных аминов 0,5%, гидрохлоридов аминов 0,5%, NaCl 2%, воды изопропилового спирта до 100% (остальное). Мазеобразная масса от светло- желтого до коричневого цвета. При температурах ниже 20 °C возможно выпадение осадка; при температурах выше 100 °C наблюдается разложение вещества. Хорошо растворяется в воде, изопропиловом спирте, бензоле, уайт-спирте, четыреххлори- стом углероде. Температура вспышки 88 °C (водоизопропаноль- ный раствор). Поверхностное натяжение при критической концентрации мицеллообразования 0,01 % мае. оКкм = 40 МН/м. Ингибитор коррозии в кислых средах. Токсичен: 2 класс, III группа. Предельно допустимая концентрация в водной среде 0,2 мг/л.
Э-4 — алкиларилтриметиламмоний хлорид. Формула [CnH2n+iArCH2N(CH3)3]Cl, где «=94-15. Коричневая мазеобразная масса. Хорошо растворяется в воде, эталоне, хлороформе. Ингибитор сероводородной коррозии.
Триалкилбензилметиламмоний хлорид. Формула [(CnH2«+i)X XNCH2C6H5]C1, где п = 7ч-9. Основного вещества 45%, свободных аминов 4%, гидрохлоридов аминов 6,5%, этанола до 100% (остальное). Коричневая маслообразная масса. Относительная плотность d420 = 0,864-0,89. Хорошо растворяется в органических растворителях. Температура вспышки 40 °C (спиртовый раствор). Вязкость т]2о = 0,025 Па-с. Ингибитор коррозии при добыче нефти.
Тетраэтиламмоний гидроксид — четвертичное аммониевое основание. Формула [ (C2H5)4N]OH. Ингибитор коррозии железа в серной кислоте.
Полиэтоксиалкилдиамины — представители полиаминов. Формула
у(СН2СН2О)хН /CH2CH2CH2N
R—\cH2CII2O)yHX(CH2CH2O)ZH
В формуле (х+у+г) = 34-10; ^«CisH37. Является ингибитором коррозии черных металлов в нефти. Применяется для защиты оборудования скважин.
Алкилендиамины: этилендиамин NH2—СН2—СН2—NH2; три- этилентетрамин NH2— (СН2) 2NH— (СН2) 2—NH— (СН2) а—NH2 являются ингибиторами коррозии черных металлов в нефти, в промстоках.
Алкилполиамины. Формула ^(CH2)NHCH2CH2CH2NH2)x. R — радикал полимерной жирной кислоты ^(СООНХ, «=24-3.
Является ингибитором коррозии стали в нефти при переработке и очистке нефти.
Пеназалин 17-20 — смесь имидазолинов и аминоамидов с алкильным радикалом С17Ч-С20. Молекулярная масса 500. Содержание основного вещества 94%. Воскообразный продукт от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Устойчив при температурах до 300 °C. Температура плавления 50—55 °C. Растворяется в углеводородах, маслах. В воде нерастворим, растворим в водных растворах при pH <7. Критическая концентрация ме- тилообразования ККМ = 0,125%. Поверхностное натяжение Оккм = 35 МН/м (в растворе соляной кислоты). Ингибитор коррозии. Умеренно токсичен — I группа. Катионоактивное ПАВ.
Ингибиторы ИКБ-2; ИКБ-4; ИКБ-6; ИКБ-8— смесь окси- этилалкилимидазолинов на основе кубовых остатков синтетических жирных кислот фракции С20 и выше. Коричневая мазеобразная паста. ИКБ-2 смешивается с топливом ГС-1 и керосином, образуя коллоидный раствор. Не растворяется в воде. Относительная плотность с?420 = 0,8-^0,9. Температура плавления 40°C. Вязкость т)7о = О, 1 Па-с.
ИКБ-4 и ИКБ-6 выпускают марки В — водорастворимые. Температура застывания 40—50 °C. Не вспыхивает и не воспламеняется. Марка Н — нефтерастворимые. Температура застывания 30—40 °C. Температура вспышки 90 °C, температура самовоспламенения 400 °C. ИКБ-8 хорошо диспергируется в воде; с нефтепродуктами не смешивается. Температура застывания 20 °C.
Ингибиторы сероводородной коррозии черных металлов в нейтральных водных и сильноминерализованных водно-нефтяных средах. Катионоактивные ПАВ.
Имидостат ЭС-17-N, М-бис(2 гидроксиэтил)-2-алкилимида- золинный дихлорид. Формула
С17Нзб С2Н4ОНС17Нзб С2Н4ОН
С17Нзб С2Н4ОН
С17Нзб С2Н4ОН
Содержание основного вещества 30%, производных моноамида 3 %. Паста от желтого до светло-коричневого цвета. Хорошо растворяется в воде. Устойчив в растворах минеральных кислот и жесткой воде. Несовместим со щелочами и анионоактивными ПАВ. Критическая концентрация метилобразования 1,5 мг/л. Поверхностное натяжение аКкМ = 40,4 МН/м. Катионоактивное ПАВ. Ингибитор коррозии.
Датапины: ингибитор КИ-1, катапин Б-300; катапин — бакте- рицидалкилполибензилпиридинийхлорид. Формула [CnH2n+iX XC6H4CH2(C6H4CH2)m-NC5H5]Cl, где n = 6-^8; т=1^4.
Ингибитор КИ-1. Содержание основного вещества 25+3%, соляно-кислотного уротропина 25 + 3%, воды до 100% (остальное). Желтая или светло-коричневая жидкость со специфическим запахом. Относительная плотность с?420= 1,145+1,155.
Катапин Б-300. Содержание основного вещества 70%, воды до 100% (остальное). Жидкость со специфическим запахом.
Катапин-бактерицид. Содержание основного вещества 75%. Коричневая мазеобразная масса. Хорошо растворима в мягкой и жесткой водах, этаноле и бензоле. Плохо растворяется в четыреххлористом углероде. Практически не растворяется в диэтиловом эфире и уайт-спирте. Не, выпадает в осадок из разбавленных растворов минеральных кислот, щелочей, NaCl, солей алюминия и бария. Критическая концентрация метилообразо- вания ККМ = 3 г/л. Поверхностное натяжение оКкм = 40 МН/м.
Ингибиторы; И-1А; И-IB; И-2В — сложная смесь полиалкил- пиридинов. Вязкие темно-коричневые жидкости с относительной плотностью: tZ420 = 1,0+1,1 (И-1А); 1,16+1,25 (И-2В); 1,25+ + 1,35 (И-IB). Вязкость т]20 = 0,55+0,70 (И-1А); 0,08+0,15 (И-2В); 0,8+1,2 Па-с (И-IB). Температура вспышки 114 (И-1А); 118 (И-2В); 173°C (И-1 В). Температура самовоспламенения 375 (И-1А); 433 (И-2В); 483°C (И-IB). Хорошо растворяются в воде, этаноле, ацетоне, водных растворах минеральных кислот. Совместимы с пенообразователями. Являются ингибиторами кислотной и сероводородной коррозии черных и цветных металлов.
Диэтаноламин является ингибитором атмосферной коррозии черных металлов. Применяется в охлаждающих жидкостях при холодной обработке металлов и в качестве добавки в антифризы.
Триэтаноламин (26 весовых частей) в смеси с оксидом магния (3,2 вес. части), олеиновой кислотой (16 вес. частей), веретенным маслом (128 вес. частей), эмульсолом (3—5 вес. частей) и водой (150 мл) образует смазку 1-П, являющуюся ингибитором атмосферной коррозии черных металлов.
Триэтаноламин (2,2', 2"-триокситриэтиламин) бесконечно растворим в воде, этаноле. Трудно растворим в эфире, бензоле, лигроине. Растворим в хлороформе. Является ингибитором коррозии стали в воде.
Нитрил стеариновой кислоты. Формула C17H35CN. Содержание основного вещества 39%. Белая воскообразная масса. Пылевоздушная смесь взрывоопасна. Нижний предел взрываемости 15,6 г/м3. Температура вспышки 875 °C. Является ингибитором коррозии. Умеренно токсичен, обладает кожно-резорбтивным действием. При попадании в глаза может вызвать воспа-
лительные изменения с остаточными явлениями в виде спаек и помутнения роговицы.
Альдегиды: формальдегид, уксусный альдегид.
Формальдегид (муравьиный альдегид, метанол). Формула СН2О. Относительная плотность d^° = 0,815. Температура плавления— 92 °C, температура кипения 21 °C. Растворяется в воде (40%-ный раствор называют формалином), этаноле, эфире. Является ингибитором коррозии черных металлов в кислотах. Один из первых ингибиторов, примененных при добыче нефти. Обычно используется как добавка к более сложным органическим ингибиторам коррозии.
Уксусный альдегид (ацетальдегид, этанол). Формула СН3СНО. Относительная плотность J418 = 0,7834. Температура плавления —129,5°С; температуры кипения 20,2; 20,8; 21 °C. Трудно растворим в воде, этаноле, эфире, бензоле. Является ингибитором коррозии железа и стали в соляной и серной кислотах.
Ненасыщенные спирты могут быть использованы в качестве ингибиторов коррозии черных металлов в кислотах и нефти.
2-пропен-1-ол (аллиловыйспирт). Формула СН2=СНСН2ОН. Жидкость с относительной плотностью d420 = 0,855. Температура плавления —129 °C; температура кипения 97 °C. Растворим в воде, этаноле, эфире. Является ингибитором коррозии железа и стали в среде соляной и серной кислот.
2-пропин-1-ол (пропаргиловый спирт, этинилкарбинол, ацетиленил, карбинол, пропиоловый спирт). Формула СН = ССН2ОН. Жидкость с относительной плотностью d420 = 0,9715. Температура плавления —17 °C, температура кипения 114—115 °C. Растворим в воде. Бесконечно растворим в этаноле, эфире. Является ингибитором коррозии стали в кислых средах (соляная, серная, органические кислоты).
УФЭ-8 — продукт конденсации фенола с окисью этилена. Формула СбН5О (СН2СН2О) 7 (ОН2)2ОН. Растворяется в пластовой и дистиллированной воде. Малорастворим в керосине. Является ингибитором коррозии черных металлов в нефти.
Карбоновые кислоты и их соли могут использоваться для защиты от коррозии в условиях складского хранения и в нефтяных средах.
Антикоррозионное средство АНСК-50—водный раствор натриевых мыл синтетических жирных кислот фракции С5—С6. Состав продукта: основное вещество — 24 %; вода —75%. Маслянистая жидкость светло-желтого цвета, негорючая. Анионоактивный ПАВ. Применяется для защиты от коррозии изделий из черных металлов в условиях складского и межоперационного хранения.
Кубовый остаток производства синтетических жирных кислот, марка Б. Жидкость коричневого цвета. Ингибирующая до- 538
бавка к смазкам, используемым для консервации изделий из углеродистой и низколегированной сталей. Ингибитор коррозии черных металлов в нефти. Анионоактивное ПАВ.
Лимонная кислота-2-окси-1,2,3— пропантрикарбоновая кислота (p-окситрикарбаллиловая кислота). Относительная плотность ^418= 1,542. Температура плавления 153 °C. Растворима в воде (1,33 г/мл), этаноле (1,16 г/мл) при 25°C, эфире (0,0226 г/мл). Неионогенное ПАВ. Ингибитор коррозии черных металлов в нефти. Применяется для защиты оборудования при вторичной добыче нефти.
Бензойная кислота и аммиак. Промышленное название продукта в нашей стране АМБА-1. Является ингибитором коррозии черных металлов в нефти и в сернистых нефтепродуктах. Эффективен в газовой среде.
Сложные эфиры могут применяться в качестве ингибиторов коррозии в воде, водных растворах солей, нефти.
Изоамиловый эфир (ди) адипиновой кислоты.
Формула
ГСН /СООСН2СН2СН(СН3)2( 2^СООСН2СН2СН(СН3)2
Является ингибитором коррозии стали в воде и водных растворах солей.
