Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ВВЕДЕНИЕ
Природные газы, или, точнее, газы земной коры, заполняют пустоты — поры и трещины горных пород, образуя при благоприятных условиях крупные газовые скопления, или находятся в виде растворов в подземных водах и нефти. Газы встречаются также в адсорбированном состоянии на поверхности горных пород.
■ Естественные выходы природных газов в очень редких случаях имеют промышленное значение. Практически промышленно используются только газы, получаемые из скважин, вскрывших пористые пласты, насыщенные сухим газом или газированной нефтью. Однако изучение всех других газопроявлений, а также газов, заключенных в горных породах и минералах, имеет большое научное значение для познания генезиса и миграции газов и газового режима в земной коре.
По элементарному составу можно выделить несколько типов природных газов, характеризующихся преобладанием того или другого элемента. Так, выделяют газы азотные, углекислые, углеводородные. В состав природных газов в качестве примесей входят гелий и сероводород. Необходимо отметить, что в газах земной коры полностью отсутствует кислород, за исключением случаев, когда эти газы непосредственно связаны с атмосферой С
Наибольшее промышленное значение имеют горючие углеводородные природные газы, и поэтому очень часто под названием «природные газы» понимают только горючие газы. Нужно, однако, отметить, что с промышленной целью используются также природные углекислые газы для получения сухого льда и сжатой углекислоты для газирования вод.
Горючие и негорючие гелиеносные газы используются для получения гелия.
Азотные газы не получили промышленного применения, ио они могут быть использованы. на заводах синтетического аммиака. Негорючие азотные и углекислые природные газы, находящиеся под высоким давлением, иногда используются как рабочий агент в расширительных машинах для получения энергии.
Наша страна обладает огромными ресурсами природных газов. В результате проведенных разведочных работ у нас открыты новые крупные газовые месторождения, рациональная разраббтка которых является одной из важнейших задач газовой промышленности.
Советские ученые создали основы научной разработки газовых месторождений, применение которой в широком масштабе возможно только в условиях социалистической системы хозяйства.
В настоящее время при проектировании рациональной разработки газовых месторождений учитываются комплексные геологические, газодинамические
1 Современные взгляды на происхождение природных газов, а также формирование газовых месторождений обобщены в книге А. Л. Козлова «Проблемы геохимии природных газов» (Гостоптехиздат, 1950).
и промысловые исследования месторождения или группы месторождений, дополненные технико-экономическим анализом. Проектирование разработки осуществляется в соответствии с положением, что пласт, скважина, газопровод и потребитель являются единой системой, причем работа и специфические особенности каждого звена этой цепи должны быть полностью взаимоувязаны.
Требуемая добыча газа должна осуществляться при минимальном количестве эксплуатационных скважин, обеспечивающих требуемое давление газа на выходе с промысла. Из каждой скважины газ должен извлекаться при наибольших допустимых дебитах; потери давления на всем пути газа от пласта до потребителя должны быть минимальными, однако при этом должна быть учтена технико-экономическая эффективность добычи и транспорта газа. Технология добычи газа обогатилась техническими и практическими исследованиями в этой области. Разработаны методика испытания газовых скважин, оптимальные условия режима эксплуатации скважин, что необходимо для рациональной разработки газовых месторождений.
Большое значение для развития газовой промышленности и газоснабжения городов имеет транспортировка газа от источников до потребителя. За последние годы накоплен значительный опыт в строительстве и эксплуатации магистральных газопроводов, освоены новые методы очистки и осушки газа. Ближайшие важнейшие задачи в области дальнего газоснабжения заключаются в освоении и внедрении новых типов мощных компрессоров, в там числе турбинных, труб больших диаметров и аккумуляции больших количеств газа вблизи крупных потребительских центров. Наиболее эффективным способом хранения газа для покрытия сезонных неравномерностей в газопотреблении является хранение газа в подземных коллекторах.
Изложению указанных выше вопросов и посвящена настоящая книга.
В данной книге коллектив авторов пытался обобщить опыт отечественной газовой промышленности за последнее десятилетие, осветить новую технику газового дела и перспективы ее дальнейшего развития.
Книга состоит из 11 глав. Главы I, II и VI написаны проф. М. X. Шахназаровым, глава III написана канд. геол.-минер, наук А. Л. Козловым, глава IV — д-ром техн, наук Е. М. Минским, глава V — канд. техн, наук А. А. Брискманом, глава VII — инж. А. К. Ивановым и канд. техн., наук В. И. Раабеном (в этой главе раздел «Расчет магистральных газопроводов» написан канд. техн, наук Р. С. Палта); главы VIII, IX, X и XI написаны канд. техн, наук И. Е. Ходановичем.
Все замечания о недостатках настоящей книги просьба присылать по адресу: Москва, К-12, Третьяковский пр., д. № 1/19, Гостоптехиздат.
ГЛАВА I
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ
УДЕЛЬНЫЙ ВЕС
Удельный вес является одним из основных параметров, характеризующих ■ газ. Его необходимо знать при решении ряда практических задач. Для углеводородных газов при отсутствии в них примесей других газов он служит мерилом жирности газа.
Относительный удельный вес газов определяется по отношению к воздуху. Так как объем одного моля любого газа при 0° С и 760 мм рт. ст. равен 22,4 ж3, то вес 1 ж3 газа
, М
~ 12/4 ’ где М—молекулярный вес газа.
Отсюда относительный удельный вес любого газа ., _ / м_ м _ м
71,293 ~ 22,4 X 1,293 “ 18,9629~ 1
Молекулярный вес газовых смесей определяется по молекулярному весу отдельных компонентов, входящих в состав газа, и по процентному содержанию каждого из нах в смеси.
Таким образом, относительный удельный вес газовой смеси
МгПу 4- М2п2 -рЛ/3и3 -р • • •А'Мтгпи
7 см =ТОО х 29’
где Мт, М2, М3,. . .,Мп— молекулярные веса компонентов смеси;
ях, п2^ пзт • •> Пп — объемное процентное содержание каждого компонента смеси.
Зная фракционный состав газа, легко определить относительный удельный вес газа у, а также и объемный вес (плотность), путем умножения на 1,293.
При незнании фракционного состава удельный вес газов определяют или путем взвешивания (пикнометрический способ), или при помощи специальных приборов — эффузиометров, основанных па истечении газа через малые отверстия.
Способ взвешивания обеспечивает более точные результаты, чем способ истечения, но для быстроты и удобства определения удельного веса, особенно в полевых и промысловых условиях, следует пользоваться приборами, основанными на истечении газа.
Применительно к эффузиометрам закон Грэма может быть сформулирован следующим образом: время истечения равных объемов разных газов через малые отверстия при одинаковых давлениях Р и температуре t прямо пропорционально корням квадратным из их удельных весов или плотностей.
Приняв удельный вес воздуха за единицу, легко определить удельный вес газа из отношения
где тг — время истечения газа;тв— время истечения воздуха;шг — скорость истечения газа;wB— скорость истечения воздуха.Если определение удельного веса при помощи эффузиометров производится в помещении, то можно принять температуру воздуха и газа одинаковой; если же оно производится непосредственно на промысле, то следует внести соответствующую поправку на разность температур газа и воздуха:при 1Г < tB, t' = tB — tpT 2г7т " 71 + 0,00366?) TB2 ’при tp > tB, t" — tp — tBт 2(1—0,00366 Г) тв2 •Основной недостаток эффузиометров заключается в том, что мал( йшее засорение капиллярного отверстия платиновой шайбочки может привести к значительным искажениямгде тг — время истечения газа;тв— время истечения воздуха;шг — скорость истечения газа;wB— скорость истечения воздуха.Если определение удельного веса при помощи эффузиометров производится в помещении, то можно принять температуру воздуха и газа одинаковой; если же оно производится непосредственно на промысле, то следует внести соответствующую поправку на разность температур газа и воздуха:при 1Г < tB, t' = tB — tpT 2г7т " 71 + 0,00366?) TB2 ’при tp > tB, t" — tp — tBт 2(1—0,00366 Г) тв2 •Основной недостаток эффузиометров заключается в том, что мал( йшее засорение капиллярного отверстия платиновой шайбочки может привести к значительным искажениям&5 4#-&5 4#-Ь3Ь311а а Фиг. 1. Эф-фузиометр.Фиг. 1. Эф-фузиометр.
где тг — время истечения газа;
тв— время истечения воздуха;
шг — скорость истечения газа;
wB— скорость истечения воздуха.
Если определение удельного веса при помощи эффузиометров производится в помещении, то можно принять температуру воздуха и газа одинаковой; если же оно производится непосредственно на промысле, то следует внести соответствующую поправку на разность температур газа и воздуха:
при 1Г < tB, t' = tB — tp
T 2г7т " 71 + 0,00366?) TB2 ’
при tp > tB, t" — tp — tB
т 2
(1—0,00366 Г) тв2 •
Основной недостаток эффузиометров заключается в том, что мал( йшее засорение капиллярного отверстия платиновой шайбочки может привести к значительным искажениям
где тг — время истечения газа;
тв— время истечения воздуха;
шг — скорость истечения газа;
wB— скорость истечения воздуха.
Если определение удельного веса при помощи эффузиометров производится в помещении, то можно принять температуру воздуха и газа одинаковой; если же оно производится непосредственно на промысле, то следует внести соответствующую поправку на разность температур газа и воздуха:
при 1Г < tB, t' = tB — tp
T 2г7т " 71 + 0,00366?) TB2 ’
при tp > tB, t" — tp — tB
т 2
(1—0,00366 Г) тв2 •
Основной недостаток эффузиометров заключается в том, что мал( йшее засорение капиллярного отверстия платиновой шайбочки может привести к значительным искажениям
&5 4#-
&5 4#-
Ь
3
Ь
3
1
1
а
а
Фиг. 1. Эф-фузиометр.
Фиг. 1. Эф-фузиометр.
тг ^в V 7Г V УГ'
Практика работы с аппаратом указанного типа показала, что колебания во времени истечения одного и того же объема воздуха или газа доходят до 5—10%. Поэтому определение удельного веса должно производиться 2—3 раза и более и за удельный вес газа следует брать среднее значение. .
На фиг 1 показан наиболее распространенный эффузиометр. Он представляет собой стеклянный цилиндр 1 с металлической крышкой 2, через которую внутрь цилиндра введена стеклянная трубка 3 с открытым концом и трехходовым краном 4. Над краном небольшая металлическая трубочка 5, в верхней части которой имеется платиновая пластинка с отверстием диаметром около 0,25 ALM.
При закрытом кране стеклянная трубка 3 вводится в цилиндр, заполненный водой. Так как трубка заполнена воздухом, то вода в нее не поступает. Если повернуть трехходовой кран и соединить трубку с атмосферой, то вода постепенно. начнет входт ть в трубйу 3. По секундомеру определяется время вытеснения воздуха тв от метки а до метки Ь. После того как стеклянная трубка заполнится водой доверху, соединяют кран с источником газа; под давлением газа вода вытесняется из цилиндра до уровня несколько ниже метки а. Затем поворачивают кран 4, отключают трубку 3 от источника газа, соединяют ее с атмосферой и определяют время истечения тг того же объема газа (от метки а до метки 6).
Пикнометрический способ определения удельного веса заключается в точном определении на аналитических весах веса пикнометра с газом и с воздухом:
где а — вес пикнометра с газом;
с — вес пикнометра с воздухом;
b — вес самого пикнометра, определенный после тщательной откачки из него воздуха.
ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ
Вязкость газов и жидкостей является одним из основных параметров, характеризующих газ или жидкость. Вязкость приобретает важное значение при всевозможных расчетах по перекачке газа или жидкости по трубам, а также при расчетах, связанных с движением газа или жидкости по поровым микроканалам горных пород.
В связи с развитием транспортировки газа па дальние расстояния, превышающие нередко 1000 км, и вызванной этим необходимостью более точного расчета газопроводов требуется при гидравлическом расчете газопроводов вводить в расчетные формулы коэффициент внутреннего трения газа.
Влияние вязкости газа особенно значительно при его движении в пористой среде. В связи с применением вторичных методов эксплуатации нефтяных и развитием эксплуатации конденсатных месторождений, а также в связи с нагнетанием газа в пласт в целях хранения, изучению вязкости газов начали уделять больше внимания
В еще большей степени возрос интерес к изучению вязкости газов в связи с развитием подземной гидравлики.
Вязкость газа входит во все формулы, характеризующие законы фильтрации газа, а также в ряд формул, имеющих большое практическое и теоретическое значение при всевозможных расчетах, например в формулу для определения дебита газа при установившемся радиальном движении, формулу для определения теплопроводности, параметр Рейнольдса и др.
Вязкость жидкости в обычном понимании является свойством отдельных ее частичек сопротивляться взаимному перемещению. В соответствии с этим за единицу абсолютной вязкости принимается сила, необходимая для перемещения двух слоев жидкости с поверхностью 1 см2, находящихся на расстоянии 1 см друг от друга и движущихся со скоростью 1 см [сек. Эта единица в честь ученого Пуазеля названа пуазом.
Для определения вязкости Пуазель дал формулу
^(Ру —Рк)т/Т П
где г — радиус капилляра, через который пропускается испытуемая жидкость (газ), в см-;
Рн — давление в начале капилляра в дн/см2;
Рк — давление в конце капилляра в дн/см2;
т — время истечения жидкости (газа) в сек.;
V — объем жидкости (газа) в см3;
I — длина капилляра в см.
[
г* 1
, гДе 8* — грамм-масса.
По отношению к газам вязкость рассматривается как внутреннее трение, возникающее при движении одних частичек относительно других или при переносе количеств движения из слоя с большей скоростью г^ в слой с меньшей скоростью w2.
Количество движения, ^равное импульсу сил, может быть выражено отношением
mV = р =.(1,2)
где F — импульс силы;
ду 11 w2 — скорости;
т — время;
I — расстояние;
5 — сечение;
ж — коэффициент внутреннего трения.
Из выражения (I, 2) при т = 1 сек.
(1-3)(1-3)Fl
(1-3)
(1-3)
Х ~ («Д—^2) s "
В физической системе единиц получим:
т. о. ж имеет ту же размерность что и вязкость 13 по формуле (I, 1). Аналогично в технической системе единиц
Г кГ секД
Отсюда следует, что абсолютная вязкость выражает силу внутреннего трения, т. е. ж = 13.
Так как
г* = Тооб-Йм или 1 кг == 980000 9и-
то одна техническая единица вязкости
1 кГ сек 981000 Эн сек 98,1 дн сек л=10666 <5^- = —75°96’1 пУпза-
Таким образом, для перехода от технической системы единиц к физической необходимо число пуазов умножить на 98,1, а для перехода от физических единиц к техническим — число пуазов разделить на 98,1.
В расчетах вместо абсолютной вязкости часто применяется кинематическая вязкость р, = -— , выражаемая в стоксах (ст).
В системе CGS
т? = ; £ =;см сек\ v I см6 Jт? = ; £ =;см сек\ v I см6 J
т? = ; £ =;
см сек\ v I см6 J
т? = ; £ =;
см сек\ v I см6 J
В технических единицах размерность кинематической вязкости определяется из отношения
где Y) — абсолютная вязкость в технических единицах; ту =
Г кГ сек1 Л'
q — плотность; q = —-^— .
Следовательно,
Кинематическую вязкость можно определить путем деления абсолютной вязкости при 0°С и 760 мм рт. ст. на массовую плотность.
Так, например, абсолютная вязкость воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст.
1,71 X Ю—кГ[сек
Весовая плотность воздуха
Ув' — 1,293 кГ/м3.
Массовая плотность воздуха
р= 1,293:9,81 = 0,132.
Кинематическая вязкость
1,71Х10-^_ «о 10-«0,132.
Аналогично по данным, приведенным в табл. 1, могут быть определены, кинематические вязкости углеводородов.