Эфир 2-пропин-1-ола олеиновой кислоты. Формула С17НззСООСН2С = СН. Является ингибитором коррозии черных металлов в нефти.
Применяется в виде 0,5—2%-ных растворов в углеводородах.
Фениловый эфир салициловой кислоты (салол, фенилсалици- лат). Формула НОС6Н4СООС6Н5. Относительная плотность ^=1,25. Температура плавления 42 °C; температура кипения 172 °C. Почти нерастворим в воде. Легко растворяется в эфире, бензине, маслах. Является ингибитором коррозии черных и цветных металлов в атмосфере воздуха.
Меркаптаны (тиоспирты):
1-пропин-З-тиол (пропаргилмеркаптан). Формула CH = CCH2SH. Является ингибитором коррозии черных металлов в нефти.
Тиофенол (бензолтиол, фенилмеркаптан). Формула C6H5SH. Является ингибитором коррозии стали в соляной кислоте.
Меркаптоалкилуксусная кислота. Формула ^5\снсоон)^_
4-лаурилфосфат {(СНз(СН2) ю]зРО4}. Является ингибитором коррозии стали в смеси жидких углеводородов.
Тиоэфиры. Дибензилсульфид. Формула (С6Н5СН) 2S. Относи тельная плотность d5Q50 —1,0712. Температура плавления 49 °C.
Нерастворим в воде. Растворим в этаноле, эфире. Является ингибитором коррозии железа в серной кислоте.
Метилфенилсульфид. Формула C6H5SCH3. Является ингибитором коррозии стали в соляной кислоте.
Полисульфиды. Формула К-8п-К. Являются ингибиторами коррозии черных металлов в нефти.
Сульфокислоты и их производные являются ингибиторами коррозии.
Контакт Петрова — смесь сульфокислот, получаемых при сульфировании керосинового и газойлевого дистиллята. Содержание основного вещества 50—55%. Маловязкая жидкость от темно-желтого до коричневого цвета. Растворяется в маслах, смешивается с водой. Поверхностное натяжение оКкм = 38 МН/м. Ингибитор коррозии. Биоразлагаемость 35—40% (10 мг/л). Не допускается к сбросу в водоемы. Анионоактивное ПАВ.
Ингибитор БМП— продукт нейтрализации мочевиной сульфированного масла АС-6. Темно-коричневая жидкость с относительной плотностью ^420 = 0,85. Температура вспышки более 180 °C. Растворяется в маслах, топливах и неполярных органических растворителях. Анионоактивное ПАВ. Ингибитор атмосферной коррозии черных (сталь, чугун) и цветных (медь, ее сплавы, алюминий) металлов.
Ингибитор КСК — кальциевая соль сульфокислот, полученных при сульфировании минерального масла АС-6,5 серным ангидридом в растворе сернистого ангидрида. Маслянистая темно- коричневая жидкость с относительной плотностью d420 = 0,9154- 4-0,935. Температура вспышки более 180 °C. Растворяется в маслах и органических растворителях. Анионоактивное ПАВ.
ГЛАВА 35
ИНГИБИТОРЫ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ И ОСУШИТЕЛИ
Для предупреждения гидратообразования в скважинах, шлейфах и газопроводах, а также для осушки газа на установках промысловой подготовки и заводской переработки газа используют ингибиторы гидратообразования и осушители. Физико-химическая сущность технологических процессов предупреждения гидратообразования и осушки газа основывается на способности ряда жидких и твердых веществ поглощать пары воды из потока добываемого и обрабатываемого на промысле газа. Жидкие поглотители (табл. 35.1 и рис. 35.1) влаги или абсорбенты на газовых и газоконденсатных месторождениях применяют при ингибировании газовых потоков (предупреждение гидратообразования) и для осушки газов и жидкостей, а твердые поглотители — для осушки, очистки и отбензинивания газа.
Показатели
Этиленгликоль
Диэтиленгликоль
Триэтиленгликоль
Этанол
Метанол
Формула
НО(С2Н4О)Н
НО(С2Н2О2)Н
НО(С2Н4О)3Н
С2Н5ОН
СН3ОН
Молекулярная масса
62,07
106,12
150,17
194,32
46,09
32,04
Точка кипения при атмосфер
197,3
244,8
287,4
327,3
78,3
64,5
ных условиях, °C
Точка замерзания при атмо
— 13,0
-8,0
—7,2
—6,2
— 114,4
—97,7
сферных условиях, °C
Точка вспышки при атмосфер
115,6
143,3
165,6
176,7
14,4
ных условиях, °C
Упругость пара, мм рт. ст.
8,1
1,0
2,2
2,0
118,9
89
(при 90°С)
(при 90°С)
(при 90°С)
(при 156°С)
(при 37,8°С)
(при 20°С)
Критическое давление, МПа
7,85
4,75
3,37
2,65
6,11
8,11
Критическая температура, °C
372,0
408,0
442,2
474,4
243,1
240,0
Относительная плотность (во
1,1155
1,1184
1,1254
1,2480
0,7907
0,7931
ды равна I) при 20 °C
Теплоемкость при 15,6 °C
2,311
2,240
2,060
2,177
2,114
2,470
кДж/(кг-°C)
Теплота парообразования прг
800,15
539,63
416,36
374,49
855,19
(при 10°С) 1102,53
атмосферных условиях, кДж/кт Коэффициент теплопроводное™
0,2873
0,2492
0,2406
0,1510
0,2150
при 20 °C, Вт/(м-°С) Поверхностное натяжение прг
46,49
48,5
45,2
28,8
30,0
20 °C, мН/м
Индекс рефракции при 20 °C
1,4316
1,4472
1,4559
1,4595
1,3286
Вязкость при 20 °C, мПа-с
20,9
35,7
47,9
60,0
0,6
0,6
541
Таблица 35.1
Физические свойства жидких поглотителей для осушки природного газа и предупреждения гидратообразования
Рис. 35.1. Зависимость давления пара этаноламинов и гликолей от температуры:
J — моноэтаноламин; 2 — пропиленкарбонат; 3 — дигликольмин; 4 — селексоль; 5 — диизо- пропаноламин; 6 — сульфолан; 7 — диэтаноламин; 8— триэтаноламин; 9 — этиленгликоль; 19 — диэтиленгликоль; 11 — триэтиленгликоль; 12 — тетраэтиленгликоль
В качестве жидких поглотителей влаги используют низко- атомные спирты (метанол, этанол), гликоли и их производные, растворы электролитов (хлористый кальций и др.).
Метиловый спирт (метанол) широко применяют в качестве ингибитора гидратообразования, при значительных отрицательных температурах —в качестве поглотителя для осушки и очистки природного газа от кислых компонентов (сероводорода и углекислого газа). Метанол — первый представитель низших одноатомных спиртов. Представляет собой бесцветную жидкость, иногда с резким запахом (влияет способ производства и 542
очистка), смешивается с водой во всех отношениях без помутнения раствора и изменения окраски.
Метанол — токсичное вещество, при его использовании должны приниматься соответствующие меры предосторожности.
Товарный метанол, применяемый на газовых и газоконденсатных месторождениях, должен отвечать требованиям ГОСТ 2222—78Е (табл. 35.2). Допускается применение метанола технических сортов (табл. 35.3) : 1 — предгон и 2 — метанол-сырещ
Таблица 35.2
Технические требования на товарный метанол (по ГОСТ 2222—78Е)
Показатели
Синтетиче-
Лесохимический
ский
I сорт
II сорт
Внешний вид
Плотность ^420, г/см3
Пределы кипения при атмосферных условиях, °C:
начало, не ниже
конец, не выше
В этих пределах должно отгоняться по объему, %
Кислотное число, мг КОН на 1 г метанола, не более
Эфирное число, мг КОН на 1 г метанола
Содержание серы, %, не более
Содержание железа, %, не более
Бесцветнг без ме
0,791—0,793
64,0
65,0
>99,0
0,03
0,08
0,002
0,001
1я прозрачная ханических п 0,793
64,0
66,0
>98,0
0,02
0,2
Не нор» То
жидкость римесей
0,795
63,5
66,0
<97,0-
0,04
0,4
жируется же
Таблица 35.3
Свойства технических сортов метанола
Показатели
1 сорт (предгон)
2 сорт (метанол-сырец)
Внешний вид
Бесцветная жидкость без
Бесцветная или слабо
Плотность р415, г/см3
механических примесей
желтая жидкость без механических примесей
^0,793
0,830
Содержание основного вещества по весу, %, не
84
84
менее
Содержание диметилового эфира по весу, %,
—
3,5
не более
Содержание воды по весу, %, не более
1,5
12,0
Формула приведения плотности при темпера- гуре испытаний выше
Р41 s=p4f+0,00093 (/—15)
p4ls=p?+0,00073(^—15>
Таблица 35.4
Плотность и вязкость метанола при отрицательных температурах
Темпе- ратура, °C
Плотность, г/см3
Вязкость жидкости,
МПа-с |
Температура, °C
Плотность, г/см3
Вязкость жидкости, МПа-с
^Жидкость
Пар
Жидкость
Пар
—80
0,8860
1,501-10"6
5,70
—30
0,8390
1,535-IO"6
1,39
—70
0,8760
2,430.10-6
4,02
—20
0,8290
2,562-10"6
1,16
—60
0,8670
3,819-IO-8
2,98
—10
0,8190
4,15Ь10-6
0,97
—50
—40
Таблиц Плоти
0,8580
0,8470
а 35.5
ость ведом
6,235-10-6
9,517.10-6
[етанольны)
2,26
1,75 |
растворе
0
в (г/см3)
0,8100
5,620-IO”6
0,82
Весовая концентрация, %
Температура, °C
Весовая концентрация, %
Температура, °C
0
10
1S
20
0
10
15
20
0
0,9999
0,9997
0,9997
0,9982
50
0,9287
0,9221
0,9188
0,9156
5
0,9914
0,9912
0,9904
0,9896
55
0,9191
0,9122
0,9087
0,9052
10
0,9842
0,9834
0,9825
0,9815
60
0,9090
0,9018
0,8982
0,8946
15
0,9780
0,9764
0,9752
0,9740
65
0,8980
0,8911
0,8873
0,8834
20
0,9725
0,9700
0,9683
0,9666
70
0,8869
0,8794
0,8755
0,8715
25
0,9666
0,9632
0,9570
0,9592
75
0,8754
0,8676
0,8634
0,8592
30
0,9604
0,9560
0,9537
0,9515
80
0,8634
0,8551
0,8510
0,8469
35
0,9534
0,9484
0,9458
0,9433
85
0,8510
0,8422
0,8381
0,8340
40
0,9459
0,9403
0,2374
0,9345
90
0,8374
0,8287
0,8245
0,8202
45
0,9377
0,9316
0,9284
0,9252
95
0,8240
0,8152
0,8107
0,8062
100
0,8102
0,8009
0,7963
0,7917
Таблица 35.6
Вязкость водометанольных растворов (мПа*с)
Температура, °C
Весовая концентрация метанола в смеси, %
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
— 10
4,58
5,70
6,15
6,12
5,33
4,30
3,20
2,20
1,68
1,15
0
2,60
3,17
3,40
3,46
3,18
2,63
2,15
1,73
1,31
0,90
20
1,35
1,60
1,78
1,80
1,75
1,63
1,43
1,15
0,89
0,60
30
1,02
1,20
1,32
1,35
1,33
1,25
1,13
0,93
0,72
0,50
40
0,80
0,93
1,02
1,07
1,05
1,00
0,90
0,75
0,60
0,45
60
0,55
0,60
0,65
0,68
0,66
0,65
0,60
0,52
0,48
0,35
Значения плотности, вязкости и температур замерзания водо- метавольных растворов зависят от их концентрации (табл. 35.4— 35.7). Температура кипения водных растворов метанола увеличивается с ростом давления и снижением концентрации раствора. Температура замерзания водных растворов гликолей зависит от их концентрации (рис. 35.2).
Вязкость метанола при 15,6°C составляет 0,817 МПа-c. Метанол летуч, упругость его паров (рис. 35.3), способность к са-
Таблица 35.7
Температура затвердевания водометанольных растворов (°C)
Весовая концентрация, %
Температура
Весовая концентрация, %
Температура
Весовая концентрация, %
Температура
начало
конец
начало
конец
начало '
| конец
10
—7,5
-8,0
60
—72,5
—96,0
90
— 128,0
—137,0
20
— 18,5
-20,3
70
—87,0
— 116,0
95
— 121,8
— 132,0
30
—31,5
—35,0
80
—102,5
— 132,0
97,5
—109,0
— 113,0
40
—40,7
—54,0
85
—115,0
— 137,0
100
—97,7
—97,8
Рис. 35.2. Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от их весовой концентрации:1 — этиленгликоль; 2 — диэтиленгли- коль; 3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликольРис. 35.2. Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от их весовой концентрации:1 — этиленгликоль; 2 — диэтиленгли- коль; 3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликольРис. 35.3. Зависимость давления пара метанола от отрицательных температурРис. 35.3. Зависимость давления пара метанола от отрицательных температур
Рис. 35.2. Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от их весовой концентрации:
1 — этиленгликоль; 2 — диэтиленгли- коль; 3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликоль
Рис. 35.2. Зависимость температуры замерзания водных растворов гликолей от их весовой концентрации:
1 — этиленгликоль; 2 — диэтиленгли- коль; 3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликоль
Рис. 35.3. Зависимость давления пара метанола от отрицательных температур
Рис. 35.3. Зависимость давления пара метанола от отрицательных температур
мовоспламенению (464 °C) обусловливают требования к технике безопасности. Пределы взрываемости паров метанола с воздухом составляют (по объему): нижний — 6%, верхний — 34,8%.
Теплота сгорания паров метанола (745 кДж/кмоль) несколько выше теплоты сгорания жидкого метанола (729 кДж/кмоль).
Теплота парообразования метанола понижается с ростом температур и составляет:
Температура, °C О 2564,7230
Теплота, кДж/кмоль 38,606 37,548 35,364 11,872
Метанол сочетает свойства слабого основания и еще более слабой кислоты. Однако в процессе эксплуатации желательно принимать меры по защите от коррозии. При сжигании метано-
ла образуются пары углекислого газа и воды. На воздухе он последовательно окисляется до формальдегида, муравьиной кислоты и углекислого газа.
В качестве ингибитора гидратообразования могут быть использованы технические сорта этилового спирта. Однако, учитывая специфические особенности, на промыслах его практически не применяют. Как заменитель этого реагента может быть использована эфироальдегидная фракция—побочный продукт производства синтетического этанола из этилена. Средний весовой состав эфироальдегидной фракции:
Этиловый спирт (этанол)63
Диэтиловый эфир33
Ацетальдегид 0,3
Вода 0,7
Гликоли широко применяют на промыслах в качестве ингибиторов гидратообразования и жидких осушителей (см. табл. 35.1, рис. 35.1, табл. 35.8).
Гликоли бесцветные или слабо-желтой окраски, сиропообразные, сладковатые жидкости без запаха или со слабым запахом, являются двухатомными спиртами жирного ряда. Упругость паров повышается с уменьшением молекулярной массы.
Таблица 35.8
Технические требования на товарные гликоли
Показатели
Этиленгликоль
Диэтилен- гликоль
Триэтилен- гликоль
Температура кипения, °C, при давлении мм рт. ст.:
760
197,3
244,8
287,4
50
123
164
198
10
91
128
162
Содержание основного вещества, %,
96
96,5
не менее
Пределы кипения при атмосферных условиях, °C:
начало, не ниже
193
240
285
конец, не выше
200
250
290
В указанных пределах по объему должно отгоняться, %, не менее
90
90
85
Содержание воды, %
Температура воспламенения, °C:
<0,3
^0,44-0,5
^0,44-0,5
в закрытом тигле
111,1
123,9
155,1
на воздухе
Содержание ионов хлора, %, не бо- лее
0,001
350,5 Следы
173,9
Число омыления, мг КОН на 1 г
—
Не более
продукта
Ацетильное число, мг КОН на 1 г
0,404-0,45 7254-765
продукта
Рис. 35.4. Зависимость упругости пара водяных растворов диэтиленгликоля от температуры (цифры на линиях — весовая концентрация ДЭГ, %)
Рис. 35.5. Зависимость упругости пара водяных паров триэтиленгликоля от температуры (цифры на кривых — весовая концентрация ТЭГ, %)
Рис. 35.6. Кривые изменения относительной плотности:1 — 100%-ный ТЭГ; 2 — 100%-ный дэгРис. 35.6. Кривые изменения относительной плотности:1 — 100%-ный ТЭГ; 2 — 100%-ный дэгВесобая концентрация гликоля, %•Весобая концентрация гликоля, %•Рис. 35.7. Кривые изменения относительной плотности водных растворов гликолей:/ — этиленгликоль; 2 — диэтиленгликоль;3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликольРис. 35.7. Кривые изменения относительной плотности водных растворов гликолей:/ — этиленгликоль; 2 — диэтиленгликоль;3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликоль
Рис. 35.6. Кривые изменения относительной плотности:
1 — 100%-ный ТЭГ; 2 — 100%-ный дэг
Рис. 35.6. Кривые изменения относительной плотности:
1 — 100%-ный ТЭГ; 2 — 100%-ный дэг
Весобая концентрация гликоля, %•
Весобая концентрация гликоля, %•
Рис. 35.7. Кривые изменения относительной плотности водных растворов гликолей:
/ — этиленгликоль; 2 — диэтиленгликоль;
3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликоль
Рис. 35.7. Кривые изменения относительной плотности водных растворов гликолей:
/ — этиленгликоль; 2 — диэтиленгликоль;
3 — триэтиленгликоль; 4 — тетраэтиленгликоль
Упругость паров водных растворов гликолей зависит от температуры (рис. 35.4, 35.5).
Температура замерзания (см. рис. 35.2) и относительные плотности водных растворов гликолей зависят от концентрации (рис. 35.6, 35.7).
Гликоли смешиваются с водой в любых соотношениях. Поглощают пары воды из газовых потоков с тем большей активностью, чем выше концентрация раствора и молекулярная масса гликоля.
Плотность гликолей зависит от температуры и концентрации (рис. 35.8). Для этиленгликоля и его растворов плотность, коэффициент рефракции, температуры замерзания и теплоемкость представлены в табл. 35.9—35.12.
В сравнении с метанолом все гликоли являются более вязкими жидкостями. С понижением температуры вязкость гликолей растет (рис. 35.9). Теплоемкость гликолей повышается с увеличением температуры (рис. 35.10).
Температура кипения водных растворов триэтиленгликоля для его регенерации при атмосферном давлении и под вакуумом (200 мм рт. ст.) зависит от концентрации (рис. 35.11).
При отсутствии на промысле гликолей допускается использование в качестве ингибитора гидратообразования этилкарби- 548
Рис. 35.8. Кривые плотности водяных растворов гликолей при различных температурах (штриховая линия — кривая точек замерзания; цифры на кривых — температура, °C):
а — этиленгликоль; б — диэтиленгликоль; в — триэтиленгликоль
Рис. 35.9. Кривые вязкости водных растворов гликолей (штриховая линия-кривая замерзания; цифры на кривых — температура, °C):
а — этиленгликоль; б — диэтиленгликоль; в — триэтиленглчколь
тола, являющегося побочным продуктом производства эфиров гликолей. При синтезе этилцеллозольвы кубовый остаток (кар- битольная фракция) содержит по весу в среднем (%): 51,4 моноэтилового эфира диэтиленгликоля, 46,15 этиленгликоля, 1,13 диэтиленгликоля, 0,18 этилцеллозольвы, 0,94 пропиленгликоля, 0,2 воды. Этилкарбитол— прозрачная, бесцветная или слегка темноватая жидкость с температурой замерзания —60 °C. Температура кипения при атмосферных условиях 201,9 °C, при 20 °C плотность 0,9898 г/см3 и вязкость 4,5 мПа-с, коэффициент рефракции 1,4273; удельная теплоемкость 2,31 кДж/(кг-°C); температура вспышки в открытом тигле 90 °C.
Весовая концентрация, 1%Плотность, Й420Температура, °C26,41,0340—1036,41,0506—2045,61,0627—3052,61,0713—4058,01,0780—5063,11,0833—6066,7——75—72,11,0923—6078,41,0983—50Весовая концентрация, 1%Плотность, Й420Температура, °C26,41,0340—1036,41,0506—2045,61,0627—3052,61,0713—4058,01,0780—5063,11,0833—6066,7——75—72,11,0923—6078,41,0983—50Таблица 35.11Таблица 35.11Температура замерзания водных растворов ЭГТемпература замерзания водных растворов ЭГВесовая концентрация, %Температура, °C20,247,278,41002,352,503,63902,552,683,84802,732,883,04702,913,083,23503,333,463,60253,823,883,96Весовая концентрация, %Температура, °C20,247,278,41002,352,503,63902,552,683,84802,732,883,04702,913,083,23503,333,463,60253,823,883,96Таблица 35.12Таблица 35.12Теплоемкость [кДж/(кг*°С)] водных растворов этиленгликоляТеплоемкость [кДж/(кг*°С)] водных растворов этиленгликоляТаблица 35.9
Весовая концентрация, 1%
Плотность, Й420
Температура, °C
26,4
1,0340
—10
36,4
1,0506
—20
45,6
1,0627
—30
52,6
1,0713
—40
58,0
1,0780
—50
63,1
1,0833
—60
66,7
—
—75
—
72,1
1,0923
—60
78,4
1,0983
—50
Весовая концентрация, 1%
Плотность, Й420
Температура, °C
26,4
1,0340
—10
36,4
1,0506
—20
45,6
1,0627
—30
52,6
1,0713
—40
58,0
1,0780
—50
63,1
1,0833
—60
66,7
—
—75
—
72,1
1,0923
—60
78,4
1,0983
—50
Таблица 35.11
Таблица 35.11
Температура замерзания водных растворов ЭГ
Температура замерзания водных растворов ЭГ
Весовая концентрация, %
Температура, °C
20,2
47,2
78,4
100
2,35
2,50
3,63
90
2,55
2,68
3,84
80
2,73
2,88
3,04
70
2,91
3,08
3,23
50
3,33
3,46
3,60
25
3,82
3,88
3,96
Весовая концентрация, %
Температура, °C
20,2
47,2
78,4
100
2,35
2,50
3,63
90
2,55
2,68
3,84
80
2,73
2,88
3,04
70
2,91
3,08
3,23
50
3,33
3,46
3,60
25
3,82
3,88
3,96
Таблица 35.12
Таблица 35.12
Теплоемкость [кДж/(кг*°С)] водных растворов этиленгликоля
Теплоемкость [кДж/(кг*°С)] водных растворов этиленгликоля
Плотность этиленгликоля (г/см3)
Температура, “С
Плотность
Температура, °C
Плотность
Температура, °C
Плотность
0
1,1270
70
1,0759
140
1,0206
10
1,1202
80
1,0680
150
1,0127
20
1,1132
90
1,0601
160
1,0048
30
1,1060
100
1,0522
170
0,9969
40
1,0988
110
1,0443
180
0,9890
50
1,0914
120
1,0364
190
0,9811
.60
1,0836
130
1,0285
197
0,9752
Таблица 35.10
Относительная плотность и коэффициент рефракции водных растворов этиленгликоля
Весовая концентрация, %
Плотность
Коэффициент рефракции п!54
Весовая концентра- | ция, %
Плотность
Коэффициент рефракции
Ц154
do 4
dl&4
d04
di54
0
0,9998
0,9991
35
1,0537
1,0470
1 ,3682
5
1,0078
1,0051
1,3383
50
1,0756
1,0675
1,3842
10
1,0148
1,0125
1,3423
60
1,0885
1,0808
1,3952
15
1,0223
1,0190
1,3473
75
1,1064
1,0968
1,4101
20
1,0303
1,0260
1,3523
85
1,1152
1 ,1045
1,4191
25
1,0380
1,0333
1,3583
100
1,1257
1,1165
1,4335
Раствор хлористого кальция — эффективный широко распространенный ингибитор гидратообразования.