Таблица 1
В отличие от вязкости жидкостей вязкость газов с увеличением молекулярного веса уменьшается, а ^.увеличением температуры возрастает. Последнее происходит потому, что с повышением температуры молекулы газа приобретают большую скорость и подвижность, в результате чего возрастает число взаимных столкновений молекул, а следовательно, и трение между ними.Уменьшение вязкости с увеличением молекулярного веса происходит до определенного предела температуры, как это видно из фиг. 2 [2].Из фиг. 2 видно, что вязкость СН4 и С2Н4 превосходит вязкость С6Н6 в интервале температур от 80° до 380—400° К. При температурах, превосходящих указанный предел, вязкость С6Н6 превышает вязкость СН4 и С2Н4. Эта изменчивая природа вязкости угле-В отличие от вязкости жидкостей вязкость газов с увеличением молекулярного веса уменьшается, а ^.увеличением температуры возрастает. Последнее происходит потому, что с повышением температуры молекулы газа приобретают большую скорость и подвижность, в результате чего возрастает число взаимных столкновений молекул, а следовательно, и трение между ними.Уменьшение вязкости с увеличением молекулярного веса происходит до определенного предела температуры, как это видно из фиг. 2 [2].Из фиг. 2 видно, что вязкость СН4 и С2Н4 превосходит вязкость С6Н6 в интервале температур от 80° до 380—400° К. При температурах, превосходящих указанный предел, вязкость С6Н6 превышает вязкость СН4 и С2Н4. Эта изменчивая природа вязкости угле-водородных газов отражена на фиг. 3 природного газа [3].Из приведенных графиков видно дующее.При одном и том же удельномводородных газов отражена на фиг. 3 природного газа [3].Из приведенных графиков видно дующее.При одном и том же удельномдлядлясле-сле-весевесеФиг. 2. Вязкость газов в зависимости от температуры.Фиг. 2. Вязкость газов в зависимости от температуры.1 — С2Н4; 2 — СН4; 3 — СвНе.1 — С2Н4; 2 — СН4; 3 — СвНе.газа с повышением температуры до определенного ная вязкость уменьшается, а ниже этого пределагаза с повышением температуры до определенного ная вязкость уменьшается, а ниже этого пределапредела давления абсолют- возрастает.предела давления абсолют- возрастает.С повышением удельного веса при одной и той же температуре вязкость газов до определенного предела давления возрастает, а нижэ этого предела уменьшается.С повышением удельного веса при одной и той же температуре вязкость газов до определенного предела давления возрастает, а нижэ этого предела уменьшается.
В отличие от вязкости жидкостей вязкость газов с увеличением молекулярного веса уменьшается, а ^.увеличением температуры возрастает. Последнее происходит потому, что с повышением температуры молекулы газа приобретают большую скорость и подвижность, в результате чего возрастает число взаимных столкновений молекул, а следовательно, и трение между ними.
Уменьшение вязкости с увеличением молекулярного веса происходит до определенного предела температуры, как это видно из фиг. 2 [2].
Из фиг. 2 видно, что вязкость СН4 и С2Н4 превосходит вязкость С6Н6 в интервале температур от 80° до 380—400° К. При температурах, превосходящих указанный предел, вязкость С6Н6 превышает вязкость СН4 и С2Н4. Эта изменчивая природа вязкости угле-
В отличие от вязкости жидкостей вязкость газов с увеличением молекулярного веса уменьшается, а ^.увеличением температуры возрастает. Последнее происходит потому, что с повышением температуры молекулы газа приобретают большую скорость и подвижность, в результате чего возрастает число взаимных столкновений молекул, а следовательно, и трение между ними.
Уменьшение вязкости с увеличением молекулярного веса происходит до определенного предела температуры, как это видно из фиг. 2 [2].
Из фиг. 2 видно, что вязкость СН4 и С2Н4 превосходит вязкость С6Н6 в интервале температур от 80° до 380—400° К. При температурах, превосходящих указанный предел, вязкость С6Н6 превышает вязкость СН4 и С2Н4. Эта изменчивая природа вязкости угле-
водородных газов отражена на фиг. 3 природного газа [3].
Из приведенных графиков видно дующее.
При одном и том же удельном
водородных газов отражена на фиг. 3 природного газа [3].
Из приведенных графиков видно дующее.
При одном и том же удельном
для
для
сле-
сле-
весе
весе
Фиг. 2. Вязкость газов в зависимости от температуры.
Фиг. 2. Вязкость газов в зависимости от температуры.
1 — С2Н4; 2 — СН4; 3 — СвНе.
1 — С2Н4; 2 — СН4; 3 — СвНе.
газа с повышением температуры до определенного ная вязкость уменьшается, а ниже этого предела
газа с повышением температуры до определенного ная вязкость уменьшается, а ниже этого предела
предела давления абсолют- возрастает.
предела давления абсолют- возрастает.
С повышением удельного веса при одной и той же температуре вязкость газов до определенного предела давления возрастает, а нижэ этого предела уменьшается.
С повышением удельного веса при одной и той же температуре вязкость газов до определенного предела давления возрастает, а нижэ этого предела уменьшается.
Вязкость предельных углеводородов т;Х107
1, °C
сн4
с2н6
С3Н8
H-C4II10
1-С4Н10
CsH12
С6Н14
0
1030
860
750
682
689
623
601
20
1095
920
800
739
744
668
644
50
1190
1010
878
814
814
737
710
100
1338
1150
1006
947
947
850
820
150
1480
1274
ИЗО
—
—
975
930
200
1610
1402
1248
—
—
1086
1040
При одной и той же температуре и при одном и том же удельном весе вязкость с повышением давления возрастает.
В литературе имеются указания, что абсолютная вязкость газов не зависит от давления, потому что с уменьшением давления длина свободного пути
Фиг. 3» Вязкость газов в зависимости от удельного веса газа (удельный вес воздуха принят равным единице).Фиг. 3» Вязкость газов в зависимости от удельного веса газа (удельный вес воздуха принят равным единице).
Фиг. 3» Вязкость газов в зависимости от удельного веса газа (удельный вес воздуха принят равным единице).
Фиг. 3» Вязкость газов в зависимости от удельного веса газа (удельный вес воздуха принят равным единице).
движения молекул газа возрастает во столько же раз, во сколько уменьшается число молекул газа в единице объема.
Сказанное должно быть отнесено к идеальным газам и к давлениям, близким к атмосферным. На самом деле абсолютная вязкость газов с повышением давления, как это видно из указанных выше фигур, возрастает.
Повышение вязкости с повышением давления объясняется увеличением числа молекул в единице объема, что приводит к увеличению числа взаимных столкновений последних.
Сказанное выше имеет особое значение для реальных газов в связи с их сверхсжимаемостью.
Б. Б. Лапук [4] на конкретном примере, по данным фиг. 4, показывает, что при пренебрежении зависимостью абсолютной вязкости от давления
ошибка в определении дебита (в сторону его завышения) газовой скважины доходит до 20—30% для мотана и до 46—63% для природного газа, состоящего из 83,19% СЩ, 8,48% С2Н6, 4,37% С3Н8, 2,44% С4Н10, 1,52% С5Н12.
Вязкость природных газов может быть определена с достаточной для практических целей точностью по закону аддитивности (по вязкости компонентов, входящих в состав газа, табл. 2 и 3).
Вязкость, определенная таким образом, дает отклонение от экспериментальных данных порядка 1—3%, как это видно из табл. 2.
Таблица 2
Вязкость смеси метана с этаном ??х107
% C2II6
£ = 20° С по справочнику [1]
По аддитивности
t=100°с
по справочнику [1]
По аддитивности
18,84
1046
1050
1288
1290
43,30
999
1005
1229
1250
51,26
986
992
1226
1236
80,07
938
936
1174
1139
Таблица 3
Вязкость смеси метана с пропаном г^хЮ7
% с3н8
£ = 20° С по справочнику [1]
По аддитивности
t = юо°с
по справочнику [1]
По аддитивности
33,84
948
961
1182
1221
63,83
878
902
1100
1124
83,41
831
845
1042
1062
Зная абсолютную вязкость при 0° С, можно определить ее значение при любой температуре по приближенной формуле Сутерланда
/ гр Х3^
ли по более точной формуле того же автора
/ 273 +с \ / Т
—т_^_с / \ 273/’
где Т — абсолютная температура газа; Т = 273 + t;
с — коэффициент, определенный экспериментально для различных газов; коэффициент с равен для Н2 — 79, для СН4—170, для С2Н6— 280, для С3Н8— 318, для СО2 — 240, для N2— 110, для воздуха —124.
Вязкость газов с достаточной приближенностью можно определить экспериментально, пользуясь эффузиометром, учитывая, что при одинаковых температурах отношение вязкости газа к вязкости воздуха равно отношению
Таблица 4
Вязкость воздуха в зависимости от температуры
времени истечения через капилляр одинаковых объемов воздуха и газа, т. е.
при Р = 1,033 к! jcMr
t, °C
»; X Ю6
t, °C
7/ X 106
Чу
^втв ’
0
171
60
200
что следует из основной фор-
10
176
70
204
20
181
80
208
мулы Пу азе ля.
30
185,6
90
213
Вязкость воздуха в за-
40
50
190
195
100
217,5
висимости от температуры приведена в табл. 4.
УПРУГОСТЬ ПАРОВ
j Упругостью насыщенных паров жидкости при данной температуре назы- I вается давление, при котором данная жидкость находится в равновесии со своими парами. Равновесное состояние системы достигается при условиях, когда силы, действующие в системе или возникающие под влиянием внешних факторов, взаимно уравновешены. При наличии двухфазной системы в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни выделения паров из жидкости. Таким образом, в условиях динамического равновесия число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в газовую (паровую), равно числу молекул, переходящих из газовой фазы в жидкую.
Движущей силой накопления пара над поверхностью жидкости является кинетическая энергия поверхностных молекул. Отрыв молекул от поверхности жидкости и переход их в паровую фазу могут быть в том случае, когда кинетическая энергия их превышает силы взаимного притяжения между поверхностными молекулами и нижележащими молекулами жидкой фазы. В противоположном случае молекулы из паровой фазы переходят в жидкую. В первом случае происходит испарение жидкости, во втором — конденсация паров.
С повышением температуры упругость паров повышается и достигает своего максимума при условии насыщенности, т. е. когда содержание паров в единице объема доходит до максимума.
Увеличение числа молекул вызывает увеличение числа ударов молекул об ограничивающие поверхности, что и приводит согласно кинетической теории газов к повышению давления. Это может быть лишь при условии нахождения жидкости в данной емкости. При отсутствии жидкости повышение давления паров или газа с повышением температуры является результатом объемного расширения газа. Когда упругость паров становится равной внешнему давлению, жидкость закипает. Таким образом, температура кипения — это температура, при которой упругость паров жидкости равна внешнему давлению. С наступлением температуры кипения при данном давлении дальнейшее повышение температуры прекращается, пока вся жидкость не испарится. Каждой данной температуре соответствует определенная упругость паров.
Зависимость между упругостью каров Р и температурой t для разных углеводородов графически выразится системой параболических кривых, обращенных выпуклостью в сторону оси температур. Эта зависимость представлена на логарифмической сетке прямыми (фиг. 5).
Для многокомпонентных жидкостей упругость паров с достаточной приближенностью можно брать равной сумме парциальных упругостей каждого компонента, находящегося в смеси. Установлено, что при взаимной растворимости компонентов упругость паров обычно несколько меньше суммарной упругости, определенной указанным способом. Упругость паров несмешиваю-
щихся жидкостей, например жидких углеводородов и воды, равняется сумме их упругостей независимо от процентного содержания их в смеси. К таким смесям закон Рауля (см. главу II) не применим.
Термодинамически зависимость между упругостью паров и температурой выражается равенством
dPL
dT-T^^-V^
где Р— упругость паров в мм рт. ст.;
Т—абсолютная температура кипения;
L — скрытая теплота парообразования при температуре Т;
Vn — объем пара;
Рж — объем жидкости.
Фиг. 5. Упругость паров.Фиг. 5. Упругость паров.
Фиг. 5. Упругость паров.
Фиг. 5. Упругость паров.
(I, 4)(I, 4)(1,5)(1,5)
(I, 4)
(I, 4)
(1,5)
(1,5)
Пренебрегая значением Кж, получим:
dP L dT ~ Т '
По закону Клапейрона
у - RT.кР •
Подставив значение Кп в выражение J, 4), получим:
^Р _ ЫрdP_ _ LdT_
dT — TRT ИЛИ P — RT^ '
Интегрируя выражение (1,5) в пределах от Ро до Р и от;Т0 до Т, найдем:
, Р L / 11 \. Р L / 11 \
1п >;— R То Т ) ИЛИ ^ р; - 2,3 r\ То тр^’6^
где R = 1,988 кксиркг л^ол°К.
Пользуясь уравнением (I, 6), при данных Ро и Т0 легко определить Т при требуемой упругости паров Р или, наоборот, Р при требуемой температуре Т.
Ошибка, вытекающая из подобного решения, находится в пределах отклонений реальных газов от законов идеального газа.
Упругость паров легких жидких углеводородов неизвестного фракционного состава при требуемой (данной) температуре или температуре, соответствующей требуемой (данной) упругости паров, можно определить, исходя из следующего закона: (отношение абсолютных температур кипения двух родственных щидкостей, .соответствую^ одинаковым упругостям""паров, есть величина постоянная, т. е.
Тх ТоtТг — Т2
= Хч = const или -= const,
' 1 v 21 1 —1 2
где 1\ — абсолютная температура кипения, соответствующая упругости паров Рх первой жидкости;
Тх — абсолютная температура кипения, соответствующая упругости паров Рх второй жидкости;
Т^ — абсолютная температура кипения, соответствующая упругости паров Ро первой жидкости;
l1^— абсолютная температура кипения, соответствующая упругости паров Р2 второй жидкости.
Приведенной формулой можно пользоваться, если известна упругость паров данной (второй) жидкости при какой-либо произвольной температуре,, например Тх, зная упругость паров другой (первой) стандартной жидкости при любой встречающейся на практике температуре. В качестве такой жидкости может быть выбран октан, упругость паров которого при любой температуре может быть определена по графику фиг. 5.
ЛЕТУЧЕСТЬ (ФУГЕТИВНОСТЬ)
До начала XX в. все задачи, связанные с разделением многокомпонентных жидкостей на жидкую и паровую фазы и распределением отдельных компонентов смеси в обеих фазах, решали, исходя из равенства парциальных давлений компонентов в обеих фазах, на основании законов Рауля и Дальтона.
По Дальтону
Рг = РУг.
По Раулю
Рг = Рг'Хг,
где pi — парциальное давление компонента I;
Р— общее давление в системе;
Yi — мольная концентрация компонента в газовой (паровой) фазе;
P't — упругость паров чистого компонента при данной температуре- (величину ее mdihiio определить по графику фиг. 5);
Xi — мольная концентрация компонента I в жидкой фазе;
Ki — константа равновесия или, правильнее, коэффициент распределения.
Упругость паров Р; определялась исключительно в зависимости от температуры по соответствующим таблицам или по графику фиг. 5.
В дальнейшем было установлено, что действительная упругость паров зависит не только от температуры, ио и от давления, т. е. Р^ является функцией Р и Т.
О влиянии давления на упругость паров можно судить по тому, что при одной и той же температуре при давлении 25 ата отношение упругости паров
углекислоты к давлению равно 0,935, а при давлении 300 ата это отношение равно 0,44.
Эта исправленная упругость паров в литературе называется летучестью (фугетивностыо). Летучесть характеризуется стремлением вещества в зависимости от Р и t перейти из одной фазы в другую.
Одновременно она характеризует и отклонение реальных газов от идеальных. При чрезмерно высоких температурах или при весьма низких давлениях, приближающихся к вакууму, т. е. в условиях, когда реальный газ по своим свойствам приближается к идеальному газу, отклонение это сводится к нулю. Наоборот, чем выше давление и ниже температура, тем больше отклонение.
По отношению к газам и парам это выражается в их стремлении с повышением температуры занять больший объем. Если газ или пар находится в замкнутом пространстве, то это приводит к повышению давления.
Отсюда следует, что летучесть, как и упругость, паров измеряется в единицах давления. С введением понятия о летучести закон Рауля и коэффициент распределения сохраняют свою форму, по выражаются в величинах, характеризующих летучесть, а именно:
вместо р. = Р.'Х. имеем /. : X;г г г г 7 гж ' гж *
» р. =PY. » i. ----- f. Y.
r г г 3 ш 3 гп i
где /гЖ — парциальная летучесть компонента в жидкой фазе;
/гп — парциальная летучесть компонента в газовой (паровой) фазе;
/^ж — летучесть чистого компонента в жидкой фазе при данных Р и Г, Аъ—летучесть компонента в газовой фазе при данных Р и I.