Безводный хлористый кальций (СаС12, молекулярная масса 111) представляет собой белые кристаллы кубической формы, сильно гигроскопичные, расплывающиеся на воздухе. Плот- 550
Рис. 35.10. Кривые теплоемкости растворов гликолей (цифры на кривых — весовая концентрация гликолей, %)Рис. 35.10. Кривые теплоемкости растворов гликолей (цифры на кривых — весовая концентрация гликолей, %)Рис. 35.11. Температура кипения (кривые 1 и 2) и конденсации (кривые Г и 2') водных растворов триэтиленгликоля:1, /' — регенерация при 760 мм рт. ст.; 2, 2' — регенерация при 200 мм рт. ст.Рис. 35.11. Температура кипения (кривые 1 и 2) и конденсации (кривые Г и 2') водных растворов триэтиленгликоля:1, /' — регенерация при 760 мм рт. ст.; 2, 2' — регенерация при 200 мм рт. ст.Таблица 35.13
Рис. 35.10. Кривые теплоемкости растворов гликолей (цифры на кривых — весовая концентрация гликолей, %)
Рис. 35.10. Кривые теплоемкости растворов гликолей (цифры на кривых — весовая концентрация гликолей, %)
Рис. 35.11. Температура кипения (кривые 1 и 2) и конденсации (кривые Г и 2') водных растворов триэтиленгликоля:
1, /' — регенерация при 760 мм рт. ст.; 2, 2' — регенерация при 200 мм рт. ст.
Рис. 35.11. Температура кипения (кривые 1 и 2) и конденсации (кривые Г и 2') водных растворов триэтиленгликоля:
1, /' — регенерация при 760 мм рт. ст.; 2, 2' — регенерация при 200 мм рт. ст.
Характеристика различных сортов хлористого кальция
Сорт
Весовое содержание основного вещества, %
Размер частиц, мм
Насыпная плотность, Г/см3
Технический обезвоженный по ГОСТ 450—77
95,0
>0,01
0,60—0,70
1 (циклонный)
95,0
>0,01
0,60—0,70
2 (башенный)
85,0
>0,2
0,55—0,60
Гранулированный по ГОСТ 4161—67
74,0
От крупинок до 30 и более
0,90—0,97
Технический обезвоженный по ГОСТ 450—77, сорт 2
85,4
25—30 20—25 15—20 10—15
5—10
0,43—0,50 0,44—0,51 0,46—0,53 0,48—0,55 0,52—0,60
То же
88,7
89,5
89,7
<5
Смесь 5—30
Смесь 5—25
0,65—0,74 0,50—0,57 0,51—0,58
Таблица 35.14
Технические требования к хлористому кальцию (по ГОСТ 450—77)
Показатели
Безводный
Плавленый
Жидкий
1 Сорт
2 сорт
1 сорт
2 борт
1 сорт
2 сорт
Химическая форму-
СаС12
СаС12
2Н2О
СаС12
Фазовое состоя- ние
Твердый
Твер
дый
Жидкость
Внешний вид
Пористые кусочки, гранулы или порошок
Монолитная глыба по форме тары
»
Расфасовка
Металлические ба-
Металлические ба-
Железнодорожные
рабаны из оцинко-
рабаны из черного
цистерны
и желез-
ванной жести вместимостью 100 л
железа
180 кг
массой
ные бочк
и
Содержание, %:
СаС12, не менее
95
85
67
67
38
32
MgCl2, не более
0,6
Не нормируется
0,3
Не нормируется
Не норм
ируется
железа, не более
0,004
——
0,02
0,05
0,01
0,01
хлоридов в пересчете на NaCl,
2
—
2
Не нормируется
2
3
не более
сульфатов в пересчете на SO4,
0,06
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
не более
хлорноватистокислого калия
Отсутствует
Отсутствует
2,7
Отсутствует
1,2
(КС1О3), не более
нерастворимого
0,2
—
0,2
0,5
0,03
0,2
в воде остатка, не более
Таблица 35.15
Относительная плотность dV растворов хлористого кальция СаС12
Весовая концентрация, %
Температура, °C
—5
1 0
20
| 30
40
60
80
100
120
140
2
1,0171
1,0148
1,0120
1,0084
0,9994
0,9881
0,9881
0,9596
0,9428
4
—
1,0346
1,0316
1,0286
1,0249
1,0158
1,0046
0,9915
0,9765
0,9601
8
1,0708
1,0703
1,0659
1,0626
1,0586
1,0492
1,0382
1,0257
1,0111
0,9954
12
1,1083
1,1072
1,1015
1,0978
1,0937
1,0840
1,0730
1,0610
1,0466
1,0317
. 16
1,1471
1,1454
1,1386
1,1345
1,1301
1,1202
1,1092
1,0973
1,0835
1,0691
20
1,1874
1,1853
1,1775
1,1730
1,1684
1,1581
1,1471
1,1352
1,1219
1,1080
25
—
1,2376
1,2284
1,2236
1,2186
1,2079
1,1965
1,1846
—,
30
—
1,2922
1,2816
1,2764
1,2709
1,2597
1,2478
1,2359
—
35
—
—
1,3373
1,3316
1,3255
1,3137
1,3013
1,2893
—
—
40
—
—
1,3957
1,3895
1,3826
1,3700
1,3571
1,3450
—
—
Таблица 35.16
Параметры водных растворов хлористого кальция (при 20 °C)
Чистый раствор
Технический раствор
Весовая концентрация, %1
Плотность, г/смэ
Вязкость, мПа -с
Весовая концентрация, ^
Плотность, ir/см3
Вязкость, мПа с
5
1,04
1,10
11,22
1,10
1,55
10
1,09
1,27
21,53
1,20
2,30
15
1,13
1,52
30,53
1,30
3,99
20
1,18
1,89
34,80
1,35
6,02
25
1,23
2,54
38,50
1,39
8,94
30
1,28
3,60
39,40
1,40
10,16
35
1,30
5,10
43,30
1,45
17,80
Таблица 35.17
Изменение концентрации, температуры замерзания и температуры кипения растворов хлористого кальция от плотности
Плотность, Г/см3
Весовая концентрация, %
Температура, °C
Плотность, Г/см3
Весовая концентрация, %
Температура, ’С
замерзания
кипения
замерзания
кипения
1,00
0,1
0,0
1,26
27,5
—38,6
108,82
1,05
5,9
—3,0
1,27
28,4
—43,0
109,40
1,10
11,5
—7,1
102,3
1,28
29,4
—50,1
110,02
1,15
16,8
— 12,7
103,81
1,286
30,0
—55,0
110,34
1,20
21,9
—21,2
105,82
1,336
35,0
—20,0
114,40
1,25
26,6
—34,6
108,30
1,386
40,0
0,0
119,10
ность кристаллов 2,15 г/см3, температура плавления 772 °C. Водные растворы хлористого кальция имеют иногда бледно- желтый или желтый цвет, что обусловлено примесями железа, Растворимость в 100 г воды при 20 °C составляет 74,5 г, при 100 °C—159 г. Поверхностная влагоемкость хлористого кальция при 25 °C и относительной влажности воздуха в интервале 36—95% составляет 1—8,4 кг/кг. Расплав хлористого кальция может служить неплохим теплоносителем.
Отечественная промышленность выпускает безводный, плавленый и жидкий хлористый кальций по ГОСТ 450—77 (табл. 35.13—35.17). На промыслах, как правило, хлористый кальций применяют в качестве ингибитора гидратообразования при весовой концентрации 30—35%.
ГЛАВА 36
АДСОРБЕНТЫ
Адсорбенты или твердые поглотители в газовой промышленности используют для осушки, очистки и отбензинивания природного газа.
Таблица 36.1
Техническая характеристика адсорбентов
Показатели
Бокситы
Форма частиц
Размер частиц, мм
Внутренняя пористость, %
Насыпная плотность, кг/м3
Средний диаметр пор, 10-9 м
Средняя активная адсорбирующая поверхность, м2/г
Адсорбционная вместимость сухого поглотителя, г/г
Теплоемкость, кДж/(кг-°C)
Теплопроводность, кДж/(м2-ч-°С)
Максимальная теплота адсорбции, отнесенная к единице массы поглощенного вещества, кДж/кг Область применения
Разная » 25—35 690—960 80—400 25—150
0,04—0,15
0,84 810—880
Осушка
Примечание. Г —гранулы; Ц — цилиндры; Т — таблетки; Ш — шарики; П — по
Процессы адсорбции можно проводить на многих твердых веществах, обладающих микро- или макропористостью и трещиноватостью, т. е. на веществах, имеющих развитую внутреннюю поверхность, которая несоизмеримо больше в сравнении с внешней поверхностью частиц адсорбента. Несмотря на это, в промышленности для осушки и очистки газов применяют адсорбенты, приготовленные на основе различных видов кремнезема, окиси алюминия, угля, силикагелей и природных и синтетических цеолитов (молекулярных сит).
Адсорбенты на основе кремнезема и окиси алюминия служат в основном для обезвоживания газов.
Активированный уголь чаще может быть использован для поглощения паров органических веществ, в том числе паров тяжелых углеводородов.
Цеолиты, особенно синтетические, можно применять как для осушки, так и для очистки газов.
Технические требования, предъявляемые к адсорбентам, обычно зависят от технологического процесса (табл. 36.1, 36.2). При выборе обращают внимание на следующие характеристики адсорбента:
возможность получения более развитой поверхности для увеличения производительности адсорбционных установок;
высокую активность поглощения компонентов, которые предполагается извлекать из обрабатываемых потоков;
достаточно большие скорости массопередачи;
Глиноземы
Гели
Цеолиты
Угли
г ц, т, ш, п
г, ш, п
ц, ш, п
г, ц, п
0,6-6,0
2,4—4,0
1,6—3,2
0,6—5,0
25—40
30—40
30—55
45—80
480—850
400—770
480—800
160—560
60—200
35—140
3—10
20—65
100—300
200—900
500—800
600—1600
0,10—0,25
0,14—1,0
0,20—0,65
1—50
1,01—1,05
0,92
0,84
800—1180
800
—
—
—
4200
—
Осушка
Осушка, извлече
Осушка, извлече
Извлечение угле
ние углеводородов
ние углеводородов, очистка
водородов, очистка
рошок.
возможность легкой и экономичной регенерации;
способность сохранять адсорбционные свойства в течение эксплуатационного срока службы при многократных сменах циклов адсорбции и регенерации;
высокую механическую прочность в целях предотвращения разрушения и образования пыли;
интервал свойств, характеризующих их токсичность, коррозионность, химическую активность, плотность, экономичность применения.
Промышленные адсорбенты имеют различные размеры пор (мм), в соответствии с которыми подразделяются на три группы:
Макропористые2-Ю"4
Микропористые6-10-6
Смешанные2* 10-4—6-10-6
Удельная поверхность адсорбентов увеличивается с уменьшением размера пор. В целях повышения производительности установок предпочтительнее использовать микропористые адсорбенты. Однако стоимость микропористых адсорбентов значительно превышает стоимость макропористых. Товарные адсорбенты, обычно применяемые в промышленных установках, обладают адсорбционной поверхностью 500—800 м2/г адсорбента.
Товарные адсорбенты объединяют в следующие группы.
Бокситы—природные минеральные адсорбенты, состоящие главным образом из окислов алюминия.
Глиноземы — адсорбенты, представляющие производный продукт переработки бокситов.
Гели — адсорбенты, изготовленные химическим путем в результате обезвоживания гелей сложных кислот. В подавляющем большинстве для адсорбционных процессов используют гели, выработанные на основе кремнезема — силикагеля (табл. 36.3), а также алюмогели.
Цеолиты — природные и синтетические минералы, являющиеся водными алюмосиликатами катионов элементов первой и второй групп Периодической системы Д. И. Менделеева. Наиболее часто используются синтетические цеолиты на основе калия, натрия, кальция, алюминия и кремния. Синтетические цеолиты, в особенности микропористые с однородной структурой пор, в адсорбционном процессе проявляют молекулярно-ситовые свойства (отсюда их второе название — молекулярные сита), что весьма важно для избирательного разделения компонентов с близкими свойствами.
Угли—продукт особой переработки угля (сухая перегонка) и активации (прокаливание до 900 °C, экстракция, ввод активирующих добавок) с целью получить материал, имеющий высокую адсорбционную способность.
Избранная группировка адсорбентов осуществлена по принципу возрастания активной адсорбирующей поверхности материалов.
Адсорбенты первых четырех групп могут служить для обезвоживания потоков. Уголь, обладающий отрицательной активностью по влаге, используют в основном для извлечения из обрабатываемых потоков тяжелых углеводородов. Материалы из групп гелей и цеолитов наряду с обезвоживанием потоков могут быть использованы для извлечения тяжелых углеводородов и нежелательных примесей.
Характеристика адсорбента обычно определяется рядом показателей, из которых четыре являются основными:
адсорбционная вместимость сухого поглотителя по отношению к поглощаемому веществу (по весу), которая всегда может быть измерена в процентах или в граммах поглощаемого вещества на 100 г поглотителя;
режим равновесия, определяющий при заданных давлении и температуре процесса адсорбции полноту использования адсорбционной вместимости и сухого поглотителя;
скорость процесса или его динамические, кинетические характеристики, ограничивающие характеристики системы;
механизм процесса адсорбции с выводом уравнения материального баланса.
сл сясл сятилица oo.z
сл ся
сл ся
Техническая характеристика цеолитов
Показатели
ЗА
4А
5А
ЮХ
13Х
Средний диаметр пор, Ю"9 м
Насыпнаяплотность,
кг/м3, для:
3
4
5
8
10
порошка
30
30
30
30
30
прочих частиц Адсорбционная вместимость сухого поглотителя, г/г, для:
47
45
43
36
38
порошка
0,230
0,285
0,280
0,360
0,360
прочих частиц
0,200
0,220
0,215
0,280
0,285
Адсорбируемые молекулы*, 10~9 м
<з
(включая Н2О и NH3)
<4 (включая этанол, H2S, со2, so2, С2Н4, С2Н6 и С3Н6)
<5 (включая Н-С4Н9ОН, H-C4H10, С6Н6, С3Н3-?С22Н4в, R=12)
<8 (включая изопарафины, олефины)
<10
Неадсорбируемые моле-
>3
>4
>5
>8
>10
кулы, 10-9 м
(например, этан)
(например, пропан)
(например, изокомпоненты и циклические)
(например, ди-н- бутил-амин)
(например, (C4F9)3N)
Преимущественная об-
Обезвоживание не-
Обезвоживание
Извлечение углево-
Извлечение углево-
Обозвоживание га-
ласть применения
насыщенных газов, осушка полярных жидкостей (метанол, этанол)
насыщенных газов, очистка от кислых компонентов
дородов нормального ряда
дородов ароматического ряда
зов, удаление H2S и СО2, извлечение меркаптанов и углеводородного конденсата
* Адсорбируются также молекулы, указанные для предыдущих типов
цеолитов.
Таблица 36.3
Характеристика силикагелей различных марок (по ГОСТ 3956—76Е)
Показатели
Кус
мелкопористый
кем | ШСМ
мем
АСМ
Размер зерен, мм
Механическая прочность, %, не менее
Насыпная масса в пересчете на силикагель, высушенный при 150 °C, г/л, не менее
Влагоемкость по водяным парам при 20 °C и относительной влажности, %, не менее:
20
40
60
100
Упрочняющая добавка окиси алюминия, %
2,7—7 92
670
9,5 20,0 29,0 35
1,5—3,5 80
670
9,5 20,0 29,0 35
0,25—2 Не нори
670
9,0 20,0 29,0 35
0,2—0,5 лируется
670
9,0 19,0 28,0 35
Первые два показателя определяют статические характеристики адсорбентов по отношению к поглощаемому веществу. По ним можно выбрать адсорбент для поглощения заданного компонента из обрабатываемого потока. Однако выбор адсорбента только по первым двум показателям оказывается недостаточным для практических целей. Правильные проектные решения по выбору скорости адсорбционного процесса и решению уравнения материального баланса могут в известной степени сгладить несоответствие статистических характеристик различных адсорбентов.
ГЛАВА 37
ПОГЛОТИТЕЛИ ДЛЯ АБСОРБЦИОННОЙ ОЧИСТКИ ГАЗА
ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ
Для абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов (H2S, СО2, SO2, меркаптаны, сероуглерод и т. д.) могут быть использованы различные поглотители (растворители) указанных примесей, присутствие которых в газе в процессе промыслового сбора и магистрального транспорта нежелательно.
При физической абсорбции обычно применяют воду, органические растворители-неэлектролиты, не реагирующие с растворяемым газом, и их водные растворы.
При химической абсорбции (хемосорбции) молекулы поглощаемого вещества вступают в реакцию с активным компонентом 558
новой
Гранулированный
крупнопористый
мелкопористый
крупнопористый
кек
шск
мск
ЛСК
кем |
шем
кек
шск
2,7—7
1,5—3,5
0,25—2
0,2—0,5
2,7—7
1,0-3,5
2,7—7
1,0-3,5
80
60
Не норк
1ируется
94
85
86
62
400—500
400-500
400—500
400—500
670
670
400—500
400—500
Не нор
мируется
9,0
9,0
Не Hopi
лируется
То
же
16,0
16,0
То
же
70
70
«
70
70
35
Не нор
мируется
70
—
—
—
4—10
4-10
—
абсорбента. Большинство реакций, протекающих при очистке, являются экзотермическими и обратимыми. Поэтому при повышении температуры раствора образующееся химическое соединение разлагается с выделением исходных компонентов.
При выборе поглотителей для очистки газов к ним предъявляют следующие основные требования.
Абсорбционная емкость растворителя должна характеризоваться количеством поглощаемого вещества (зависит от давления и температуры), растворимость должна влиять на циркуляционный расход абсорбента, расход электроэнергии, расход тепла на десорбцию и на условия десорбции. В практических Таблица 37.1
Растворимость (г/100 г воды) двуокиси углерода (СО2) в воде
Давление, МПа
Температура, °C
12
18
25
1 31
35
|40
50
75
100
25
.
3,86
2,80
2,56
2,30
1,92
1,35
1,06
5
7,03
6,33
5,38
4,77
4,39
4,02
3,41
2,49
2,01
7,5
7,18
6,69
6,17
5,80
5,51
5,10
4,45
3,37
2,82
10
7,27
6,72
6,28
5,97
5,76
5,50
5,07
4,07
3,49
15
7,59
7,07
—
6,25
6,03
5,81
5,47
4,86
4,49
20
—
—
6,48
6,29
6,28
5,76
5,27
5,08
30
7,86
7,35
—
—
—
—
6,20
5,83
5,84
40
8,12
7,77
7,54
7,27
7,06
6,89
6,58
6,30
6,40
50
—
—
7,65
7,51
7,26
——
—
70
—
—
—
—
—
—
7,58
7,43
7,61
Таблица 37.2
Физические свойства этаноламиновых и других поглотителей для очистки
Показатели
Моноэтаноламин
Диэтаноламин
Триэтаноламин
Формула
(HOC2H4)NH2
(HOC2H4)2NH
(HOC2H4)3NH
Молекулярная масса
61,08
105,14
148,19
Точка кипения при атмосферных условиях, °C
170,5
269,0
360,0 (разложение)
Точка замерзания при атмосферных условиях, °C
10,5
28,0
22,4
Точка вспышки при атмосферных условиях, °C
93,3
137,8
185,0
Упругость пара, мм рт. ст.
6,1 (при 60 °C)
5,9
(при 140 °C)
18,0
(при 220 °C)
Критическое давление, МПа
6,1
3,34
2,5
Критическая температура, °C Критический удельный объем кг/м3
350,0 310
442,1
514,3
Плотность относительная при 20 °C
1,0179
1,0919
1,1258
Плотность при 20 °C, кг/м3
1018
1095
1124
Теплоемкость при 15,6 °C, кДж/(кг-°C)
2,546 (при 20 °C)
2,512
2,931
Теплота парообразования при атмосферных условиях, кДж/кг
Коэффициент теплопроводности при 20 °C, Вт/(м-°С) Теплота реакции при поглощении кислых газов, кДж/кг:
825,73
669,89 (при
73 мм рт. ст.)
534,98
0,2561
0,2198
H2S
—1516,6
— 1146,7
—930,4
со2
— 1872,4
—1511,9
—1465,4
Вязкость при 20 °C, мПа-с
24,1
350
1013
Индекс рефракции при 20 °C
1,4539
1,4776
1,4852
условиях, если абсорбционная вместимость выше 20 м3/м3, расход электроэнергии мало отражается на общих затратах на очистку.
Селективность растворителя должна характеризовать возможность растворителя избирательно абсорбировать из газов одну из двух примесей с минимальным поглощением другой примеси. Селективность, выражаемая отношением растворимости двух примесей, позволяет рассчитывать степень загрязнения извлекаемого газа другой примесью, а также позволяет оценивать целесообразность и необходимость усложнения технологической схемы для снижения потерь в очищаемом газе менее 560
природного газа
Дитликольамин
Диизопропанол- амин
Селексоль
Пропиленкар- бонат
' Сульфолан
(ОСаН^гМНг
(HOC3H6)2NH
Диметиловый эфир полиэтиленгликоля
СзН6СО3
C4H8SO2
105,14
133,19
: 280
102,09
120,17
221,1
248,7
270,0
238,9
285,0
—12,5
42,0
—28,9
—49,2
27,6
126,7
123,9
151,1
132,2
176,7
62,0
(при 150 °C)
—
0,01
(при 25 °C)
52,0
(при 150 °C)
0,0007" (при 43 °C),
3,85
3,84
—-
-—
5,39
402,6 318
109,4
—
545,4
1,0572
0,989
1,0528
1,2030
1,2680'
1058'
(при 15,6 °C)
999
(при —2 °C)
1031
(при 25 °C)
1205,7
1270,8
2,931
2,889 (при —2 °C)
2,052 (при 4,4 °C)
1,403
1,507 (при 30 °C)
509,72
430,31
483,81
524,98 (при 100 °С>
0,2094
■ —
0,1904 (при 25 °C)
0,2077
0,1973 (при 37,8 °С>
—1567,7
—441,9
— 1,721
—1977,1
—302,4
— 1,628
—
40
870
5,8
19,4
10,3
(при 15,6 °C)
(при 30 °C)
(при 25 °C)
(при —40 °C)
(при 30 °С>
1,4598
1,4542 (при 45 °C)
—
1,4209
1,4810 (при 30 °C)
растворимогорастворимогокомпонента. При возрастании циркуляционного
растворимого
растворимого
расхода растворителя в системе возрастают и потери менее растворимой примеси.
Давление насыщенных паров растворителя при температуре абсорбции должно быть минимальным, чтобы избежать потерь растворителя от испарения и загрязнения обрабатываемых газовых потоков этим растворителем. Промывка очищенных газов водой снижает эти потери, но при высокой упругости паров она связана с большим расходом тепла на ректификацию- водных растворов.