Соответственно при расчетах по определению разделения углеводородных газов на жидкую и газовую фазы вместо уравнения концентрации
"KTW^KyL
имеем
иг
где К{ —коэффициент распределения (константа равновесия);
аг — мольная доля компонента i в исходном газе;
L — число молей, переходящих в жидкую фазу при данных Р и t.
Летучесть чистого парообразного компонента i в газовой (паровой) фазе легко определить ио приведенным давлениям Рпр и температурам Тир по графику фиг. 6.
Определив по графику значение коэффициента активности для газовой фазы а = -р- (по оси ординат), находят значение / = аР.
Летучесть того же компонента в жидкой фазе в чистом виде определяется из выражения
(1,7)(1,7)Г 1/
(1,7)
(1,7)
/°2,3 ВТ J
Ро
где /' — летучесть компонента в жидком виде при данном давлении;
/° — летучесть того же компонента при давлении Р^ насыщенного пара компонента I, определяемого по фиг. 5, при данной температуре; значение /° определяется по фиг. 6;
Уж — объем одного моля компонента в жидком состоянии при данной температуре, определяемый по формуле
Фиг. 6. Зависимость коэффициента активности от приведенных температур Гпр и давлений Рпр.Фиг. 6. Зависимость коэффициента активности от приведенных температур Гпр и давлений Рпр.В этой формуле М — молекулярный вес; 7t — удельный вес компонента в жидком состоянии при температуре t.
Фиг. 6. Зависимость коэффициента активности от приведенных температур Гпр и давлений Рпр.
Фиг. 6. Зависимость коэффициента активности от приведенных температур Гпр и давлений Рпр.
Для определения значения /° по фиг. 6 по приведенной температуре 7пр и приведенному давлению Р^ определяется значение коэффициента активности для жидкой фазы
/° = a'Pi,/° = a'Pi,откуда
/° = a'Pi,
/° = a'Pi,
где РУ — упругость паров при данной температуре по фиг. 5.
Пренебрегаем изменением объема Уж в зависимости от давления, т. е. принимаем его за постоянную величину; тогда выражение (1,7) после интегрирования примет вид:
хУт = ЪгУт^р-р^-У-8)
Пользование графиком фиг. 6 можно проследить на следующих примерах.
Требуется определить летучесть этана при t = 37° С и Р = 97 ата.
Критическая температура этана 282,8° К. Критическое давление этана 48,8 ата. 273 I 3797
Приведенная температура 7^ = ^ g— = 1,1. Приведенное давление Рпр =-^-g-= 2.
По графику фиг. 6 коэффициент активности а=~- = 0,51. Летучесть этана при взятых условиях / = 0,51 x97 = 49,5 ата.
Требуется определить летучесть жидкого бутана, находящегося в равновесии с его парами, при г = 200° С.
Критическая температура жидкого бутана 368,7° К. Критическое давление бутана 36 ата. Давление насыщенного пара бутана при Х = 200°С Рб' =68 ата. Приве- _200 + 273,2.„о 68< о
денная температура Т„„ = — ' - — = 1,28. Приведенное давление Р = —— = 1,9.
И^ ООО, /ии
0,75. Летучесть паров бу-0,75. Летучесть паров бу-По графику фиг. 6 коэффициент активности а = -^ тана / = 0,75x68 = 51 ата.
0,75. Летучесть паров бу-
0,75. Летучесть паров бу-
Летучесть жидких углеводородов в зависимости от температуры t в условиях равновесия с насыщенным паром определяется по фиг. 7.
Фиг. 7. ЛетучестьФиг. 7. Летучестьжидких углеводородов в условиях равножидких углеводородов в условиях равновесия с парами.весия с парами.
Фиг. 7. Летучесть
Фиг. 7. Летучесть
жидких углеводородов в условиях равно
жидких углеводородов в условиях равно
весия с парами.
весия с парами.
При практических расчетах удобнее всего пользоваться графиками, изображенными на фиг. 8—15, позволяющими легко определить значение К^ в зависимости от Р и I.
Фиг. 10. Константы распределенияФиг. И. Константы распределения
. пропана.изобутана.
2 Заказ 1377.
Фиг. 12. Константы распределения м-бутана.
Фиг. 14. Константы распределения н-пентана.
Фиг. 13. Константы распределения
ТЕПЛОЕМКОСТЬ
Количество тепла, необходимого для нагревания единицы веса или объема | рассматриваемого газа на 1° С, называется теплоемкостью.
Теплоемкость определяется по формуле
ка^°С-
Величина теплоемкости для реальных газов зависит от системы нагревания (процесса), температуры и давления. Из самого определения теплоемкости следует, что при адиабатическом процессе теплоемкость С = 0, при изохорическом С = Су) при изобарическом С = Ср, при изотермическом С = со.
Теплоемкость при изобарическом процессе Ср превышает теплоемкость при изохорическом процессе Су, так как в первом случае тепло расходуется как на увеличение температуры газа, т. е. на увеличение его внутренней энергии, так и на совершение работы в результате расширения газа. Во втором случае все тепло расходуется на приращение внутренней энергии.
В зависимости от принятой единицы количества газа различают:
молярную теплоемкость при постоянном давлении Ср ккал!мол °C;
молярную теплоемкость при постоянном объеме Су ккал 1 мол °C;
весовую теплоемкость при постоянном давлении Ср ккал[кг °C;
весовую теплоемкость при постоянном объеме Су ккал!кг °C;
объемную теплоемкость при постоянном давлении Ср ккал]м^ °C;
объемную теплоемкость при постоянном объеме Су ккал/м5 °C.
Для определения молярной теплоемкости углеводородных газов при постоянном давлении А. А. Введенский [5] рекомендует формулу
(1,9)(1,9)Ср = а + ЬТ + сТА
(1,9)
(1,9)
где Т — температура в 0 К;
а, Ъ, с — коэффициенты (табл. 5).
Газа6сСр при 0° С и 760 мм рт. ст.сн4+ 3,44-0,0195—0,000005068,34С2Н6+ 1,62+ 0,0421—0,000013911,08С3Н8+-0,124-0,0647—0,0000227616,12С4Н1О—1,35+ 0,0869—0,0000316419,89С5Н12—2,74+ 0,10903—0,0000404224,04С6Н14-4,1+ 0,13122-0,0000491928,03Газа6сСр при 0° С и 760 мм рт. ст.сн4+ 3,44-0,0195—0,000005068,34С2Н6+ 1,62+ 0,0421—0,000013911,08С3Н8+-0,124-0,0647—0,0000227616,12С4Н1О—1,35+ 0,0869—0,0000316419,89С5Н12—2,74+ 0,10903—0,0000404224,04С6Н14-4,1+ 0,13122-0,0000491928,03Таблица 5Таблица 5Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости углеводородных газовЗначения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости углеводородных газовГазк-~-СуСН41,309С2Н61,198с3н81,164С4 н101,144с5н121,121с6н141,113с7н1в1,109Газк-~-СуСН41,309С2Н61,198с3н81,164С4 н101,144с5н121,121с6н141,113с7н1в1,109Таблица 6 Значения отношений теплоемкостей для углеводородных газовТаблица 6 Значения отношений теплоемкостей для углеводородных газов
Газ
а
6
с
Ср при 0° С и 760 мм рт. ст.
сн4
+ 3,4
4-0,0195
—0,00000506
8,34
С2Н6
+ 1,62
+ 0,0421
—0,0000139
11,08
С3Н8
+-0,12
4-0,0647
—0,00002276
16,12
С4Н1О
—1,35
+ 0,0869
—0,00003164
19,89
С5Н12
—2,74
+ 0,10903
—0,00004042
24,04
С6Н14
-4,1
+ 0,13122
-0,00004919
28,03
Газ
а
6
с
Ср при 0° С и 760 мм рт. ст.
сн4
+ 3,4
4-0,0195
—0,00000506
8,34
С2Н6
+ 1,62
+ 0,0421
—0,0000139
11,08
С3Н8
+-0,12
4-0,0647
—0,00002276
16,12
С4Н1О
—1,35
+ 0,0869
—0,00003164
19,89
С5Н12
—2,74
+ 0,10903
—0,00004042
24,04
С6Н14
-4,1
+ 0,13122
-0,00004919
28,03
Таблица 5
Таблица 5
Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости углеводородных газов
Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости углеводородных газов
Газ
к-~-
Су
СН4
1,309
С2Н6
1,198
с3н8
1,164
С4 н10
1,144
с5н12
1,121
с6н14
1,113
с7н1в
1,109
Газ
к-~-
Су
СН4
1,309
С2Н6
1,198
с3н8
1,164
С4 н10
1,144
с5н12
1,121
с6н14
1,113
с7н1в
1,109
Таблица 6 Значения отношений теплоемкостей для углеводородных газов
Таблица 6 Значения отношений теплоемкостей для углеводородных газов
При теплотехнических и термодинамических расчетах часто приходится пользоваться отношением теплоемкостей к= р (показатель адиабаты), зна- чение которого для углеводородных газов приведено в табл. 6.
Располагая данными табл. 5 и 6, легко определить весовые и объемные теплоемкости любого углеводорода, например:
молярная теплоемкость при постоянном давлении — по формуле (I, 9) или табл. 5;
молярная теплоемкость при постоянном объеме Су = Су М ккал!мол. °C;
весовая теплоемкость при постоянном давлении Ср = -^- ккал (кг °C;
весовая теплоемкость при постоянном объеме Су=—^ ккал (кг °C;
объемная теплоемкость при постоянном давлении Ср = ^у ккал]лС °C;
С
объемная теплоемкость при постоянном объеме Су = ^^ ккал(м? °C.
Для газовых смесей каждый вид теплоемкости определяется по правилу аддитивности:
р Ci^ii + С2пг2 4" С3т3 4~ • • •т . п\
где Ср С2, С3 — теплоемкости отдельных компонентов смеси;
тр иг2, тп3— процентное содержание компонента в смеси.
2*
Чаще всего приходится иметь дело с политропическим сжатием или расширением.
Показатель политропы п действующего компрессора определяется из отношения
J2
Значения Тъ Т^Значения Тъ Т^Ту
Значения Тъ Т^
Значения Тъ Т^
инженерных расчетов считается достаточныминженерных расчетов считается достаточнымРг И Рг берут путем непосредственного замера. Для брать п х 0,95 к.
инженерных расчетов считается достаточным
инженерных расчетов считается достаточным
Газ
а
ЬХ Ю3
с х Ю6
n2
6,8872
0,9710
+ 0,3269
со2
8,8711
7,7810
—2,8788
Воздух
6,8733
1,3223
+0,0441
Таблица 7Таблица 7Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости N2, СО2 и воздухаЗначения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости N2, СО2 и воздухаИз примесей и посторонних газов чаще всего в составе природных газов встречаются СО2, N2 и воздух (в эрлифто- вом газе).
Таблица 7
Таблица 7
Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости N2, СО2 и воздуха
Значения коэффициентов а, Ъ и с для определения молярной теплоемкости N2, СО2 и воздуха
Молярная теплоемкость их определяется по приведенной выше формуле А. А. Введенского, а значения коэффициентов а, 6, с даны в табл. 7.
При давлениях, близких
к атмосферному, влиянием давления на теплоемкость можно пренебречь; однако с повышением давления теплоемкость быстро возрастает.
Для определения теплоемкости при высоких давлениях можно пользоваться фиг. 16, позволяющей определить разность между молярной теплоемкостью при требуемом давлении Ср' и теплоемкостью газа при нормальных условиях Ср в зависимости от приведенного давления +пр и приведенной температуры Тпр.
В основу графика положен закон соответственных состояний; следова тельно, степень точности его ограничена степенью точности самого закона, носящего, как известно, приближенный характер.
Графиком пользуются следующим образом.
Требуется определить молярную теплоемкость метана при давлении 90 сип и температуре 285° К.
Приведенное давление р 90 _ о У пр ~ 45,8
Приведенная температура гр 285 г пр — 190 ~
По графику фиг. 16 при этих условиях
Ср — Ср — 3 ккал]мол°С.
По табл. 5 находят
Ср = 8,34 ккал) мол°С.
Следовательно, искомая теплоемкость
Ср = 8,34 -{- 3 = 11,34 ккал;мол °C.
О. Хоуген и К. Ватсон [6], рекомендуя этот способ определения теплоемкости газов в зависимости от давления, указывают, что поправка Ср— Ср, определенная по графику фиг. 16, может отличаться от истинной для некоторых газов на 50%. Лучшие результаты получаются при пользовании формулой
Ср = С‘р + + +] р хал, мол °C, (1,11)
Фиг. 16. Зависимость теплоемкости газов от давления и температуры.Фиг. 16. Зависимость теплоемкости газов от давления и температуры.где С*р — теплоемкость, определенная при данной температуре по формуле А. А. Введенского (см. табл. 5);
Фиг. 16. Зависимость теплоемкости газов от давления и температуры.
Фиг. 16. Зависимость теплоемкости газов от давления и температуры.
И — газовая постоянная; /? = 0,08206; Znp— приведенная температура;
Т — температура в ° К;
Р— давление в ата;
Ло и С — постоянные в уравнении состояния Битти-Бриджмена (см. гл. II, табл. 15).
Для определения средней теплоемкости жидких углеводородов А. П. Трегубов рекомендует формулу
Сср = ^Э (1 + 0,0010 ккал/кг, (1,12)
Vd
где d— удельный вес;
t — данная температура в 0 С.
СКРЫТАЯ ТЕПЛОТА ИСПАРЕНИЯ
Количество тепла (в ккал), необходимое для превращения 1 кг жидкости данной температуры в пар, называется теплотой парообразования. Это количество слагается из количества тепла (в ккал), необходимого для нагрева жидкости от данной температуры до температуры кипения ее, и количества тепла (в ккал), необходимого для превращения 1 кг жидкости при данном давлении и неизменной температуре, равной температуре кипения, в насыщенный пар (скрытая теплота испарения). Скрытая теплота испарения находится в функциональной зависимости от абсолютной температуры кипения и молекулярного веса жидкости:
1 =(1,13)
где К — некоторая постоянная, определяемая по фиг. 17, на которой IZS1000 Р
по оси ординат дано значение А, а по оси абсцисс — значение ——
(здесь 1000 — коэффициент, облегчающий расчеты; Р — упругость паров рассматриваемого углеводорода при температуре кипения).
Так, например, для скрытой теплоты испарения пентана при давлении 8 ат, при котором температура кипения, определяемая по фиг. 17, равна 110° С или 383° К:
1000Р ■ 1000X 8
Т “383 ’
По фиг. 17 находим К ^12. Подставляя найденные значения в выражение (I, 13), получим:
1383.
/ = -^- X 12 = 64 ккал/кг.
Для облегчения расчетов может быть рекомендован график, изображенный на фиг. 18. По этому графику для приведенного выше примера Z = 60 ккал)кг.
Как видно из фиг. 18, с повышением давления Р теплота парообразования I уменьшается. При одном и
Р, а таР, а таФиг. 18. Влияние давления на скрытую теплоту парообразования.Фиг. 18. Влияние давления на скрытую теплоту парообразования.ттФиг. 17. Значение константы К для вычисления скрытой теплоты испарения.Фиг. 17. Значение константы К для вычисления скрытой теплоты испарения.том же давлении скрытая теплота испарения возрастает с уменьшением молекулярного веса углеводорода.
Р, а та
Р, а та
Фиг. 18. Влияние давления на скрытую теплоту парообразования.
Фиг. 18. Влияние давления на скрытую теплоту парообразования.
т
т
Фиг. 17. Значение константы К для вычисления скрытой теплоты испарения.
Фиг. 17. Значение константы К для вычисления скрытой теплоты испарения.
ТЕПЛОТВОРНАЯ СПОСОБНОСТЬ
Определение теплотворной способности углеводородных газов путем определения теплотворной способности отдельных компонентов газа с учетом его элементарного состава, т. е. с учетом теплотворной способности углерода и водорода, является наиболее легким.
Например, теплотворная способность 1 кг углерода 8137 ккал) кг, а 1 кг водорода 34 180 ккал)кг.