Рис. 37.2. Кривые относительной плотности растворов диэтаноламина (цифры на кривых — весовая концентрация, %)Рис. 37.2. Кривые относительной плотности растворов диэтаноламина (цифры на кривых — весовая концентрация, %)МЭА;МЭА;водавода555509080 120Температура,0 С09080 120Температура,0 СТемпература^Температура^Рис. 37.3. Кривые вязкости растворов этаноламинов:/—гликольамин (75% ДЭГ; 20% МЭА; 5% Н2О); 2—100% МЭА; 3 — гликольамин (50% ДЭГ; 25% МЭА; 25% Н2О); 4 — 50% МЭА; 5 — 30% МЭА; 6 — 20% МЭА; 7 — водаРис. 37.3. Кривые вязкости растворов этаноламинов:/—гликольамин (75% ДЭГ; 20% МЭА; 5% Н2О); 2—100% МЭА; 3 — гликольамин (50% ДЭГ; 25% МЭА; 25% Н2О); 4 — 50% МЭА; 5 — 30% МЭА; 6 — 20% МЭА; 7 — водаРис. 37.4. Кривые вязкости растворов диэтаноламина:(-100% ДЭА; 2-50% ДЭА; 3-40% ДЭА; 4-30% ДЭА; 5-20% ДЭА; 6 — водаРис. 37.4. Кривые вязкости растворов диэтаноламина:(-100% ДЭА; 2-50% ДЭА; 3-40% ДЭА; 4-30% ДЭА; 5-20% ДЭА; 6 — вода
Рис. 37.2. Кривые относительной плотности растворов диэтаноламина (цифры на кривых — весовая концентрация, %)
Рис. 37.2. Кривые относительной плотности растворов диэтаноламина (цифры на кривых — весовая концентрация, %)
МЭА;
МЭА;
вода
вода
5
5
5
5
09080 120
Температура,0 С
09080 120
Температура,0 С
Температура^
Температура^
Рис. 37.3. Кривые вязкости растворов этаноламинов:
/—гликольамин (75% ДЭГ; 20% МЭА; 5% Н2О); 2—100% МЭА; 3 — гликольамин (50% ДЭГ; 25% МЭА; 25% Н2О); 4 — 50% МЭА; 5 — 30% МЭА; 6 — 20% МЭА; 7 — вода
Рис. 37.3. Кривые вязкости растворов этаноламинов:
/—гликольамин (75% ДЭГ; 20% МЭА; 5% Н2О); 2—100% МЭА; 3 — гликольамин (50% ДЭГ; 25% МЭА; 25% Н2О); 4 — 50% МЭА; 5 — 30% МЭА; 6 — 20% МЭА; 7 — вода
Рис. 37.4. Кривые вязкости растворов диэтаноламина:
(-100% ДЭА; 2-50% ДЭА; 3-40% ДЭА; 4-30% ДЭА; 5-20% ДЭА; 6 — вода
Рис. 37.4. Кривые вязкости растворов диэтаноламина:
(-100% ДЭА; 2-50% ДЭА; 3-40% ДЭА; 4-30% ДЭА; 5-20% ДЭА; 6 — вода
g 1,10 I ^ ° 1,06 8 '> | 1,02
E 1,00 3 § 0,98 t§ 0,96
09080120
Температура, °C
Рис. 37.1. Кривые относительной плотности этаноламинов;
/ — гликольамин (75%' ДЭГ; 20% МЭА- &% 1^0); ^ —30% МЭА (С02 : МЭА=0,15); 3-30% МЭА (СО2: МЭА=0,10); 4 — 50% -—-l 5_зоо/о МЭА. 5—J5% мэд. 7„
Другие требования к растворителю должны регламентировать: термическую устойчивость растворителя, инертность к примесям, содержащимся в очищаемом газе; коррозионную активность; стоимость.
Следует отметить, что абсорбционная вместимость большинства поглотителей по отношению к сероводороду выше, чем по отношению к двуокиси углерода. Скорость абсорбции H2S также больше скорости абсорбции СО2. Вследствие этого при 562
Рис. 37.5. Кривые вязкости растворов моноэтаноламина при температуре, °C:
7 — 20; 2 — 50; 3 — 80; 4—100
Рис. 37.6. Кривые теплопроводности растворов МЭА при температуре,
Рис. 37.7. Кривые теплоемкости растворов этаноламинов:
1 — Ю; 2 — 30; 3 — 50; 4 — 70
Рис. 37.8. Кривые теплоемкости растворов диэтаноламина (цифры на кривых — весовая концентрация раствора, %)
1— 15%. МЭА; 2 — 30% МЭА; 3 — 50% МЭА;
4 — гликольамин (77,41% ДЭГ; 17,49% МЭА; 5,1% Н2О); 5 — гликольамин (77,41% ДЭГ; 17,49% МЭА; 5,1%' Н2О; СО2 : МЭА =
=0,3)
расчете совместной очистки газа от СОг и H2S сдерживающим процессом является поглощение двуокиси углерода.
Вода — наиболее известный и универсальный растворитель (табл. 37.1). При ее растворении СО2 в растворе преимущественно находится в свободном виде, частично образующаяся слабая угольная кислота диссоциирует на Н+ и НСО3~. Рост
Таблица 37.3
Давление паров воды (мм рт. ст.) над растворами этаноламинов
Температура, °C
Концентрация 0,25 мольной доли
Концентрация 0,50 мольной доли
Концентрация 0,75 мольной доли
МЭА
ДЭА
ТЭА
МЭА
ДЭА
ТЭА
МЭА
ДЭА
ТЭА
30
19,1
18,2
21,9
И,2
Н,5
13,2
5,3
4,3
6,4
50
61,7
53,8
64,6
1 37,2
39,0
40,7
17,8
19,1
20,5
75
224,0
191,0
204,0
1144,0
145,0
141,0
61,0
63,1
74,2
100
631,0
646,0
661,0
[479,0
458,0
436,0
235,0
214,0
235,0
Таблица 37.4
Растворимость двуокиси углерода (СО2) в пропиленкарбонате под давлением (м3/м3)
При 25 °C|
При 25 °C
|| При 40 °C
|| При 40 °C |
| При 40 °C
Р. МПа
Растворимость
р.
МПа
Растворимость
Р. МПа
Растворимость
Р.
МПа
Растворимость
Р.
МПа
Растворимость
0,282
8,5
0,865
28,5
0,220
5,0
0,850
20,8
1,345
36,7
0,305
- 9,2
0,890
29,0
0,297
6,8
0,907
22,4
1,430
39,5
0,320
9,7
1,033
32,6
0 335
7,8
0,950
24,8
1,536
41,8
0,600
19,0
1,115
37,4
0,527
12,0
1,098
27,3
1,655
45,6
0,623
19,2
1,295
44,1
0,580
13,6
1,122
28,6
0,863
28,4
1,580
58,5
0,593
13,5
1,313
34,6
давления и снижение температуры приводят к повышению растворимости СО2 в воде.
Этаноламиновые растворы служат для проведения процессов химической абсорбции. Их наиболее широко применяют для очистки газов от H2S и СО2. Этаноламины— бесцветные вязкие гигроскопические жидкости, смешивающиеся с водой и низшими спиртами во всех отношениях. Этаноламины почти нерастворимы в неполярных растворителях и в значительной степени ассоциированы, очевидно, за счет образования водородных связей.
Этаноламины синтезируют из окиси этилена и аммиака (табл. 37.2, рис. 37.1—37.8).
Технические требования к товарному моноэтаноламину (ТУ 2277—50)
Весовое содержание, %:
МЭА, не менее 80
ДЭА+ТЭА, не более 6
железа, не более 0,02
воды, не более 14
Относительная плотность при 20 °C ...1,02—1,08
Таблица 37.5
Данные по равновесию СО2 над растворами этаноламинов
О
о
о
0
с
со
0
c
к «
и
cd
Q.
Q
О о я л .
4=2
га
Q
о
|=з
is a S О g I га
58 = Ь5
С Ч 2
5® s |
cd
<d
Ф
cd
2-я £s
§8 =
га $ 3 С ч s
£ к 4
К ч
нВ я * ч
" 1
а
8 Н
Я
Ж су
га v
4 в
£$ s
Е ч s
Ik
5и s
Моноэтаноламин
Диэтаноламин
Триэтаноламин
0
0,5
745,8
1,110
0
0,5
750,7
1,119
0
0,5
756,4
1,100
256,3
0,990
242,7
1,044
258,9
0,943
45,3
0,817
271,6
1,035
100,3
0,805
10,6
0,675
79,1
0,883
45,6
0,645
25
0,5
735,7
1,004
11,0
0,741
10,7
0,378
251,8
0,886
25
0,5
732,3
0,987
25
0,5
739,3
0,921
99,6
0,795
249,6
0,912
253,6
0,715
44,2
0,720
97,9
0,797
99,3
0,512
10,8
0,607
44,3
0,714
44,5
0,375
50
0,5
661,3
0,880
11,0
0,551
10,5
0,191
228,3
0,757
50
0,5
666,4
0,883
50
0,5
658,7
0,623
40,1
0,596
241,2
0,778
229,1
0,408
75
0,5
475,8
0,685
70,8
0,588
88,2
0,262
130,3
0,584
10,1
0,336
40,3
0,162
50,0
0,476
75
0,5
474,5
0,630
8,3
0,0812
0
2,0
754,4
0,900
129,8
0,456
75
0,5
474,7
0,327
206,1
0,776
50,0
0,355
129,9
0,177
79,4
0,718
0
2,0
751,0
0,936
50,1
0,116
11,4
0,601
272,1
0,837
25
1.0
723,0
0,805
25
2,0
736,4
0,795
80,1
0,752
259,0
0,612
252,2
0,697
11,5
0,604
96,7
0,424
98,6
0,623
25
2,0
735,5
0,753
43,4
0,294
44,2
0,589
729,0
0,813
10,8
0,161
10,6
0,527
249,9
0,717
1,4
0,0587
50
2,0
668,2 183,1
70,9
0,698
0,607
0,556
50
99,3
44,3
10,5
0,633 0,553
0,451
0
2,0
752,0
259,3
100,4
0,954
0,818
0,662
Ю, 1
0,489
2,0
668,4
0,680
45,8
0'484
75
2,0
477,0
0,560
242,3
0,562
10,7
0,263
130',6
0'474
183,8
0,548
51,'1
0'430
71,0
0,489
25
2,0
734,0
0,715
5,0
10,2
0,302
99,5
0 316
0
751,5
0,761
75
45'4
0 209
272,2
0,679
2,0
488,6
0,464
нд
0'093
206,2
0,649
133,3
0,356
1,4
О’0332
80,1
0,600
51,1
0,263
11,5
0,600
50
2,0
662,8
0,382
25
5,0
742,9
0,657
0
5,0
755,1
0,762
230 3
0 216
206,3
0,683
88'7
0, 130
254,9
0,601
79,4
0,638
40’4
0,0791
и
1 i
О и
is
£®
СО к
о
S <у Ь к
я у 3 С Ч В
о
и « к Е s *
У К S н о ч
У Кд
У к ч
я 0
^ й К
о
|
О R
н
У
О
|о £ Su .
у 2а
figs
о
и Я, § J У к' § Вёч 5
У К А к м ч 0^0 ^ в 3
и
1
О к
1
сз tc
о
5 0
Su и lj£ С § s
о
и ет
* §
У к 5 л Р ° ЭЙЧ £5- УК А
ЬУ в 3
98,7
0,563
11,41
0,526
9,4
0,0346
44,6
0,539
10,6
0,507
25
5,0
741,1
0,661
75
2,0
485,9
0,158
253,6
0,589
132,6
0,0771
50
5,0
677,0
0,574
44,8
0,506
51,2
0,0518
245,3
0,527
71,5
0,505
50
5,0
682,4
0,562
25
3,5
731,0
0,595
10,4
0,453
246,1
0,491
420,0
0,484
71,8
0,414
183,0
0,312
75
5,0
518,1
0,493
10,4
0,254
46,6
0,143
142,6
0,460
31,6
0,114
54,8
0,418
75
5,0
520,0
0,403
10,0
0,062
142,6
0,327
0
9,5
752,4
0,622
54,9
0,242
25
5,0
738,6
0,453
272,2
0,592
266,4
0,258
79,2
0,568
25
8,0
744,0
0,582
98,7
0,115
11,4
0,538
268,4
0,553
77,8
0,108
78,4
0,480
44,5
0,0729
!25
9,5
735,9
0,588
10,6
0,0292
252,2
0,554
50
8,0
703,5
0,515
99,0
0,532
193,0
0,458
50
5,0
678,8
0,142
44,8
0,519
74,5
0,387
234,2
0,0682
Н,1
0,495
10,6
0,250
41,2
0,0248
50
9,5
701,3
0,538
75
8,0
574,0
0,368
75
5,0
534,7
0,0669'
255,3
0,522
155,9
0,302
146,6
0,0302
74,3
0,492
58,9
0,215
56,1
0,0133
10,8
0,443
75
9,5
559,7
0,468
153,1
0,458
56,7
0,424
25
12,5
749,1
0,548
256,3
0,518
45,4
0,521
50
12,5
716,2
0,525
259,5
0,501
196,0
0,495
75,6
0,483
10,9
0,467
75
12,5
629,9
0,479
168,1
0,453
64,2
0,395
Растворимость СО2 и H2S в 2,5 н. (15,3%) водном растворе моноэтаноламина
Парциальное давление растворенного газа, мм рт. ст.