Для метана весовое процентное содержание углерода равно 75%, водорода 25%. Теплотворная способность 1 кг метана
0,75 X 8137 + 0,25 х 34180 = 14647 ккал)кг.
Для этана весовое процентное содержание углерода равно 80%, водорода 20%. Теплотворная способность 1 кг этана
0,8 х 8137 + 0,2 х 34180 = 13300 ккал/кг.
Полученные данные значительно превышают теплотворную способность метана и этана, полученную как экспериментальным путем, так и по формулам Менделеева, Дюлонга и др.
Так, например, для метана эта разница составляет 14647 —13264 = = 1383 ккал/кг, для этана 13300 —12399 = 901 ккал)кг.
Эта разница должна быть отнесена к расходу тепла на образование самих молекул метана и других углеводородов. Следовательно, для определения теплотворной способности углеводородов необходимо знать теплоту образования молекул каждого углеводорода — величину неопределенную.
Пользование указанным выше способом без учета теплоты образования молекул не может быть рекомендовано, так как он приводит к неправильным результатам. Чтобы избежать этого, многие авторы предложили эмпирические формулы для определения теплотворной способности топлив с подобранными значениями теплотворной способности углерода и водорода. Например, вместо 8137 крал)кг для углерода Менделеев предложил 8100 ккал)кг, а вместо 34 180 ккал)кг для водорода — 30 000 ккал)кг. С подобными поправками
для определения теплотворной способности топлива (в ккал) кг) Менделеев дал формулу
Q = 81 С + 300 Н — 26 (О — S),
где С, Н, О, S — содержание углерода, водорода, кислорода, серы в топливе в % вес.
Принимая во внимание, что в природных газах кислород совершенно отсутствует, а сероводород в громадном большинстве случаев или совершенно отсутствует, или содержится в весьма незначительном количестве, приведенную выше формулу для природных газов напишем в следующем виде:
<? = 81С4-300Н.
Теплотворная способность предельных углеводородов, определенная по этой формуле, превышает данные ВТИ для метана на 2%, для этана на 1%, а для более тяжелых менее чем на 1% (табл. 8).
Таблица 8
Теплотворная способность предельных углеводородов
Предельные углеводороды
Высшая теплотворная способность QB по данным
ВТИ, ккал)кг
Высшая теплотворная способность QB по формуле Менделеева, ккал!кг
Низшая теплотворная способность QH поданным ВТИ, ккал)кг
Высшая теплотворная способность QB по данным ВТИ, ккал)м5
Низшая теплотворная способность QH по данным ВТИ, ккал!м3
СН4
13 264
13 575
И 916
9 494
8 529
с2н6
12 399
12 490
11321
16 633
15186
С3Н8
12 032
12140
И 051
23 671
21 742
Н-С4Н10
И 836
11 850
10 906
30 692
28 281
С6Н12
И 715
И 714
10 816
37 712
34 818
Так как учет газа производится в ж3, то и теплотворную способность следует определять в ккал]м\
Высшая теплотворная способность газа QB в ккал[м3 определяется путем умножения высшей теплотворной способности газа QB в ккал/кг на его удельный вес у' в кГ)м^'.
Qb = QbY.
Например, для метана
QB = 13264 х 0,715 9500 ккал!м\
Для определения низшей теплотворной способности QB в ккал/м3 нужно вычесть из высшей теплотворной способности тепло, расходуемое на испарение гигроскопической воды:
<?н' = QB -'600 х 0,805 Vn,
18 .22,4 ’18 .22,4 ’где 600 — теплота, расходуемая на испарение 1 кг воды, в ккал;
18 .
22,4 ’
18 .
22,4 ’
0,805 — вес 1 ж3 водяных паров; 0,805 =
Vn—количество водяных паров, образующихся при сжигании 1 ж3
газа, в ж3.
При сжигании метана Fn = 2 ж3, для этана Fn = 3 м3, для пропана Fn = 4 л3 и т. д.
Низшая теплотворная способность метана
QB = 9500 — 600 х 0,805 х 2 = 8535 ккал)м3.
Низшая теплотворная способность этана
QH' = 16639 — 600 х 0,805 х 3 = 15186 ккал/м3.
Низшая теплотворная способность может быть определена и по формуле
Qu = (V —548/и, где у' — вес 1 м3 газа;
п — содержание водорода в газе в % вес.
Например, для метана
QH' = 9500 — 548 X 0,715 X 25 = 8540 ккал/м3.
Исходя из данных табл. 8, теплотворную способность природных горючих газов определяют по формулам
Qy = 11715 (1,13 т4 + 1,055 т2 + 1-03 т3 4- 1,01 т4 4~ т5) ккал/кг,
QH = 10816 (1,1 тх + 1,05 т2 + 1,02 т3 4- 1,01 т4 + т5) ккал/кг,
QB' = 9494 ^тг 4- 1,76 т2 4- 2,5 т3 4- 3,24 т4 4- 3,49 т^ ккал^м3,
QB = 8529 (mx 4- 1,78 т2 4- 2,54 т3 4- 3,32 т4 4-4,1 тб) ккал/м3,
где т^ т2, т3, т4, т5—содержание компонентов смеси в долях единицы; для их определения требуется знание состава газа по отдельным компонентам.
Проще и точнее можно определить теплотворную способность газа, пользуясь калориметрами.
Таблица 9
Количество горючего, эквивалентное теплотворной способности 1 м3 газа
Наименование
Qh
Количество горючего, эквивалентное 1 м3
природного газа
пропана
бутана
Каменный уголь
1 296 ккал!кг
1,16 кг
2,98 кг
3,9 кг
Газовый кокс ........
6 917»
1,23 »
3,14 »
4,1 »
Бурый уголь
4 880»
1,75 »
4,45 »
5,8 »
Дерево
4 780»
1,78 »
4,55 »
5,93 »
Торф
3 270»
2,6 »
6,65 »
8,65 »
Керосин . . .
10 500»
0,81 »
2,06 »
2,7 »
Бензин .
10100»
0,84 »
2,14 »
2,8 »
Светильный газ
5 160 ккал/м3
1,65 м3
4,2 .и3
5,5 м3
Коксовый газ
4 234»
2,01 »
5,1 »
6,7 »
Водяной газ
2 590»
3,28 »
8,4 »
10,9 »
Генераторный газ
1 600»
5,3 »
13,5 »
17,7 »
Примечание. Низшая теплотворная способность QH'природного газа 85C0 ккал/м*, пропана 21 742 ккал/мз, бутана 28 281 ккал!мЗ.
В табл. 9 приведены количества разных горючих, эквивалентные по теплотворной способности 1 ма природного газа, пропана и бутана.
При наличии в составе газа N2, СО2 и воздуха теплотворная способность газа будет ниже величин, приведенных в табл. 9, а для жирных газов — выше.
ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ
Теплопроводность вещества определяется количеством тепла Q, проходящего через стенку площадью F, толщиной б за промежуток времени т при разности температур по обе стороны стенки (^ — <2). Это количество тепла прямо пропорционально площади F, разности температур (1г — /2), времени т и обратно пропорционально толщине стенки д:
Q = ^!lfc^L ,(1,14)
где % — коэффициент теплопроводности, выражающий теплопроводящее свойство вещества;
_ 6QН Ft^-ЦУ
Говоря о теплопроводности газов, следует отметить, что явление теплопроводности в газах протекает в более осложненных условиях, чем в жидких, а тем более в твердых телах. В данном случае перенос тепла от более нагретого слоя к менее нагретому (холодному) происходит не только послойно, но и путем конвекции, т. е. струями, возникающими в массе газа вследствие разности температур в разных слоях газа.
Для определения коэффициента теплопроводности рекомендуется формула
x=A-e1ICv,(1,15).
где g— плотность;
у — средняя арифметическая скорость молекул;
Я— средняя длина свободного пути молекул;
Cv — теплоемкость газа при постоянном объеме.
Значения g, у и Я следующие:
- ~ RT ’"° ~ Г М '— V 2ndtn0 '
где Р — давление;
М—молекулярный вес газа;
И — газовая постоянная;
Т — абсолютная температура;
d— диаметр молекул газа;
п0 — число молекул в единице объема;
^0 др ’
здесь N—число Авогадро.
Как видно из формулы (I, 15), коэффициент теплопроводности не зависит от давления, так как плотность о прямо пропорциональна давлению,, а длина свободного пути молекул Я обратно пропорциональна давлению.
Теплопроводность всех газов, в том числе углеводородных газов, весьма невелика (табл. 10) и приближается к теплопроводности изолирующих материалов, обладающих наименьшим значением %; например, для пробковых опилок с размерами зерен 14-2 мм х = 0,027.
Таблица 10
Коэффициент теплопроводности газов
Газ
кал/м час °C
Газ
кал[м час °C
сн4
0,025
СО2
0,0122
С2Н6 ......
0,016
N2
0,0204
с3н8
0,013
О2
0,0215
С4Н10
0,011
Воздух . . . .
0,0205
С5Н12
0,010
С возрастанием температуры коэффициент теплопроводности для большинства газов возрастает на 0,000054 на 1° С.
Так как природные газы в основном состоят из метана, то значение х для них может быть при практических расчетах взято равным значению х для метана с соответствующей поправкой на температуру.
ДИФФУЗИЯ И ЭФФУЗИЯ ГАЗОВ
Диффузией называется процесс проникания молекул одного вещества в массу другого вещества, а также и проникание одного вещества через материю другого вещества. Основной движущей силой диффузии является скорость движения молекул. Процесс диффузии присущ всем телам: газообразным, жидким и твердым. Сущность самого процесса одинакова для всех веществ.
Разница в скоростях диффузий. Максимальная скорость диффузии присуща газам. В жидкостях она значительно меньше. В твердых телах диффузия происходит столь медленно, что возможность ее отрицали до тех пор, пока опытным путем не была доказана диффузия даже в металлах. Хвольсон указывает, что если к одному концу свинцовой палочки припаять золото, то через продолжительное время в другом конце палочки можно обнаружить следы золота. В газах наблюдаются три следующих вида диффузии:
газ —* газ
газ —► жидкость
газ -> твердое тело
Диффузия первого вида (газ —> газ) наиболее широко распространена и известна под названием свободной диффузии. Она происходит во всех случаях смешения разных газов и проникновения паров (и газов) топлив в среду подаваемого воздуха при сжигании топлив.
Диффузия второго вида (газ —> жидкость) происходит в процессе абсорбции, при котором молекулы газа проникают в массу жидкого абсорбента.
Диффузия третьего вида (газ —> твердое тело), как это можно условно считать, имеет место при контакте газа с твердым веществом, например при адсорбции газов активированным углем.
При свободной диффузии газов следует различать диффузию однокомпонентного газа, находящегося при различных Р и I, и диффузию разнокомпо-
нентных газов. В первом случае процесс взаимной диффузии завершается выравниванием температуры и парциальных давлений, во втором случае — выравниванием давления, температуры и концентрации.
Сущность взаимной диффузии двух газов может быть объяснена следующим образом.
На фиг. 19 изображен цилиндр 7, разделенный перегородкой 2 на две части. В левой половине находится СН4, в правой С2Н6. По закону Дальтона метан в левой части цилиндра и этан в правой должны распространяться, как в пустоте. Однако если в пустоте (при абсолютном вакууме) газ распространяется с чрезвычайно большой скоростью, равной скорости движения молекул, то в данном случае при удалении перегородки 2 протекание С2Н6 в левую часть цилиндра и СН4 в правую будет происходить значительно медленнее в результате взаимных столкновений молекул рассматриваемых газов, прямолинейное движение молекул переходит в зигзагообразное и путь движения молекул удлиняется.
Фиг. 19. Диффузия газов.Фиг. 19. Диффузия газов.Фиг. 20. Выравнивание парциальных давлений газов при диффузии.Фиг. 20. Выравнивание парциальных давлений газов при диффузии.
Фиг. 19. Диффузия газов.
Фиг. 19. Диффузия газов.
Фиг. 20. Выравнивание парциальных давлений газов при диффузии.
Фиг. 20. Выравнивание парциальных давлений газов при диффузии.
Кроме того, взаимное столкновение молекул приводит к возникновению сил внутреннего трения.
Оба эти фактора — удлинение пути и возникновение трения — приводят к замедлению процесса.
Выравнивание парциальных давлений при диффузии может быть иллюстрировано следующим примером.
Цилиндр 1 (фиг. 20) разделен пористой перегородкой 2. В левой части имеется водород при давлении 1 ат, в правой — кислород при давлении 2 ат.
Несмотря на наличие пористой перегородки, разность давлений и разность удельных весов Н2 и О2, по закону диффузии кислород будет проникать в левую часть А цилиндра, а водород — в правую часть В.
Согласно закону Грэма скорости диффундирования разных газов обратно пропорциональны квадратному корню из молекулярных весов, т. е.
1
н« /2°8|<32
WH2 = УзГ 4
WO2 V 2"
При одинаковом давлении водород должен диффундировать из части А цилиндра в часть В в 4 раза скорее, чем кислород из части В в часть А. Но так как давление в части В в 2 раза больше давления в части А, то кислород будет диффундировать из В в А в 2 раза скорее.
Таким образом, несмотря на то, что давление части В цилиндра в 2 раза больше, в нее из части А проникает в 2 раза больше водорода. В результате этого в части В накапливается газа больше, чем в Л, и давление в части В соответственно повышается против первоначального. Этот процесс продолжается до тех пор, пока парциальные давления обоих газов в обеих частях цилиндра це выравняются.
Перемещение любого газа на бесконечно малое расстояние dx вызывается -соответствующим бесконечно малым перепадом давления dP на этом пути.
Чем больше перепад давления dP, тем интенсивнее происходит перемещение газа. Для одного и того же газа движущей силой диффузии является dP п
градиент давления -^- . Для разных газов при их взаимном проникновении следует учесть присущие им скорости движения молекул.
Скорость диффузии ггд определяется количеством газа, продиффундиро- вавшего через единицу поверхности в единицу времени, т. е.
dQ
где F—поверхность диффузии;
т — время;
Q — количество диффундировавшего газа в объемных единицах.
Так как скорость диффузии возрастает с увеличением градиента давле- dPл
ния , то она может быть выражена также через градиент давления, взятый с отрицательным знаком, так как с увеличением х давление Р уменьшается. По закону Фика скорость диффузии
dQdP~.
д гатdxх '
где D — коэффициент диффузии.
dQdx— FdTdP -dQdx— FdTdP -(1,17)(1,17)Отсюда
dQdx
— FdTdP -
dQdx
— FdTdP -
(1,17)
(1,17)
Выразив dP в долях от общего давления, т. е. рассматривая dP как безразмерную величину, получим размерность коэффициента диффузии в абсолютных единицах:
Г см^ 1сек J
Если выразить Q в смй через -^- , то коэффициент диффузии примет вид:
D = ——-т—т;— см3/сек,
(У? — У2 ) Ft
где х — расстояние в см\
F — площадь контакта в см"21;
G — вес в г;
у' и у2 —плотность газа в г]слР\
т — время в сек.
Таким образом, коэффициент диффузии представляет собой количество вещества, выраженное в граммах (или, сж3), проходящее через 1 сж2 поверхности контакта в течение 1 сек. из слоя плотностью у/ в слой плотностью у2', находящихся на расстоянии 1 см друг от друга, при условии, что плотность на этом пути убывает на единицу (у/ — у2' = 1).
При отсутствии данных о величине диффузии D при 0° С и 760 жж рт. ст. значение D может быть определено по эмпирической формуле, приводимой А. Г. Касаткиным [7]:
(I, 18)(I, 18)0,0043 т3^ ^-^W^v^yp
(I, 18)
(I, 18)
где Т — абсолютная температура в °К;
Ма и Мь — молекулярные веса;
Va и ¥ь — молярные объемы диффундирующих веществ в жидком состоянии в л]кг мол;
Р — общее давление в ат.
При отсутствии табличных данных величины Уа и Уь могут быть определены по формуле
7 = 11,0 0+10,2 0 + 5,5 Н,
где С — число атомов углерода;
О—число атомов кислорода;
Н — число атомов водорода.
Зная D при 0° С и 760 мм рт. ст., можно определить его значение при любой температуре и любом давлении по формуле
ВрТ = ВД^^-,(1,19)
где п = 1,5 4- 2.