Содержание газа в растворе, моль/моль амина, при температуре °C
40
60
80
100
120
140
1
0,383
Двуокись
углерода
0,096
5
0,438
—
0,152
—
—-
10
0,471
0,412
0,194
—
—
30
0,518
0,459
0,379
0,265
—
—
50
0,542
0,482
0,405
0,299
—
—
70
0,558
0,498
0,422
0,322
0,200
—
100
0,576
0,516
0,442
0,347
0,227
0,109
200
0,614
0,552
0,481
0,393
0,281
0,162
300
0,639
0,574
0,505
0,423
0,314
0,194
400
0,657
0,591
0,523
0,442
0,336
0,219
500
0,672
0,605
0,538
0,458
0,355
0,237
600
0,686
0,615
0,550
0,472
0,370
0,254
760
0,705
0,631
0,566
0,489
0,390
0,275
1000
0,727
0,650
0,584
0,509
0,413
0,300
2000
—
0,702
0,637
0,562
0,476
0,366
3000
0,669
0,596
0,513
0,408
5000
—
—
0,712
0,641
0,562
0,464
7000
—
—
0,742
0,672
0,597
0,500
Сероводород
1
0,128
—
—
0,029
——
—
3
0,212
0,137
—
0,050
0,025
0,016
5
0,271
0,171
—
0,065
0,036
0,025
10
0,374
0,240
0,141
0,091
0,056
0,040
30
0,579
0,386
0,243
0,160
0,101
0,072
50
0,683
0,472
0,314
0,203
0,139
0,091
70
0,750
0,534
0,364
0,238
0,153
0,106
100
0,802
0,600
0,422
0,279
0,182
0,124
200
0,890
0,722
0,545
0,374
0,256
0,167
300
0,931
0,790
0,617
0,439
0,312
0,200
400
0,949
0,836
0,666
0,490
0,357
0,226
500
0,959
0,871
0,706
0,536
0,393
600
0,970
0,900
0,738
0,575
0,426
700
0,980
0,921
—
0,607
0,453
—.
800
—
0,942
—
0,636
—
—
Упругость паров этаноламинов, в особенности моноэтаноламина, резко возрастает с ростом температуры (см. рис. 35.1).
Давление паров воды над растворами этаноламинов увеличивается с ростом температуры и снижением концентрации этаноламинов в растворе (табл. 37.3). Растворимость двуокиси углерода в пропиленкарбонате, моноэтаноламине, диэтаноламине и
Парциальное давление H2S и СО2 над содержащими их растворами моноэтанол амина
Температура, °C
■ Парциальное давление H2S, мм рт. ст.
Содержание H2S в моноэганоламине, моль/моль, при Rn
0,01
0,05
0,1
0,5
1
10
00
40
1
0,0013
0,0035
0,0050
0,0120
0,0178
0,0500
0,128
3
0022
0057
0084
0208
0300
0825
212
10
0039
0100
0149
0380
0540
1450
374
30
0064
0166
0250
0630
0910
2400
579
100
0107
0279
0415
1050
1510
3900
802
300
0167
0430
0638
1550
2200
5500
931
1000
—
0625
0920
2170
3050
7300
1,00
60
1
0,0019
0,0049
0,0070
0,0172
0,0239
0,0643
0,085
3
0029
0074
0108
0260
0363
0940
137
10
0044
0115
0172
0414
0565
1420
240;
30
0066
0175
0260
0621
0850
2080
386
100
0102
0272
0405
0980
1360
3140
600
300
—
0410
0610
1480.
2040
4320
790
1000
—
—
0940
2170
2900
5500
970
100
1
0,0017
0,0034
0,0046
0,0095
0,0118
0,0224
0,029
3
0030
0061
0082
0163
0207
0390
050
10
0056
0114
0155
0301
0381
0720
091
30
0098
0200
0270
0525
0665
1260
160
100
0176
0360
0483
0945
1200
2250
279
300
—
0585
0780
1510
1910
3700
439
1000
—
—
—
2250
2880
5820
680
120
1
0,0013
0,0024
0,0031
0,0058
0,0078
0,0115
0,012
3
0026
0050
0065
0122
0160
0245
025
10
0056
0107
0140
0265
0352
0520
056
30
ОНО
0210
0278
0535
0705
0980
101
100
-—
0429
0573
1110
1380
1800
183
300
—
—
1010
1850
2250
3020
312
1000
—
—
—
3000
3630
5000
520
Примечание. 7?п =
парциальное давление H2S
парциальное давление СО2
триэтаноламине приведена в табл. 37.4 и 37.5, а совместная растворимость сероводорода и двуокиси углерода в водных растворах моноэтаноламина — в табл. 37.6—37.8.
Пропиленкарбонат— бесцветная химически стабильная жидкость, которую применяют для физической абсорбции СО2 из природных газов. Низкая точка замерзания (—49,2 °C) при сравнительно невысокой вязкости 19,4 мПа-c (при —40°C) позволяет осуществлять одновременно осушку и очистку газа. Растворимость СО2 в пропиленкарбонате примерно в 3 раза пре- 568
Парциальное давление H2S над растворами моноэтаноламинов, содержащих СО2 и H2S
Температура, °C
Парциальное давление H2S, мм рт. ст.
Содержание H2S в моноэтанола мине,
моль/моль, при Кж
0,01
0,05
0,1
0,5
1
ОО
40
1
0,0047
0,0190
0,0327
0,0863
0,1140
0,128
3
0055
0225
0395
1160
1630
212
10
0066
0263
0468
1510
2220
374
30
0077
0301
0540
1820
2720
579
100
0092
0351
0619
2120
3260
802
300
—
0399
0710
2450
3720
931
1000
—
0464
0830
2700
4250
1,00
60
1
0,0037
0,0145
0,0237
0,0650
0,0775
0,085
3
0046
0184
0304
0845
ИЗО
137
10
0059
0234
0396
1125
1600
240
30
0074
0288
0492
1450
2120
386
100
0092
0355
0605
1840
2750
600
300
0431
0730
2190
3230
790
1000
—
—
0910
2620
3840
970
100
1
0,0024
0,0067
0,0103
0,0220
0,0247
0,029
3
0036
0101
0155
0340
0407
050
10
0056
0155
0239
0540
0675
091
30
0082
0228
0349
0810
1040
160
100
—
0343
0524
1250
1650
279
300
—
0503
0762
1800
2430
439
1000
—
—
—
2480
3340
680
120
1
0,0016
0,0031
0,0040
0,0072
0,0088
0,012
3
0030
0059
0078
0146
0184
025
10
0059
0120
0163
0312
0393
056
30
ОНО
0228
0308
0590
0750
101
100
—
0424
0558
1075
1400
182
300
—
—
0935
1800
2325
312
1000
—
—
-—
3120
4050
520
_ 'n H2S
Примечание. ^ж= -Q-
моль/моль амина моль/моль амина
вышает ее растворимость в воде. Растворимость H2S в пропи- ленкарбонате примерно в 3 раза выше растворимости СО2. Это и возможность регенерации за счет снижения давления определяют преимущества использования пропиленкарбоната как растворителя. Теплота растворения СО2 в пропиленкарбонате составляет 14,7 кДж/моль, сероводорода 15,5 кДж/моль.
Многие органические растворители при отрицательных температурах обнаруживают способность хорошо растворять двуокись углерода (табл. 37.9).
Константы Генри для оценки растворимости двуокиси углерода (СО2) в различных растворителях при отрицательных температурах
Растворитель
Температура, °C
Растворитель
Температура, °C
—25,2
-45,3 |
—60,5
—25,2 |
—45,3
-60,5
Метилацетат
11,81
5,78
2,86
я-Пропиловый
51,54
26,49
14,84
Этилацетат
12,25
6,17
3,04
спирт
40,68
я-Пропилацетат
12,55
6,10
3,07
Толуол
23,65
15,15-
Диэтиловый эфир
14,81
6,90
3,51
Изопропиловый
59,99
30,13
16,38
Этилформиат
15,35
7,70
3,80
спирт
43,21
24,99
16,60
Изобутилацетат
15,93
7,57
3,81
Этилбензол
Ацетон
14,63
7, 17
3,83
н-Гексан
39,20
25,90
17,55-
Метилэтилкетон
15,30
7,72
4,21
Изобутиловый
64,55
32,72
17,72
Диметил формамид
18,35
9,05
спирт
19,50
я-Бутиловый эфир
24,04
13,07
7,46
н-Гептан
39,45
29,70
Хлороформ
29,52
16,32
10,20
Йодистый этил
52,36
31,49
20,10
Метиловый спирт
41,50
19,82
10,25
Вторбутиловый
69,45
39,54
23,45
Этиловый спирт
46,48
23,53
12,11
спирт
я-Бутиловый спирт
50,50
26,18
14,18
Наиболее широкое применение для очистки газа от СО2 и H2S при отрицательных температурах нашел захоложенный метанол. Упругость паров метанола при температурах от •—40 до —70 °C позволяет избежать значительных его потерь. При использовании захоложенного метанола (рис. 37.9 и 37.10) как абсорбента для проведения физической абсорбции одновременно с очисткой газа от СО2 и H2S достигается и осушка газа от влаги. Теплота растворения двуокиси углерода в метиловом спирте составляет 17,0 кДж/моль. Наличие СО2 в растворе снижает растворимость H2S на 10—15%.
Сульфолан — устойчивое высокополярное соединение — служит хорошим растворителем многих органических веществ, в частности ароматических соединений и полимеров. Используется в процессах физической абсорбции от H2S и СО2 в комбинации в диизопропаноламином, моноэтаноламином или диэтаноламином. Преимущества такого смешанного растворителя заключаются в высокой растворимости от H2S и СО2 как при малых (в растворах аминов), так и при больших парциальных давлениях кислых компонентов (в растворе сульфолана). Преимущество этого смешанного растворителя — хорошее поглощение меркаптанов (до 95%) и сероуглерода.
Растворителями для физической абсорбции H2S и СО2 могут служить также эфиры моно- и полиэтиленгликолей, я-ме- тилпирролидон, три-я-бутилфосфат и ряд других органических растворителей и их смеси между собой и в комбинации с этаноламиновыми химическими растворителями.
Рис. 37.10. Кривые коэффициента растворимости двуокиси углерода в метаноле при парциальных давлениях СО2, МПа:1 - 0,8; 2 — 0,6; 3 - 0,4; 4 — 0,2; 5 — 0,1; 6 — 0,01Рис. 37.10. Кривые коэффициента растворимости двуокиси углерода в метаноле при парциальных давлениях СО2, МПа:1 - 0,8; 2 — 0,6; 3 - 0,4; 4 — 0,2; 5 — 0,1; 6 — 0,01
Рис. 37.10. Кривые коэффициента растворимости двуокиси углерода в метаноле при парциальных давлениях СО2, МПа:
1 - 0,8; 2 — 0,6; 3 - 0,4; 4 — 0,2; 5 — 0,1; 6 — 0,01
Рис. 37.10. Кривые коэффициента растворимости двуокиси углерода в метаноле при парциальных давлениях СО2, МПа:
1 - 0,8; 2 — 0,6; 3 - 0,4; 4 — 0,2; 5 — 0,1; 6 — 0,01
Рис. 37.9. Кривые растворимости СО2 U) и H2S (2) в метаноле при парциальном давлении 0,1 МПа
Наряду с применением органических растворителей для проведения химической абсорбции газов от H2S и СО2 широкое распространение получили растворы неорганических реагентов, в частности растворы карбонатов (Na2, СОз, К2СО3), щелочей (КОН, NaOH), аммиачной воды.