Значения D обычно даются применительно к неподвижным системам. Для системы, находящейся в движении, коэффициент диффузии
D№=DVw,(1,20)
где w — скорость движения в м[сек.
При диффузии второго вида (газ -»жидкость)
D =или <2= Д^-ЛЛ-Л)(1,21)
где Q — количество диффундируемого газа;
F—площадь газо жидкостного контакта;
а—коэффициент растворимости;
А—толщина слоя жидкости;
Рг—Р^—перепад давлений.
Определение D при диффузии третьего вида (газ—>твердое тело) является задачей весьма сложной. При контакте газа с твердым телом в основном происходит сгущение его на поверхности наружных пор сорбента, что не может быть отнесено к диффузии.
Для определения последней необходимо из общего количества сорбированного газа вычесть количество газа, сгустившегося на поверхности сорбента; сделать это чрезвычайно трудно, и этим объясняется отсутствие аналитических или хотя бы эмпирических формул для определения D при диффузии третьего вида.
Имеются лишь значения D для некоторых газов по отношению к твердым веществам. Например, для азота при диффундировании его через каучук
О 051 8
D = -^- , через воду D = -^-, откуда следует, что D при диффундировании азота через воду [8] в 360 раз превышает коэффициент диффузии его через каучук.
Как указано выше, под диффузией подразумевается не только проника-, ние одного вещества в массу другого, но и проникание одного вещества через массу другого. К последнему виду диффузии относится проникание газа через малопроницаемые перегородки с микропористой структурой. Говоря о диффузии этого рода, следует остановиться на особенности перегородок, а именно на их способности пропускать больше молекул одного газа по сравнению с молекулами другого. Диффузия этого рода известна под названием «осмос».
На этом принципе построен прибор для определения утечки газа. Прибор представляет собой небольшую камеру, разделенную пористой перегородкой на две части. В верхней части камеры имеется чувствительная диафрагма, соединенная системой рычагов со стрелкой циферблата. В обычных условиях все пространство под диафрагмой заполнено воздухом. При наличии в данной среде других газов последние диффундируют через перегородку в верхнюю часть под диафрагму. В результате под диафрагмой создается избыточное давление, передающееся стрелке. О наличии посторонних газов судят по величине отклонения стрелки от нулевого положения. К этому виду диффузии относится и хорошо известное проникание воздуха в газовую камеру дирижаблей, обычно заполненную водородом или гелием. Это приводит к «загрязнению» газа, несмотря на то, что газонепроницаемости оболочки дирижаблей уделяется максимальное внимание.
В отличие от диффузии движение газа по субкапиллярным поровым каналам горных пород или через их волосяные трещины называется эффузией. Двигательной силой в этом случае является исключительно перепад давлений. Газ движется в направлении от большего давления в сторону меньшего давления. Скорость эффузии при одинаковых перепадах зависит от степени проницаемости пород — от размеров поровых каналов.
Условно понятие эффузии распространяется и на истечение газов из малых отверстий. На этом принципе и законе Грэма основаны приборы, известные под названием эффузиометров, служащие для определения удельного веса газов.
Количество эффундирующего газа может быть определено по уравнению, теоретический вывод которого дал Л. С. Лейбензон [9]:
Q=|L22>
где Q — количество газа в см^сек;
к — коэффициент проницаемости;
F — площадь поперечного сечения породы в см2;
h — мощность (толщина) породы в см; г)—вязкость газа в сантипуазах.
Эффузия газов через горные породы представляет исключительный интерес нри миграции газов и паров нефти. Даже для пород с исключительно малой проницаемостью (например, доломит) при коэффициенте проницаемости к — 7 X 10 5 миллидарси, количество метана, эффундирующего через пласт при h = 1000 м, F = 1 м2 и Р = 100 ат, за 1 млн. лет составит, по подсчетам В. А. Соколова [8], 98 000 м2; количество метана, эффундирующего через пласт песчаника с к = 100. миллидарси при тех же условиях составит 143 X 109 ж3. Как видно из приведенных данных (надо иметь в виду, что миллион лет по отношению к геологическим периодам составляет незначительную величину), потери газа из залежи в результате эффузии могут быть значительны.
ВЗРЫВАЕМОСТЬ
Общеизвестно, что горючие газы с кислородом образуют гремучую смесь, взрывающуюся с большой силой.
Горение и взрыв — химические процессы одного порядка, но Они резко различаются по интенсивности протекающей реакции.
При взрыве реакция происходит чрезвычайно быстро в замкнутом пространстве, без доступа воздуха к очагу воспламенения образовавшейся гремучей смеси. Скорость взрывной волны колеблется в пределах 2000—3000 м[сек.
Огромная энергия, развивающаяся при взрыве, приводит к значительным разрушениям. Сила взрыва зависит:
от скорости происходящей реакции, определяемой тысячными и десятитысячными долями секунды;
от температуры взрыва, доходящей до 2000—3000° С;
от количества выделившегося тепла;
от объема газов, образующихся при взрыве.
Все это в свою очередь зависит от концентрации газа в газо-воздушной смеси и от давления.
Сила взрыва достигает максимума, когда содержание воздуха в смеси приближается к количеству, теоретически необходимому для полного сгорания. По мере увеличения или уменьшения количества воздуха в смеси сила взрыва убывает до так называемых «хлопков», наблюдаемых в быту при пользовании газом. Сила взрыва зависит также от давления среды.
В обычных условиях давление от взрыва газа или паров бензина доходит до 6—8 ат. Это давление значительно возрастает, когда взрывная смесь находится в сжатом состоянии. С достаточной приближенностью можно сказать, что сила взрыва возрастает пропорционально давлению газо-воздушной смеси.
Газы могут взрываться лишь при определенных пределах концентрации газа в газо-воздушной смеси: от некоторого минимума, называемого низшим пределом взрываемости, до некоторого максимума, называемого высшим пределом взрываемости.
Низшим пределом взрываемости газа называется такое содержание горючего газа в газо-воздушной смеси, при котором дальнейшее уменьшение его делает смесь невзрываемой. Низший предел характеризуется количеством газа, недостаточным для нормального протекания реакции горения.
Высшим пределом взрываемости называется такое содержание газа в газо-воздушной смеси, при котором дальнейшее увеличение его делает смесь невзрываемой. Высший предел характеризуется содержанием воздуха (кислорода), недостаточным для нормального протекания реакции горения.
Для приближенного определения низшего и высшего пределов взрываемости углеводородных газов можно пользоваться следующими формулами:
^низ = ^зр ,(I, 23)
Г,ыо=-^,(1,24)
где ?} — число атомов кислорода в смеси, необходимое для полного сгорания газа.
Из формул (I, 23) и (I, 24) следует, что при переходе от низших гомологов к высшим оба предела уменьшаются, тем самым уменьшается и область взрываемости.
Если вместо кислорода взять воздух, то эти отношения примут вид:
г'1 т' 4Угле-
Ьниз— 4,85,^выс— 4,85^ •водород
Количество кислорода
П
Для полного сгорания СН4, С2Н6,СН4
С3Н8 требуются количества О2, указан- ные в таблица.8
2О2
3,5О2
5О2
4
7
10
Соответственно для СН4
г'1_ 1т' 100/о/
485(4-14,55 или ^низ — 4 +— оД/о>
, '41т'160
£выс = 4 85 х 4 ~ 4,85ИЛИ £выс ~ 1 + 4,85 -^^Л-
Для С2Н6
ИЛИ /^низ— 1^-29 1^)^^^%•ИЛИ /^низ— 1^-29 1^)^^^%•L1- 1
ИЛИ /^низ— 1^-29 1^)^^^%•
ИЛИ /^низ— 1^-29 1^)^^^%•
^низ— 4,85(7 — 1) ” 29,1
На практике рекомендуется пользоваться имеющимися экспериментальными данными.
В табл. 11 приведены данные о пределах взрываемости горючих газов.
Газ
Низший предел взрывоопасной концентрации, %
Высший предел взрывоопасной концентрации, %
Газ
Низший предел взрывоопасной концентрации, %
Высший, предел взрывоопасной концентрации, %
СН4
5,0
15
С7Н16 . . . . .
1,00
6,0
с2нв
3,0
12,5
с2н2 . . . . .
2,5
80
С3Н8
2,4
9,5
СО
12,5
75
i-C4H10 . . . . .
1,9
8,5
Н2
4,1
75
н-С4Н]0 - . • •
1,5
8,5
Нары бензина .
1,5
7,5
1-C5II12 . •. .
1,3
8,0
» бензола .
1,4
6,5
K-G5H12. . . .
1,4
8,0
» толуола .
1,3
' 7
с6н14 . . . . .
1,25
6,9
Пределы взрываемости горючих газов
Таблица 11
Приведенные в табл. 11 данные относятся к давлению среды, равному 1 ат.
Пределы, указанные в табл. 11, сохраняются при давлении ниже атмосферного.
С повышением давления нижние пределы остаются почти без изменения, верхние пределы значительно возрастают.
Например, для природного газа, состоящего из 79,6% СН4, 19,2% С2Н6 и 1,2% N2, определены следующие пределы:
Давление, ат
Низший предел взрывоопасной концентрации, %
Высший предел взрывоопасной концентрации, %
1,0
4,65
14
6,8
4,9
17,5
13,6
4,9
22,6
20
4,5'
30,2
24
4,1
3/,5
Пределы взрываемости газовых смесей определяются по формулам
Т'100
ЬНИЗпп’
Т1* Т1
^1 низ ^2 низ ^3 низ
(1,25)
100
-^выс —„„
П1।И21^3I .
т' т■
1 высвыс "^3 выс
(1,26)
гдеnv и2, из — содержание отдельных компонентов в смеси в %;
Li Н113, £2 низ» ^з низ — низшие пределы взрываемости соответствующих компонентов по табл. 11;
L^ выс, ^2 выс, ^з выс — высшие пределы взрываемости тех же компонен
тов.
Понятно, что взрыв может произойти при наличии источника огня: пламени, искры или тел, раскаленных до температуры, равной или превышающей температуру воспламенения данного углеводорода, т. е. температуры, при которой между частицами газа и кислорода воздуха происходит химическое взаимодействие, приводящее к горению.
Температура воспламенения углеводородных газов тем меньше, чем выше молекулярный вес газа и чем выше давление.
Сравнительно низкая температура воспламенения тяжелых углеводородов и понижение ее с повышением давления в достаточной степени объясняют причины взрывов компрессоров, работающих на воздухе. О влиянии давления Р на температуру воспламенения t можно судить по следующим данным о температуре воспламенения паров керосина:
Р, кГ1см*
t, °C
2,2
375
3,0
322
5,0
275
10,0
232
Повышение температуры воздуха при его сжатии приводит* к частичному испарению смазочного масла, что при определенной концентрации паров масла в воздухе может привести к образованию гремучей смеси. По опытным данным при наличии взрывчатой смеси взрыв компрессоров может произойти при температуре 240—260° С, а подобные температуры при плохом охлаждении рубашек компрессоров и при плохой смазке вполне возможны.
ДЕТОНАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОВ ПАРАФИНОВОГО РЯДА
Детонационные свойства углеводородов парафинового, ряда от метана до гексана и, следовательно, октановое число их зависят как от молекулярного веса, так и от строения самих молекул. Чем меньше молекулярный вес углеводорода, тем меньше его детонационные "свойства, тем выше его октановое число. Из углеводородов от метана до гексана метан обладает наивысшим октановым числом.
3 Заказ 1377.
Детонационные свойства углеводорода и его октановое число зависят также от строения молекулы. Чем длиннее цепь молекулы, тем выше детонационные свойства, тем ниже октановое число. Чем больше число боковых членов молекул одного и того же углеводорода, тем ниже его детонационные свойства; чем ближе к центру боковые члены, тем ниже детонационные свойства. Например, для гексана различного строения октановое число изменяется следующим образом:
Н Н Н Н Н Н
1) Н—С—С—С—С—С—С—Н Октановое число аг
н н н н н н
н н н н н
2) Н—С—С—С—С—С—Н 1111
н н н и
н—с—н
н
Октановое число «2 > °1
н н н н1111
3) Н—С—С-С—С—н
Октановое число а3 > п2
н-с—н н-с-н
н н
Октановое число а4 > а3
В табл. 12 и 13 приведены физико-химические и термодинамические константы углеводородных газов и газов, встречающихся в качестве примесей в составе природных газов.
Константы
СН4
C2II в
с3н8
г-С4Н10
н-С4Н10
+С5Н12
H-C5H12
н-С6Н14
Молекулярный вес
16,042
30,068
44,094
58,120
58,120
72,146
72,146
86,172
Удельный вес (уд. вес. воздуха равен 1),
0,554
1,049
1,502
2,064
2,091
2,491
2,491
2,975
Удельный вес при 0° С и 760 мм рт. ст., кГ)м^
0,7168
1,356
2,019
2,668
2,703
3,221
3,221
3,860
Удельный объем, м9)кг . . . .
1,395
0,745
0,509
0,386
0,386
0,312
0,312
0,258
Удельный вес в жидком состоянии при 0°С и 760 мм рт. ст.
0,31
0,4х
0,515х
0,601
0,601
0,626
0,626
0,662
Удельный вес в жидком состоянии при температуре кипения
0,424
0,546
0,582
—
—
—
—
—
Содержание углерода, % . . .
74,97
79,96
81,8
82,8
82,8
83,3
83,3
83,7
Содержание водорода, % . . .
25,03
20,04
18,2
17,2
17,2
16,7
16,7
16,3
Температура плавления при
760 мм рт. ст., °C
-182,5
—182,8
—187,7
—159,6
—138,3
—159,9
— 129,7
-95,3
Температура кипения при 760 мм рт. ст., °C
— 161,6
—88,6
-42,1
— 11,7
—0,5
+ 27,8
+ 36,1
+ 68,7
Критическая температура, °К
191,1
305,5
370,0
498,1
425,2
460,9
470,4
507,9
Критическая температура, °C
—82,1
+ 32,3
+ 96,8
+ 134,9
+152,0
+ 187,7
+ 197,2
+ 234,7
Критическое давление, ат . .
45,8
48,2
42,0
36,4
37,5
32,9
33,0
29,9
Низшая температура воспламенения с воздухом при‘1 ата, °C
650
520
466
543
430
—
—
—
Низший предел взрываемости, % объемн
5,0
з.о
2,4
1,9
1,5
1,3
1,4
1,25
Высший предел взрываемости, % объемн
15,0
12,5
9,5
8,5
8,5
8,0
8,0
6,9
Таблица 12
> Кажущийся удельный вес га^а в растворенное состоянии.
Детонационные свойства углеводородов парафинового ряда
Физико-химические и термодинамические константы углеводородных газовФизико-химические и термодинамические константы углеводородных газов
Физико-химические и термодинамические константы углеводородных газов
Физико-химические и термодинамические константы углеводородных газов
Константы
сн4
с2н6
с3н8
'-C4H1Q
H-C4H10
г-С5Н]2
н-С6Н]2
н-С6Н14
Теплота испарения при 760 мм рт. ст. и температуре кипения, ккал{кг
121,9
116,9
101,8
87,6
92,1
79,3
85,4
80,0
Температура пламени теоретп- ческая, °C
1980
2150
2 300
2 080
2 080
2 090
2 090
—
Температура пламени фактическая, °C
1 875
1895
1 925
1900
1 895
1900
1900
—
Высшая теплотворная способность при 0°С и 760 леи рт. ст., ккал! кг
13 280
12 410
12 040
И 820
И 840
И 715
11 715
И 640
Высшая теплотворная способность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал! мол..........
212 800
372 800
530 600
686 300
687 900
843 240
846 160
1002-570
Высшая теплотворная способность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал[м3
9 520
16 820
24 320
31 530
32 010
37 712
37 712
42 400
Высшая теплотворная способность по формуле Менделеева, ккал/кг
13 570
12 490
12140
11850
11 850
И 714
И 714
—
Низшая теплотворная способность, ккал]кг
И 930
11 330
11070
10 890
10 920
10 820
10 850
10 790
Низшая теплотворная способность, ккол(мол
191 290
340 530
487 580
632 520
634 120
780 140
780 140
—
Низшая теплотворная способность, ккал[м3
8 550
15 370
22 350
29 050
29 510
34 818
34 818
—
Количество воздуха для сгорания, ма(м3
9,53
11,67
23,82
30,97
30,97
38,11
38,11
45,26
Теплота образования при 25° С из элементов /Ш2э8, ккал,мол
—17,889
—20,236
—24,82
—31,45
—29,81
—36,92
—35,00
—39,96
Продолжение табл. 12
Физические свойства газов
Стандартная теплота сгорания, ккал)мол . . . .
212,8
372,8
530,6
686,3
688,0
843,2
846,2
1002,6
Теплота сгорания по формуле Коновалова JH =— (48,8 т4- + 10,5 п), ккал/мол
216
273,1
530,57
686,9
686,9
843,8
843,8
1000,7
Коэффициент теплопроводности, ккал/м час °C
0,025
0,016
0,013
0,011
0,011
0,010
0,010
0,009
Коэффициент теплопроводности жидкихуглеводородов,
ккал/м час °C . .
—
0,109
0,110
0,114
0,115
0,117
0,122
Октановое число по моторному способу
110
104
100
97,6
90,1
90,3
61,9
26,0
Энтропия ^gg, ккал/мол °C . .
44,46
54,85
64,51
70,42
74,10
82,4
88,08
92,45
Изобарный потенциал при 25° С ^^29 8 > ккал/мол .......
—12,14
—7,86
—5,61
—4,3
— 3,75
—3,64
—1,96
4-0,05
Показатель адиабаты по фор-
1,985
муле * =
1,3 39
1,198
1,164
1,14
1,14
1,12
1,12
1,11
Критическая степень сжатия
15
14
12
10
6,4
6,0
3,8
3,3
Коэффициент свободной диффузии, см2/сек
0,15
0,12
0,09
0,07
0,07
—
—
Коэффициент диффузии через воду, см^/сек
2,210—5
1,610“5
1,310”5
—
—
—
—
Константа а в уравнении Ван- дер-Ваальса при R=82,1. .
228 X Ю4
517 х Ю4
912 х Ю4
1290 X Ю4
1440 X Ю4
1840Х104
1910Х104
2450ХК
Константа Ъ в уравнении Ван- дер-Ваальса при К = 82,1. .
42,8
64,0
88,5
114,0
123,5
144,0
146,5
175,5
Значение критического коэффициента s в формуле РкВк =
1
3,45
3,41
——
3,76
—
3,83
Коэффициентрастворимости
в воде при 20° С и 1 ат
0,033
0,047
О,Г>37
0,025
0,036
—
—
—
Детонационные свойства углеводородов парафинового ряда
Таблица 13
Физические свойства газов, встречающихся в качестве примесей в составеприродных газов
Физические свойства
n2
со2
H2S
Пары воды
Воздух
Молекулярный вес
Температура плавления при 760 мм рт.
28,016
—209,9
44,01
34,08
82,9
18,016
28,966
ст., °C
Температура кипения при 760 мм рт.
—78,5
0,0
—
—195,8
—60,2
ст., °C
100,0
—194,3
Критическое давление, кГ1см2 . . . .
33,5
72,9
88,9
217,5
37,2
Критическая температура, °C
Вес 1 л газа в жидком состоянии при
—147
31,1
100,4
374,1
—140,7
760 лш рт. ст. и 15,56 °C, кг ... .
Вес 1 м3 газа при 760 мм рт. ст. и
0,808
1,56
0,790
0,999
0,856
15,56 °C, кг
1,183
1,858
1,438
0,761
1,223
То же при 0° С и 760 мм рт. ст., кг
1,250
1,977
1,539
0,804
1,293
То же при 20° С и 760 мм рт. ст., кг . Относительный удельный вес (уд. вес
1,232
1,930
1,500
0,795
1,275
воздуха равен 1) при 0° С и 760 мм рт. ст
0,967
1,529
1,191
0,622
1,000
Константа а в уравнении Ван-дер-
Ваальса
Константа Ъ в уравнении Ван-дер-
134 х Ю4
146 х Ю4
440 X Ю4
548 х Ю4
1зз х ю4
38,6
Ваальса
39,4
42,6
30,6
36,6
Коэффициент теплопроводности, кал!м
0,0204
0,0122
час °C
——
0,020
0,0205
Растворимость в воде при 0°С, нм3]м3 .
0,0232
1,713
4,67
—
0,0288
Примечание. Воздух встречается в эрлифтовых газах и может попасть в газ при отборе проб.
ЛИТЕРАТУРА
Физико-химические свойства индивидуальных углеводородов (справочник), под ред. М. Д. Тиличеева, вып. 2. Гостоптехиздат, 1947.
Р а б и н о в и ч Г. Г. Расчет нефтеперегонной аппаратуры, изд. 2. Гостоптехиздат, 1941.
Би лК.Вязкость флюидов в пластовых условиях. Гостоптехиздат, 1947.
Ла пу кБ. Б. Теоретические основы разработки газовых месторождений.
Гостоптехиздат, 1948.
Вв ед е нс к и й А. А. Теплоемкость углеводородов. НХ, № 2, 1947.
Xо уг с пО. и Ватсон К. Физико-химические расчеты в технике.
Госхимиздат, 1941.
Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Госхимиздат, 1950.
.8. Соколов В. А. Очерки генезиса нефти. Гостоптехиздат, 1948.
Л е й б е и з о н Л. С. Промысловая механика. ГОНТИ, 1934.
К а р а п с т ь я н ц М. X. Примеры и задачи по химической термодинамике. Госхимиздат, 1950.
И. Фриш С. Э. и Тимор ев А. В. Курс общей физики, ч. 1. Гостех- издат, 1949.
К а р а п с т ь я н ц М. X. Химическая термодинамика. Госхимиздат, 1949.
Дворецкий А. И. и Татищев С. В. Саратовский природный газ и рациональные методы сжигания его в топках котлов. Гостоптехиздат, 1947.
С м и р н о в А. С. Технология углеводородных газов. Гостоптехиздат, 1946.
ГЛАВА II
ОСНОВНЫЕ ЗАКОНЫ ГАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ
При решении практических задач в области добычи, переработки, использования и транспорта газа, а также при учете и определении его ресурсов приходится широко пользоваться законами, характеризующими физическую природу газов и их поведение при различных давлениях и температурах. Следует, однако, отметить, что все эти законы справедливы для так называемых идеальных газов, характеризующихся отсутствием межмолекулярных сил взаимного притяжения и бесконечно малым объемом самих молекул. Реальные газы приближаются к идеальным лишь при гипотетически допустимых высоких температурах и низких давлениях, близких к абсолютному вакууму. Таким образом, реальные газы в той или иной степени отклоняются от приводимых ниже законов. После открытия первого основного закона газового состояния Бойлем в 1662 г. и Мариоттом в 1676 г. работами ряда ученых и в первую очередь работами М. В. Ломоносова (в 1748 г.) была установлена внутренняя противоречивость закона и неприемлемость его для реальных газов, особенно при высоких давлениях.
Экспериментальная проверка закона в то время проводилась при весьма небольших давлениях. В 1875 г. Д. И. Менделеев [1] в своей критике работы Роньо со свойственной ему прозорливостью предвидел необходимость изучения отклонения газов от закона Бойля-Мариотта при высоких давлениях, на кото- рых «сосредоточивается интерес». Сказанное о законе Бойля-Мариотта в той или иной степени распространяется и на другие законы. Однако до настоящего времени широко пользуются всеми приведенными ниже законами потому, что отклонение законов применительно к реальным газам иногда столь незначительно, что практически им можно пренебречь, а также и потому, что путем внесения соответствующих поправок можно имеющиеся отклонения довести до практически приемлемых пределов.
Несмотря на то, что теоретическое и экспериментальное изучение физических свойств газов и поведения их в зависимости от давления и температуры имеет многовековую давность, до настоящего времени не найдено таких зависимостей, которые выражали бы законы газового состояния с абсолютной точностью.
ЗАКОН БОЙЛЯ-МАРИОТТА
По закону Бойля-Мариотта объем газов при постоянной температуре изменяется обратно пропорционально давлению:
(П, 1)(И, 2)(П, 1)(И, 2)Гт _ Р2 .
(П, 1)
(И, 2)
(П, 1)
(И, 2)
И2 Pi ’
PV = const.
Отсюда легко сделать вывод, что при постоянной температуре плотность газа изменяется прямо пропорционально давлению.
Плотность газа
т массаVобъемт массаVобъемили V = — Vили V = — V
т масса
Vобъем
т масса
Vобъем
или V = — V
или V = — V
При давлениях Рг и Рг и плотностях у/ и у2'
V1=^; 7а = Л1717г
Подставив значения Fx и F2 в равенство (II, 1), получим:
(II, 3)(II, 3)Л _ ту/ _ у/_
(II, 3)
(II, 3)
Р2 ту/ у/
В течение почти целого столетия этот закон принимался учеными всего мира безоговорочно. В 1749 г. М. В. Ломоносовым была опубликована работа «Прибавления к размышлениям об упругой силе воздуха», в которой впервые было указано неизбежное отклонение реальных газов от закона Бойля- Мариотта. Исходя из конечных размеров молекул, М. В. Ломоносов указывал, что строгое применение закона Бойля-Мариотта при чрезмерно высоких давлениях должно привести к исчезновению вещества, что противоречит закону сохранения вещества. В 1877 г. по этому же вопросу Д. И. Менделеев писал: «Невозможно допустить теоретически, что под бесконечно большим давлением газы могут быть сжаты в бесконечно малый объем, или, иными словами, что можно ввести в данный объем бесконечно большую массу сжатого газа» [1].
Следуя закону Бойля-Мариотта при сжатии до чрезвычайно высоких дав лений при температуре ниже «температуры абсолютного кипения» (критической), газ перейдет в жидкое состояние, а «газ, превращенный в жидкость, перестанет сжиматься так, как этого требует закон Бойля-Мариотта». Следовательно, «мы должны, таким образом, a priori заключить, что при высоких давлениях закон Бойля-Мариотта не приложим» [1].
Таким образом, закон Бойля-Мариотта приобретает физический смысл по отношению к идеальным, практически не существующим газам или, по выражению Менделеева, при пределе, «к которому стремится каждый газ по мере того, как увеличивается расстояние между его молекулами», т. е. при весьма низких давлениях.
В прошлом поведение газов при высоких давлениях имело преимущественно теоретическое значение, а поэтому отклонение реальных газов от законов идеального газа не имело практически большого значения.
В связи с применением высоких и сверхвысоких давлений вопрос о поведении газов в этих условиях приобретает сугубо важное значение во всех областях газовой промышленности, в частности в интересующей нас области промышленности природных углеводородных газов.
Применение закона Бойля-Мариотта к реальным газам при высоких давлениях без соответствующей поправки неминуемо должно приводить к значительным ошибкам в следующих случаях:
при подсчете ресурсов газа в условиях пласта, т. е. при давлениях, доходящих до нескольких сот атмосфер;
при расчете производительности компрессоров высокого давления;
при расчете газгольдеров высокого давления (хранение газа в трубах) при 100—150 ат;
при учете газа высокого давления;
при расчете газопроводов высокого давления.
Закон Бойля-Мариотта применим к газам в условиях изотермического сжатия или расширения.
При адиабатическом процессе, при котором не происходит обмена тепла между газом и окружающей средой, газы отклоняются от закона Бойля- Мариотта, причем в тем большей степени, чем больше значение показателя адиабаты рассматриваемого газа.
В условиях адиабатического сжатия закон Бойля-Мариотта, по которому PV = const, принимает вид:
Р^Ух = P^\h = const,(II, 4)
Ср 1де к — показатель адиабаты; к = -7— .
Согласно первому закону термодинамики (закону сохранения энергии)
Q-AL^CVJ.-T^Y(II, 5)
где Q — количество тепла в кал)кг\
А—тепловой эквивалент механической работы; А = -^у ккал{кгм\
L — работа в кГлг,
Су —теплоемкость при постоянном объеме в кал/кг °C;
1\— начальная температура в °C;
7’2— конечная температура газа, сжатого до давления Р^ в °C.
Для бесконечно малого расхода тепла dQ и совершенной при этом работы AdL уравнение (II, 5) примет вид:
dQ - AdL = CydT.
При адиабатическом процессе dQ = 0; следовательно,
—AdL = CydT.(II, 6)
Подставив в выражение (II, 6) вместо dL равнозначную величину PdV, получим:
—APdV = CydT.(П,7)
Из уравнения Клапейрона Р = — ; следовательно,
-~dV =-CydT.(П,8)
Так как Ср = кСу, то равенство АН ~Ср— Су может быть представлено в следующем виде:
АН = кСу — Су = Су (к - 1).
При этом уравнение (II, 8) примет вид:
-cv(k-^pav = cv<zr,
dTdV
~T = — (^ — 1) v ■
Интегрируя, получим:
1пГ = — (£-l)lnF + C,
In 7 = — InF*-1 + С.(П,9)
Для некоторого заданного объема Уг при данной температуре Тх In/^ — InF*-1 + С\(11,10)
Вычитая выражение (II, 10) из выражения (П,9), получим: In У1 — 1п7\ = — (ЫН-1 — In Fi-1) InF^-1 — InF*-1,
или
Исходя из равенств PV RT и ^Fj — RTX, получим:
Т VPт; - УгРг •
Подставив значение -у- в уравнение (II, 11), получим:
РУ или
откуда
PVh = PXVX = const.(II, 12)
ыт ( УДк-1(Vk РУх / Р
Исходя из -„-=и ~ьили -Д =, получим:
\ V /РуV\ РД
h — i
ТV f Р \h jh— 1 ( Р \ k
= J = W -
Показатель адиабаты для воздуха равен 1,4, для метана 1,306.
Для определения показателя адиабаты газовых смесей Л. С. Лейбен- зон [2] рекомендует формулу
"см - 1 + MCv ,
где М—средний молекулярный вес газа;
Су — теплоемкость при постоянном объеме в ккал(кг °C.
Приведенная формула дает значение к, достаточно близкое к имеющимся табличным данным для углеводородов от метана до пропана. Значение к, определенное для более тяжелых углеводородов, значительно отклоняется от имеющихся данных, достигая для бутана 4%, для пентана 10%. Принимая во внимание, что содержание тяжелых углеводородов (от бутана и выше) в природных газах в большинстве случаев составляет незначительную величину, считаем, что предлагаемой формулой можно пользоваться для определения ксм природных газов почти во всех случаях, так как даже при молекулярном весе, равном 44 (пропан), отклонение составляет около 2%.
ЗАКОН ГЕЙ-ЛЮССАКА
Общеизвестно, что объем всех тел с повышением температуры возрастает. Этот закон применительно к газам должен быть сформулирован по отношению к некоторому постоянному давлению, так как расширение и сжатие газов в значительно большей степени зависят от давления. Поэтому тепловое расширение газа следует понимать как приращение объема газа в зависимости от температуры при постоянном давлении.
Математически тепловое расширение газов может быть выражено как приращение единицы объема газа с повышением температуры на 1°:
dVat — Vdt
или
atdt = ^ ,(II, 13)
где at — термический коэффициент объемного расширения.
Численное значение коэффициента объемного расширения газов
af = ^A_ = 0,0036604.
При начальном объеме 70, взятом при t -- 0° С или Т = 273,16° К, объем газа
F, = 7,(1 +а,«) = Г0 (1 + ^).
Интегрируя выражение (II, 13) в пределах от 0° до t и от Уо до V получим:
tVtV
/
*Г dVI
atdt=at \ t — F;
0Vo0Vo
-a,t = -*-(7„-7); -a,(7, = 7, - V;
7 = 7,4- a,(7, = 7, (1 + a,i) = 7,(1 + ^) = 7, ^ . (II, 14)
Приращение объема газа пропорционально абсолютной температуре; в случае V = const, т. е. когда приращение dV = 0, давление в системе будет повышаться:
Pt=P0^^aptY(П, 15)
где ар — коэффициент термического повышения давления.
Для идеальных газов оба коэффициента а( и ар одинаковы:
a, = ap- ' 0,0036604.
Для реальных газов расхождение между at и ар начинается с пятого знака. Максимальное расхождение достигает 0,4% для СО2:
at со8 = “р со2 х 1’004.