Газовое оборудование, приборы и арматура: Справочное пособие/' Ю. Н. Васильев, 3. Т, Галиуллин, Б. П. Гвоздев и др. Под ред. Н. И. Рябцева.— 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1985. — 527 с. : ил.
Гиматудинов Ш. К., Ширковский Л. И. Физика нефтяного и газового пласта. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1982.— 311 с.: ил.
Гриценко Л. И., Островская Т. Д., Юшкин В. В. Углеводородные- конденсаты месторождений природного газа. — М.: Недра, 1983. — 264 с.: ил.
Добыча, подготовка и транспорт природного газа: Справочное ру- ководство/Под ред. Ю. П. Коротаева, Р. Д. Маргулова. М.: Недра, 1984.— Т. I—II.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/Под ред. Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. — М.: Недра, 1980. — 301 с.: ил.
Карнаухов М. Л., Рязанцев Н. Ф. Справочник по испытанию скважин.— М.: Недра, 1984. — 268 с.: ил.
Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. РД 50-213-80. —- М.: Изд-во стандартов, 1982.— 320 с.: ил.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/Под общей ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1983.— 552 с.: ил.
Рязанов Я- Л./Справочник по буровым растворам. — М.: Недра, 1979, — 215 с.: ил.
Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/А. Д. Амиров, К. А. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский № др, — М.: Недра, 1979. — 309 с.: ил.
Справочная книга по добыче нефти/Под ред. Ш. К. Гиматудинова.— М.: Недра, 1974. — 704 с.: ил.
Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений/Под ред. Ш. К. Гиматудинова. — М.: Недра, 1983, —Т. I—II.
Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин/А. И. Булатов, Л. В. Измайлов, В. И. Крылов и др. —М.: Недра, 1977.— 252 с.: ил.
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов/1 А. К. Дерцакян, М. И. Шпотаковский, Б. Г. Волков и др. Л.: — Недра, 1977, —519 с.: ил.
Техническое руководство по эксплуатации и обслуживанию технологического промыслового оборудования газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа/Союзоргэнергогаз, Мин-во газовой пром- сти.— Краснодар, 1982.— 394 с.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Амике Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перен. с англ. — М.: Гостоптехиздат. 1962. — 572 с.: ил.
Амиян А. В., Васильева М. А. Добыча газа. — М.: Недра, 1973.— 215 с.: ил.
Гайворонский А. А., Цыбин А. А. Крепление скважин и разобщение пластов. — М.: Недра, 1981. — 367 с.: ил.
Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах/В. А. Мамаев и др. — М.: Недра, 1969.— 208 с.: ил.
Данюшевский В. С., Толстых И. Ф., Мильштейн В. М. Справочное руководство по тампонажным материалам.—М.: Недра, 1973. — 312 с.: ил.
Дегтярев Б. В., Бухгалтер Э. Б. Борьба с гидратами при эксплуатации скважин в северных районах. — М.: Недра, 1976.— 198 с.: ил.
Деточенко А. В., Михеев Л. Л., Волков М. М. Спутник газовика: Справочник. — М.: Недра, 1979. — 267 с.: ил.
Закиров С. Н„ Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых: месторождений.—М.: Недра, 1974, — 376 с.: ил.
Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра,. 1975, —415 с.: ил.
Кэмпбел Д. М. Очистка и переработка природных газов: Перев. с англ. — М.: Недра, 1977. — 349 с.: ил.
Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — 3-е изд.,, перераб. и доп. — М.: Недра, 1983.— 224 с.: ил.
Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти: Перев. с- англ. — М.: Гостоптехиздат, 1953. — 607 с.: ил.
Очистка газов от сернистых соединений при эксплуатации газовых месторождений/Гриценко А. И. и др. — М.: Недра, 1985. — 270 с.: ил.
Перри Дж. Г. Справочник инженера-химика: Перев. с англ. — Л.: Химия, 1969. —Т. I—II.
Подготовка газа к транспорту/Ю. П. Коротаев, Б. П. Гвоздев,. А. И. Гриценко и др. — М.: Недра, 1973.— 240 с.: ил.
Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа: Перев. с англ. — М.: Недра, 1965.— 678 с. ил.
Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. —- 3-е изд., перераб. и доп.— Л.: Химия, 1982. — 592 с.: ил.
Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. — М.: Недра, 1979.— 303 с.: ил.
Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений: Перев. с англ. —М.: Недра, 1965.— Т. 1—2.
Степанова Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974. — 224 с.: ил.
Техника добычи нефти: Перев. с англ./Под ред. С. А. Оруджева и М. Б. Назаретова. М.: Недра, 1973. — 248 с.: ил.
Требин Ф. А., Макагон Ю. Ф., Басниев К. С. Добыча природного^ газа. — М.: Недра, 1976. — 368 с.: ил.
Шмыгля П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.— М.: Недра, 1967. — 210 с.: ил.
Шрейбер Т. К, Перлин С. М„ Шибряев Б. Ф. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. — М.: Машиностроение, 1979. — 396 с.: ил.
Черский Н. В. Конструкция газовых скважин. — М.: Гостоптехиздат,. 1962. — 282 с.: ил.
Engineering Data Book — /yGPSA, 9-Ed, 1972. — 424 p.
Engineering Handbook — Nowsco, 1983. — 264 p.
Howard, G. C„ Fast C. R. Hydraulic Fracturinq. — API, N. Y., 1970.— 198 p.
Laiil M. Enhanced Oil Recovery — Edition Technip, Paris: 1980.— 238 p.
Manuel de Traitement des Eaux d Injection/P. Bourget et al. Paris: Editions Technip, 1973. — 252 p.
Campbell J. M. Gas Conditioning and Processing. — 4-Ed, 1978 Vol. l"$-2.
Parer Calculations Handbook — Baker Oil Tools, Inc., 1971. — 132 p.
Vijdal J. Thermodynamique. Methodes Appliguees au Raffinage et an Genie Chimique. Paris: Editions Technip, 1973, T. 1—2.
Tech Facts (Techical information for the Oil and Gas Well specialist) — Baker Packers, 1981. —308 p.
Оглавление
Предисловие 3
Часть I. ТЕХНОЛОГИЯ 5
Глава 1. Технические условия на природный газ, газовый конденсат и .продукты их переработки 5
Глава 2. Измерение расхода газа и жидкости 15
Глава 3. Характеристика месторождений и оценка добывных возможностей ...■20
Глава 4. Испытание и установление режимов эксплуатации газовых скважин ... 30
Глава 5. Технологические воздействия на продуктивные горизонты и повышение компонентоотдачи пластов41
Глава 6. Конструкция скважин62
Глава 7. Технологические работы наскважине96
Глава 8. Борьба с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и промысловых сооружений152
Глава 9. Промысловая сепарация природного газа и конденсата 180
Глава 10. Сбор и промысловая подготовка газа и газового конденсата 200
Глава 11. Компримирование, нагнетание и транспортирование газа и газового конденсата 245
Глава 12. Рекомендации по проектированию обустройства газовых и газоконденсатных месторождений262
Глава 13. Защита окружающей среды от загрязнений ....268
Глава 14. Автоматизация технологических процессов основных и вспомогательных производств280
Глава 15. Технико-экономическая оценка разработки, освоения и эксплуатации месторождений283
Часть II. ОБОРУДОВАНИЕ289
Глава 16. Наземное устьевое оборудование эксплуатационных и нагнетательных скважин289
Глава 17. Насосно-компрессорныеиобсадныетрубы295
Глава 18. Бурильные трубы310
Глава 19. Эксплуатационноеподземноескважинное оборудование 315
Глава 20. Оборудование для освоения и ремонта скважин и проведения промысловых технологических работ348
Глава 21. Трубы и специальное оборудование для сбора и транспортировки газа и газового конденсата362
Глава 22. Сепараторы, разделители, емкости366
Глава 23. Теплообменное оборудование388
Глава 24. Абсорбционно-десорбционное (колонное) и сопутствующее оборудование 405
Глава 25. Оборудование, установки и устройства для получения холода 417
Глава 26.Компрессорноеинасосноеоборудование425
Глава 27. Оборудование и установки для дозировки реагентов ..434
Глава 28.Запорная,регулирующаяипредохранительная арматура 439
Часть III. МАТЕРИАЛЫ447
Глава 29. Материалы, применяемые для приготовления промывочных жидкостей447
Глава 30. Тампонажные материалы478
Глава 31. Материалы для технологическихработнаскважинах490
Глава 32. Вспениватели, пеногасители;504
Глава 33. Растворители и ингибиторыосадковминеральныхсолей522
Глава 34. Ингибиторы коррозии530
Глава 35. Ингибиторы гИ|Дратообразованияи осушители...540
Глава 36. Адсорбенты553
Глава 37. Поглотители для абсорбционной очистки газа от кислых компонентов558
Список рекомендуемой литературы572
Список используемой литературы572
СПРАВОЧНОЕ ИЗДАНИЕ
Гвоздев Борис Петрович
Гриценко Александр Иванович
Корнилов Анатолий Егорович
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Заведующий редакцией Н. Е. Игнатьева Редактор издательства Е. И. Брагина Технический редактор Л. А. Мурашова Корректор Е. В. Наумова
ИБ № 6873
■Сдано в набор 15.06.88. Подписано в печать 27.09.88. Т-19613. Формат 60Х90'Аб. Бумага книжно-журнальная. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ. л. 36. Усл. кр.-отт. 36. Уч.-изд. л. 37,80. Тираж 3840 экз. Заказ 339/1022-5. Цена 2 р. 20 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра»
125047 Москва, пл. Белорусского вокзала, 3
Московская типография № 11 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 113105 Москва, Нагатинская УЛ., 1.
* В числителе — без изоляции, в знамена теле — с изоляцией,
* * В числителе масса без учета изоляции; в знаменателе — с учетом изоляции,
Б.П.ГВОЗДЕВ А.И.ГРИЦЕНКО А.Е.КОРНИЛОВ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Москва "Недра" 1988Москва "Недра" 1988
Москва "Недра" 1988
Москва "Недра" 1988
ББК 33.362 Г 25
УДК 622.279.23
Рецензент канд. техн, наук Р. И. ВяхиревПредисловие Р. И. Вяхирева
Гвоздев Б. П., Гриценко А. И., Корнилов А. Е.
Г 25 Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. — М.: Недра, 1988.—575 с.: ил.
ISBN 5—247—00142—7
Приведены технические условия и спецификация на природный газ, газовый конденсат и продукты их переработки. Рассмотрены добыча, сбор, сепарация, промысловая подготовка и транспортирование газа и газового конденсата, а также технология текущего и капитального ремонта скважин. Описаны оборудование, арматура, агрегаты и приборы, даны их технические характеристики. Приведены свойства химических реагентов, используемых для добычи газа и ремонта скважин, описаны способы их применения. Особое внимание уделено охране труда и окружающей среды.
Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием разработки газовых и газоконденсатных месторождений и добычей природного газа и газового конденсата.
ГГ2504030300—404043(01)—882504030300—404043(01)—88285—88285—88ББК 33.362ББК 33.362
Г
Г
2504030300—404
043(01)—88
2504030300—404
043(01)—88
285—88
285—88
ББК 33.362
ББК 33.362
ISBN 5—247—00142—7ISBN 5—247—00142—7© Издательство «Недра», 1988
ISBN 5—247—00142—7
ISBN 5—247—00142—7