Поэтому можно написать:
v=W6T = v«a,T’(П-16)
p = WeT = p«»pT-<п-17>
Из выражения (II, 16) следует, что для одного и того же газа при постоянном давлении, но разных температурах
21 _ Тг
а из выражения (II, 17) для одного и того же газа при постоянном объеме J\=Ti
Из выражения V = Fo (1 + at /) следует, что при приближении температуры к абсолютному нулю, т. е. к —273,16° С, объем газа постепенно уменьшается и при —273,16° С должен приблизиться к нулю:
V = FO[1 + (-273,16 а,)] = 0.
В данном случае, как и в законе Бойля-Мариотта, приходим к теорети чески и логически неприемлемому выводу «о существовании атомного вещества без объема», как указывал Д. И. Менделеев относительно закона Бойля- Мариотта.
Применительно к газам это следует понимать в том смысле, что еще задолго до приближения реальных газов к температуре абсолютного нуля они переходят в жидкое состояние и выведенные выше закономерности к ним не применимы.
Так, например, гелий переходит в жидкое состояние при t = —258° С, метан при —163° С.
Коэффициент термического расширения at, определенный для идеального газа, применительно к реальным газам даст столь незначительные отклонения, что ими можно пренебречь. Установлено, что в пределах изменения температур от 0° до 50° С отклонения эти выражаются в пятом знаке, при более высоких температурах — в шестом знаке.
УРАВНЕНИЕ КЛАПЕЙРОНА
два основных закона газового состоя-4 •(П, 18)два основных закона газового состоя-4 •(П, 18)Уравнение газового состояния PV = RT впервые выведено профессором Петербургского института инженеров путей сообщения Клапейроном.
два основных закона газового состоя-
4 •(П, 18)
два основных закона газового состоя-
4 •(П, 18)
Уравнение Клапейрона объединяет ния:
21-
и
Обозначив через Уг объем газа при Рг и 7\, через F2 объем газа при Р2 и Т^ через V' объем газа при Рх и Тполучим:
=V'^V^ ;(11,20)
•w="PiV F'P^ =“ consL(H,21)
Подставив значение V из равенства (II, 20) в равенство (II, 21), будем иметь:
^^Py V2P2 = const,
Т1= const = R,
(П, 22)(П, 22)PV = RT.
(П, 22)
(П, 22)
Обозначив const через 7?, получим уравнение, связывающее все три основных параметра, характеризующих состояние газа через постоянную R. По Клапейрону в уравнении (II, 22) У означает удельный объем газа. Из уравнения следует, что произведение удельного объема газа на давление пропорционально его абсолютной температуре. Величина R зависит от удельного объема рассматриваемого газа.
Так, например, для метана удельный объем 1 кг газа равен 1,4 м3. Следовательно,
„10333X1,4 _ „
273,16~
В 1874 г. Д. PI. Менделеев, как это установлено В. И. Киреевым [3], вывел уравнение состояния для одного моля газа, получив тем самым универсальную газовую постоянную для всех газов:
R = "^иГ4 = 848 кГм!мол °с-
Универсальная газовая постоянная при всех возможных давлениях и температурах не изменяет своей величины, так как всякое изменение Р и t приводит к соответствующему изменению величины одного моля газа в соответствии с законами Бойля-Мариотта и Гей-Люссака.
Частное (индивидуальное) значение газовой постоянной для любого газа можно получить путем деления универсальной газовой постоянной на молекулярный вес газа.
Частная газовая постоянная для смеси газов определяется по формуле
д = 848 [х+х+^зд = 848 [х+х+^з(II, 23)(II, 23)
д = 848 [х+х+^з
д = 848 [х+х+^з
(II, 23)
(II, 23)
где nv п2, /г3 — концентрацияпицы;Mv Му М3—молекулярные Например, для метанагде nv п2, /г3 — концентрацияпицы;Mv Му М3—молекулярные Например, для метанаотдельных компонентов смеси в долях еди-отдельных компонентов смеси в долях еди-веса компонентов.веса компонентов.Я=^8 = 53.Я=^8 = 53.Из размерности универсальной газовой постояннойИз размерности универсальной газовой постоянной
где nv п2, /г3 — концентрацияпицы;
Mv Му М3—молекулярные Например, для метана
где nv п2, /г3 — концентрацияпицы;
Mv Му М3—молекулярные Например, для метана
отдельных компонентов смеси в долях еди-
отдельных компонентов смеси в долях еди-
веса компонентов.
веса компонентов.
Я=^8 = 53.
Я=^8 = 53.
Из размерности универсальной газовой постоянной
Из размерности универсальной газовой постоянной
RR। кГ м3 j[ 4t2 °C МОЛ j। кГ м3 j[ 4t2 °C МОЛ jкГ мMOJt °CкГ мMOJt °C
R
R
। кГ м3 j
[ 4t2 °C МОЛ j
। кГ м3 j
[ 4t2 °C МОЛ j
кГ м
MOJt °C
кГ м
MOJt °C
следует физический смысл ее: R выражает работу расширения одного моля газа при повышении температуры газа на 1° С.
Физический смысл универсальной газовой постоянной может быть выражен также через кинетическую энергию газа. Из кинетической теории газа известно, что
mwi = 2E,
PV = ^-EN = RT, R=^,(11,24)
где Е — кинетическая энергия;
N — число молекул одного моля газа (число Авогадро).
Таким образом, универсальная газовая постоянная И равна кинетической энергии молекул газа при повышении температуры на 1° G.
Соответственно R представляет работу расширения 1 кг газа при повышении температуры на 1° С.
Уравнение Клапейрона, основанное на законах Бойля-Мариотта и Гей- Люссака, справедливо для идеальных газов и в достаточной степени справедливо для реальных газов при низких давлениях. При высоких давлениях для реальных газов следует ввести соответствующую поправку на сжатие и расширение газов. При учете сжатия (и расширения) реальных газов уравнение Клапейрона примет следующий вид:
PV = гНТ, откуда
R = 4r’<П' 25>
где 2 — коэффициент сжимаемости.
Так как 1 кГм эквивалентен -^ ккал, то универсальная газовая постоянная может быть выражена в тепловых единицах:
R = 848 X = 1,987 ккал]мол °C.
427
Численное значение R в каждом отдельном случае должно быть определено в зависимости от единиц объема и давления, принятых при расчете.
УРАВНЕНИЕ ВАН-ДЕР-ВААЛЬСА
В 1749 г. М. В. Ломоносов впервые указал на принципиальную неприемлемость закона Бойля-Мариотта для реальных газов. Уточнению уравнения газового состояния PV = RT посвятили свои труды сотни крупнейших ученых. В работе М. П. Вуколовича и И. И. Новикова [4] приведено 150 уравнений газового состояния, опубликованных с 1846 по 1944 г.
Из множества уравнений газового состояния наибольшее распространение получило уравнение Ван-дер-Ваальса:
P + ^pV-b^RT,P + ^pV-b^RT,(И, 26)(И, 26)
P + ^pV-b^RT,
P + ^pV-b^RT,
(И, 26)
(И, 26)
отличающееся своей простотой и обоснованностью причин, приводящих к отклонению реальных газов от законов идеальных газов 7
Поэтому принципиальные положения, на которых базируется уравнение Ван-дер-Ваальса, находят отражение почти во всех уравнениях газового состояния.
В уравнении Ван-дер-Ваальса величина -^ является поправкой на внутренние силы сцепления молекул, возрастающие с повышением давления, так как по мере сжатия молекулы сближаются, в связи с чем возрастает их взаимное притяжение.
Это происходит, однако, до определенного предела давления. При весьма повышенных давлениях молекулы сближаются до такой степени, что в системе Возникают силы взаимного отталкивания, приводящие к уменьшению внутренних (ван-дер-ваальсовых) сил. Поправка на внутренние силы -^ зависит от объема, который по мере увеличения давления уменьшается. При весьма низких давлениях, а также при весьма высоких температурах объем газа (сильно возрастает, соответственно уменьшаются внутренние силы до предела, при котором величиной -^ можно пренебречь. В подобных случаях уравнение Ван-дер-Ваальса принимает следующий вид:
Р (V — Ь) = НГ или
PV = RT + Pb. (II, 27)
Из уравнения Ван-дер-Ваальса становится понятным, что с ростом молекулярных весов газов увеличивается отклонение реальных газов от закона идеального газа.
Чем больше молекулярный вес газа, тем больше размеры молекул и их взаимное притяжение и тем больше значение -^ .
Второй член уравнения Ван-дер-Ваальса (У—6) является поправкой на объем.
Сжатие газа с повышением давления происходит вследствие уменьшения межмолекулярного пространства. Объем, занимаемый самими молекулами, сжатию не поддается.
в виде:в виде:1 Уравнение Ван-дер-Ваальса для любой массы газа т может1 Уравнение Ван-дер-Ваальса для любой массы газа т можетбыть представленобыть представленот2аpW^т2аpW^™ НТ, У™ НТ, У
в виде:
в виде:
1 Уравнение Ван-дер-Ваальса для любой массы газа т может
1 Уравнение Ван-дер-Ваальса для любой массы газа т может
быть представлено
быть представлено
т2аpW^
т2аpW^
™ НТ, У
™ НТ, У
где а и b — постоянные;
р — масса одного моля газа.
Это уравнение получается путем подстановки вместо 7, равного объему одного моля газа, значения 7П равного объему данной массы газа:
уг= — у,
откуда
т
Подставив в уравнение Ван-дер-Ваальса Уг вместо V, умножив обе части уравнения на т и разделив на р, получим приведенное выше уравнение для данной массы газа при данных Ри I.
Объемная поправка приобретает тем большее значение, чем больше сжат газ. При малых давлениях, особенно при разрежении, межмолекулярное пространство по сравнению с объемом самих молекул возрастает до такой степени, что объемом молекул можно пренебречь. Силы взаимного притяжения тоже уменьшаются, ими также можно пренебречь. При этих условиях приходим к уравнению PV = RT, справедливому для идеальных газов. Этим объясняется широкое пользование уравнением PV = RT во всех случаях, когда расчеты производятся в интервале давлений от абсолютного вакуума до 3—5 ат. Ошибки, вытекающие при этом для низкомолекулярных газов, обычно столь малы, что ими при инженерных расчетах можно пренебречь. Применительно к высокомолекулярным углеводородам уравнение PV = RT даже при нормальных условиях даст отклонение до 2—3% [3].
Уравнение Ван-дер-Ваальса в значительной степени уменьшает ошибки, происходящие от применения уравнения Клапейрона, но и оно не дает достаточно точных результатов. Оно дает лишь первое приближение. Отклонения от уравнения Ван-дер-Ваальса вызваны тем, что в нем не отражены силы взаимного отталкивания, возникающие в системе при высоких давлениях. В связи с этим должно быть отмечено, что уравнение Ван-дер-Ваальса теряет свое значение в области фазовых превращений и может иметь силу лишь в области однофазного газообразного состояния вещества.
В табл. 14 приведены значения а и b х, определенные для углеводородов от метана до гексана, азота, углекислого газа и воздуха при R = = 82,1 см3 ат(г мол, °К по формулам
277?2ТК2а = ™^р - ии кр277?2ТК2а = ™^р - ии крb = RTpp 8^кРb = RTpp 8^кР
277?2ТК2а = ™^р - ии кр
277?2ТК2а = ™^р - ии кр
b = RTpp 8^кР
b = RTpp 8^кР
где Ткр — критическая температура;
Ркр — критическое давление.
.Таблица 14
Значения коэффициентов а и b в уравнении Ван-дер-Ваальса
Газ
т °к
J кр’
Ркр> ат
а
b
^р = ЗЬ
6
<р =
= Гкрх0,765
Гкр эксперимента
1
2
3
4
5
7
8
сн4
191,5
45,8
228 X Ю4
42,8
128,4
98
99
С2Н.
305,5
48,2
517 X 104
64,0
192
146,5
143
с3н8
370,0
42,0
912 X Ю4
88,5
265,5
202
190
i-C4H10
408,1
36,0
1290 X Ю4
114,0
342
262
250
425,2
37,5
1440 х Ю4
123,5
370,5
282
—
1-С5Н12
460,9
32,9
1840 X Ю4
144,0
432
330
310
н-С5Н12
470,4
33,0
1910 X Ю4
146,5
439,5
338
—
h-CsH14
507,9
29,9
2450 X Ю4
175,5
526,5
400
367
N9
125,5
33,5
134 X Ю4
38,6
115,8
88,6
90
со2
304
72,9
146 х Ю4
39,4
118,2
90,4
90
Воздух
132,3
37,2
133 х Ю4
36,6
109,8
84
87
1 Величины а и Ъ могут быть приняты за постоянные величины лишь в надкритической области. На самом деле эти величины зависят от параметров состояния Р, V, Т. Например, в надкритических условиях b = 4bv где Ъх — собственный объем молекул. При «плотной упаковке» молекул b = -j- Ъх [4]. Экспериментально установлено, что
Т
с ростом температуры значения а и b убывают. При Т = —^ значение а в 1,4—1,5 раза
больше, чем при Т = Ткр.
Как видно из граф 8 и 6 табл. 14, имеются значительные расхождения между значениями Укр, определенными экспериментальным путем, и значениями Укр, определенными по уравнению Ван-дер-Ваальса.
Эти расхождения можно значительно уменьшить путем умножения значения Укр, полученного по уравнению Ван-дер-Ваальса, на отношение -^—= = 0,765, как это видно из сравнения граф 8 и 7 табл. 14.
Из множества уравнений газового состояния применительно к реальным газам наибольшей точностью отличается уравнение Битти-Бриджмена, предложенное в 1927 г.:
PV« = RT [f + So (1 - А)] (1 —- Ло (1 - ^). (II, 28)
При расчетах по этому уравнению отклонение от экспериментальных данных составляет 0,16—0,18% при давлениях до 200 ат. При более высоких давлениях отклонение доходит до 10% и более [4].
Основными недостатками уравнения Битти-Бриджмена являются его сложность и наличие в нем пяти констант, значения которых для углеводородных газов предельного ряда и других газов, встречающихся в составе природных газов, приведены в табл. 15. Для газовых смесей значения констант определяются по закону аддитивности. Значение констант для газов, не включенных в табл. 15, см. [3].
Таблица 15
Значения констант в уравнении Битти-Бриджмена
Газ
Ао
а X Ю
в0 х Ю2
6Х10
С X 10~
СН4
2,2769
18,55
55,87
—15,87
12,83
с8нв
5,8800
58,61
94,00
19,15
90
с,н8
11,9200
73,21
181,00
42,93
120
1-С4Н10
16,9600
108,60
242
87,50
250
н-С4Ню
17,7940
121,61
246,20
94,23
350
n2
1,3445
26,17
50,46
—6,91
4,20
со2
5,0065
71,32
104,76
72,35
66,00
Воздух
1,3012
19,31
46,11
—11,01
4,34
Примечание. Константы определены для объема газа, выраженного в литрах.
ПРИВЕДЕННЫЕ КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ И ЗАКОНСООТВЕТСТВУЮЩИХ СОСТОЯНИЙ
Замена основных параметров Р, Т, У, характеризующих данное состояние газа, отношением к критическим величинам, т. е. выражение Р, Т, У в долях от их критических значений, приводит к новым, безразмерным параметрам Рпр, Тпр и Упр, известным под названием приведенных или соответственных:
Р"Х7
У) абс m абс тт Г
Упр 7 ПР "m " 1 Г пр •
кр/ кркр
T_R3,5 — среднее значение р—а— для "кр'крT_R3,5 — среднее значение р—а— для "кр'крТ В
T_R
3,5 — среднее значение р—а— для "кр'кр
T_R
3,5 — среднее значение р—а— для "кр'кр
Выражая свойства газа в безразмерных приведенных параметрах, можно утверждать, что для всех газов существует одно и то же общее уравнение состояния /фпр, ^пр, ТПр) — 0, лишенное величин, характеризующих данные вещества (например, а и b в уравнении Ван-дер-Ваальса).
Состояние, отвечающее условию / (Рпр, Тпр» Vnp), известно под названием закона соответственных состояний.
Согласно закону соответственных состояний два газа, имеющие одинаковые значения Рпр и Тпр, должны иметь одинаковый приведенный объем. Из этого можно сделать вывод, что при одинаковых Рпр и Тпр разные газы должны обладать одинаковыми физическими свойствами. Например, можно утверждать, что при одинаковых Рпр и Тпр коэффициенты сжимаемости разных газов будут одинаковыми. Исходя из этого, можно считать, что экспериментальным графиком, построенным для коэффициента сжимаемости метана, можно воспользоваться для определения коэффициента сжимаемости любого газа и любой газовой смеси.
Из закона соответственных состояний следует, что изотермы, изобары, изохоры и адиабаты, выраженные в координатах Рпр и ТПр, должны быть
одинаковыми для всех газов. Это следствие, как показали многочисленные тщательные исследования, распространяется лишь на ограниченное число химически родственных газов с достаточно близкими критическими параметрами. Экспериментально установлено, что закон соответственных состояний дает заметные отклонения даже по отношению к простейшим углеводородам.
Таким образом, закон соответственных состояний должен быть признан законом приближенным, дающим достаточно хорошие результаты лишь применительно к газам, близким по химическому составу.
В этом можно убедиться, сравнив график сжимаемости метана (фиг. 21) с графиком сжимаемости, составленным для газа, содержащего 83,19% СН4, 8,48% С2Н6, 4,37% С3Н8, 2,44% С4Н10,
1,52% С5Н12 (фиг. 22).
Достаточно близкое совпадение этих графиков позволяет считать, что для определения коэффициента сжимаемости z большинства природных углеводородных газов можно пользоваться графиком, изображенным на фиг. 21 и составленным для метана.
Для газовых смесей надо брать псевдокритические давления и температуру, которые определяются по формулам
Фиг. 22. График сжимаемости природного газа.Фиг. 22. График сжимаемости природного газа.(П, 29)(П, 29),_ "^кр 1И1 “Ь-^кр 2^2 Н--^кр Зпз + • • •
Фиг. 22. График сжимаемости природного газа.
Фиг. 22. График сжимаемости природного газа.
(П, 29)
(П, 29)
ТПС. крТПС. кргкр i^i + ^kp г^ + ^кр зяз + ■ • •100гкр i^i + ^kp г^ + ^кр зяз + ■ • •100(И, 30)(И, 30)ПС. кр -100
ТПС. кр
ТПС. кр
гкр i^i + ^kp г^ + ^кр зяз + ■ • •100
гкр i^i + ^kp г^ + ^кр зяз + ■ • •100
(И, 30)
(И, 30)
компонентов в смеси в %.компонентов в смеси в %.где nv п^ и3 — содержание отдельных
компонентов в смеси в %.
компонентов в смеси в %.
Соответственно псевдоприведенная температура
Тпр. ПС Тпр. ПС Т абсТ абсТПС. крТПС. кр
Тпр. ПС
Тпр. ПС
Т абс
Т абс
Т
ПС. кр
Т
ПС. кр
и псевдоприведенное давление
,_ ^абс
пр. ПС
z nc. кр
Наряду с графиками сжимаемости, показанными на фиг. 21 и 22, имеется ряд графиков, позволяющих по Рпр и Тпр определить коэффициенты активности, теплосодержания, теплоемкости, энтропию [3].
УНИВЕРСАЛЬНОЕ УРАВНЕНИЕ ВАН-ДЕР-ВААЛЬСА
В практическом отношении одним из основных недостатков уравнения Ван-дер-Ваальса является наличие в нем коэффициентов а и Ь, имеющих разные значения для разных газов. Поэтому понятно стремление придать уравнению Ван-дер-Ваальса универсальный характер, исключив из него индивидуальные коэффициенты а и Ъ и заменив их безразмерными величинами Рпр 4»
и Тпр, определяемыми по Ткр и Рир, хорошо известным для всех газов. Это достигается путем следующих преобразований.
Раскрывая уравнение Ван-дер-Ваальса, получаем уравнение третьей степени. Решение его должно дать три значения для V, из которых максимальное значение соответствует состоянию насыщенного пара, а минимальное — состоянию жидкости.
В критической точке все три корня должны иметь одно и то же значение, так как в критических условиях различие фаз исчезает. Известно, что если в уравнении третьей степени коэффициент при высшем члене равен единице, то уравнение может быть представлено в виде:
(7 — а) (7 — /8) (7 — у) = 0,
где а, 3, у — три корня уравнения.
Для критических условий все три действительных корня должны быть равны друг другу и должны отвечать объему газа 7кр, т. е. а = fl = у, отсюда
(7 - 7ир)з - И3 - 37кр72 + 37^7 - 7кр.(II, 31)
В развернутом виде уравнение Ван-дер-Ваальса
для критических условий примет следующий вид:
b -I- F2 +_ 0.(II, 32)
Так как в критической точке равенства
(11,31)
и (И, 32) совпадают,
то коэффициенты при одинаковых степенях 7
должны
быть равны; следо-
вательно,
37ир = Ъ +,
•
(П,33)
др 2 — а
ог КР — о ’ кр
(11,34)
т/ з аЬ
V НР —.
кр
(11,35)
Разделив равенство (II, 34) на равенство (II, 35), получим:
7кР - 36.(II, 36)
Подставив значение 7кр в равенство (11,34), получим:
3 (36)2 _ * , 1<Р
откуда
■^КР — 2762 •(II, 37)
Подставив значения
Ркр и 7ир в равенство (II, 33), получим:
ДГКП2762
96 = 6 + —^,
'а’
откудаоткуда(П,38)(П,38)гр$а
откуда
откуда
(П,38)
(П,38)
1 ир " ~21ЬВ 1
Из определения приведенных состояний имеем:
^о = ЛЛ> Табс = ТпрТкр, F = РпрРнр.
Подставив эти значения в уравнение Ван-дер-Ваальса, получим:
Рщ,Р„» + у”4гт)(Т„рК„р -6) = RT„P1V
*пр к кр /
Подставив в это выражение значения FKP, Ркр, Тир из равенств (11,36), (II, 37) и (II, 38) и сделав соответствующие преобразования, получим универсальное уравнение:
(Рщ> + у-5 (F„p -1) = 87’„р.(И, 39)
\v пр /
Пользуясь равенствами (II, 36), (П, 37) и (II, 38), можно определить значения а и b в зависимости от Ркр, Ткр и R.
Из равенства (II, 37) получим:
а 27№нр.(II, 40)
Подставляя значение а в равенство (II, 38), получим:
£ЬРv нр — д ,откуда
^^К₽.(П, 41)
кр
Подставив значение b в равенство (П, 37), получим:
откудаоткудаа =а =ZIR^T^ ~64Р^ГZIR^T^ ~64Р^Г(II, 42)(II, 42)Р _ 64«Ркр2 ^кр " 27Я2Гкр2 ’
откуда
откуда
а =
а =
ZIR^T^ ~64Р^Г
ZIR^T^ ~64Р^Г
(II, 42)
(II, 42)
^КР 8а^КР 8аИз равенств (II, 33), (II, 34) и (II, 36) можно найти, какой объем должен занимать любой газ в критических условиях по сравнению с объемом, который занимал бы тот же газ при тех же условиях, следуя законам Бойля-Мариотта и Гей-Люссака. Разделив равенство (II, 38) на равенство (II, 36), получим:
^КР 8а
^КР 8а
(П, 43)
Подставив полученное из равенства (II, 37) значение а в равенство (II, 43)> будем иметь:
гр^кр^кр^ 8 о
^kp=-or- или -р—Т—=-о-= 2,67,кр °
в то время как по Клапейрону Тир = 1.
Таким образом, по Ван-дер-Ваальсу значение - р '-™— получается по сравнению с законом Клапейрона в 2,67 раза больше. Опыт показывает, что эта величина не является общей для всех газов. Она имеет различное значение для разных газов: например, для азота она равна 3,9, для кислорода 4,8, для СО2 3,6 и т. д.; для углеводородов от метана до бутана это отношение в среднем равно 3,5.
ЗАКОН ДАЛЬТОНА И АМАГА
Согласно закону Дальтона, предложенному в 1805 г., газы распространяются в пространстве, занятом другим газом, как в пустоте; при этом давление, испытываемое каждым отдельным компонентом идеальной газовой смеси, пропорционально его мольной доле. Этот закон известен как закон парциальных давлений.
Парциальное давление рассматриваемого компонента
Р = Руь(П, 44)
где Р— общее давление;
yi—мольная концентрация компонентов смеси; ^yt — V
Сумма парциальных давлений равна общему давлению Р, т. е.
Р = Pi + Pz + Pa + • • •»(И, 45)
где рг, р2, р3 — парциальные давления компонентов смеси.
ТпгКТ
Подставляя в уравнение (11,45) значение Рг = —у—, где щ — моли каждого компонента в долях единицы, V — общий объем, получим:
п RT . RT , RT .
1—^1 у Д’ п2 у п3 у~
= ^ (пг + п2 + и3 + ...)= ^ 2 ni-(П’ 4б>
При 2 ^i = 1 получим уравнение газового состояния:
Р.™; PV — RT.
Аддитивность парциальных давлений, положенная в основу закона Дальтона, применима к реальным газам при весьма низких давлениях, близких к атмосферному.
Применительно к реальным газам в условиях высоких давлений аддитивность нарушается в связи с изменением сил взаимного притяжения между молекулами.
Из закона Дальтона следует, что различные газы смешиваются друг с другом при данных Р и t во всех отношениях. Подобное толкование закона Дальтона, исключающее возможность ограниченного смешивания разных газов, признавалось до последнего времени. Работами отечественных ученых И. Р. Кричевского и его сотрудников экспериментальным путем установлено, что неограниченное свободное смешивание газов происходит до определенного предела давления, при котором действие межмолекулярных сил сказывается в незначительной степени и молекулы системы ведут себя энергетически неза-
Фиг. 23. Поведение смеси азота и аммиака при высокихФиг. 23. Поведение смеси азота и аммиака при высокихК = vx + v2 + v3 + ...К = vx + v2 + v3 + ...(11,47)(11,47)
Фиг. 23. Поведение смеси азота и аммиака при высоких
Фиг. 23. Поведение смеси азота и аммиака при высоких
К = vx + v2 + v3 + ...
К = vx + v2 + v3 + ...
(11,47)
(11,47)
висимо друг от друга. Выше этого предела, разного для разных температур,
энергетическая независимость молекул исчезает; исчезает, как это показали опыты, и неограниченная взаимная растворимость газов. Ниже этого предела происходит свободное смешивание газов, выше — расслоение газов на две фазы с изменяющейся концентрацией смешиваемых газов. Более того, как указывает И. Р. Кричевский [5], при очень высоких давлениях наблюдаются так называемые баротропные явления, при которых плотность газовой фазы превышает плотность жидкой фазы и последняя располагается над газовой фазой.
Успешно проводимые нашими учеными работы по изучению поведения
газовых смесей при высоких давлениях, «приведшие к ряду интересных заключений, — как указывает М. X. Карапетьянц [3], — позволили не только дать
общую картину фазовых равновесий в бинарных системах но и предположить возможность практического использования в будущем рассматриваемого эффекта для разделения газов наряду с глубоким охлаждением».
На фиг. 23 показаны результаты опытов И. Р. Кричевского со смесью, состоящей из 57 % аммиака и 43% азота. Ниже точки К при температуре 100° С и давлении 2600 ат имеем область свободного смешивания. Выше точки К наступает расслаивание газов. Каждой температуре соответствует своя критическая точка К, при которой начинается расслаивание. При этом расслаивание происходит тем в большей степени, чем выше давление.
Например, при t = 100° С и Р = 5000 ат смесь разбивается на две фазы; содержание аммиака в одной фазе 18% (точка а), в другой 84,5% (точка Ь\ Каждой изотерме соответствует своя критическая точка К.
Аналогично закону Дальтона, основанномудавлениях.
на аддитивности парциальных давлений, в 1893 г.
Амага предложил свой закон аддитивности парциальных объемов, по которому общий объем газовой смеси равен сумме парциальных объемов компо
нентов смеси:
Отсюда парциальный объем 7^ каждого компонента газовой смеси равен общему объему У, умноженному на мольную (или объемную) концентрацию его в смеси:
Уг = УHi.Уг = УHi.(П.48)
Уг = УHi.
Уг = УHi.
Под парциальным объемом компонента идеальной газовой смеси подразумевается объем, который занимал бы рассматриваемый компонент при отсутствии остальных, находясь в том же количестве, под тем же давлением и при той же температуре, что и в смеси [3]. Аддитивность парциальных объемов реальных газов при высоких давлениях нарушается как в результате изменения сил взаимодействия между молекулами разных газов, так и в результате различной сжижаемости их.
ЗАКОН £ ГЕНРИ
Согласно закону Генри, предложенному им в 1803 г., растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению:
= kP = N,(II, 49)
где N — весовая концентрация газа, растворенного в жидкости;
Р — давление;
к— коэффициент растворимости, зависящий от температуры;
X — количество растворенного газа;
— X— количество жидкости с вычетом растворенного газа.
Для многокомпонентных газов растворимость каждого отдельного компонента пропорциональна его парциальному давлению:
(И, 50)
где Xi — количество компонента I, растворенного в жидкости;
Nt ■— концентрация компонента в растворе;
кг — коэффициент растворимости компонента;
Рг—парциальное давление компонента в газовой фазе.
Коэффициент растворимости к^ тем больше, чем больше химическое родство между растворимым газом и растворителем.
Закон Генри не распространяется на газы и жидкости, химически взаимодействующие.
Вытекающая из закона Генри прямолинейная зависимость между количеством растворенного газа и давлением наблюдается при растворении в жидкости индивидуальных газов. Для многокомпонентных газов зависимость эта будет нарушена, так как легко растворяющиеся компоненты газа будут растворяться при небольших давлениях.
Продолжительное время, вплоть до второй половины прошлого столетия, закон Генри не встречал возражений, потому что в прошлом экспериментирование производилось обычно при весьма низких давлениях. Например, коэффициент растворимости кислорода в воде при давлении 200—• 760 мм рт. ст. и температуре 25° С колеблется в пределах 0,053—0,0537. Отсюда делалось априорное заключение о возможности распространения закона Генри и на высокие давления. Однако широкое применение газов высокого давления в различных отраслях промышленности, в частности в нефтяной, и изучение поведения газов при этих условиях показали отклонение реальных газов от закона Генри. Это отклонение неизбежно потому, что коэффициент растворимости зависит не только от температуры, но и от давления, а также потому, что закон Генри, как это установлено И. Р. Кричевским, применим к бесконечно разбавленным растворам, т. е. к растворам, в которых количество растворенного вещества незначительно по сравнению с растворителем. Попытки некоторых зарубежных исследователей уточнить закон Генри путем замены парциальных давлений летучестью во многих случаях привели к противоположным результатам [3, 5].
Таким образом, закон Генри, как и другие законы газового состояния, справедлив применительно к идеальнЬтм газам или при весьма низких давлениях. G повышением давления коэффициент растворимости уменьшается и притом в значительной степени, например при сверхвысоких давлениях (500 ат и выше).
ЗАКОН РАУЛЯ
По закону Рауля (1886 г.) парциальное давление пара каждого отдельно взятого компонента жидкой смеси равно упругости паров его в чистом виде при данной температуре, умноженной на мольную концентрацию его в жидкой фазе:
Фиг. 24. Упругость паров бинарной смеси при t = const.Фиг. 24. Упругость паров бинарной смеси при t = const.Рг = Р/х^
Фиг. 24. Упругость паров бинарной смеси при t = const.
Фиг. 24. Упругость паров бинарной смеси при t = const.
где р^ — парциальное давление паров компонента;
Pi — упругость паров компонента при данной температуре;
хг — мольная концентрация компонента i в смеси в жидкой фазе.
При этом рассматривалось, что упругость паров компонентов смеси зависит только от температуры. В дальнейшем было установлено, что упругость паров зависит не только от температуры, но и от давления смеси. Эту исправленную упругость паров называют летучестью. В соответствии с этим закон Рауля в обобщенном виде будет выражаться формулой
(П, 52)
где ft—парциальная летучесть рассматриваемого компонента;
fi' — летучесть чистого компонента при данных Р и t.
Под летучестью подразумевается стремление отдельных компонентов смеси (или раствора) перейти из жидкой фазы в газовую. Ясно, что чем больше мольная концентрация компонента в смеси, тем выше и его летучесть при данных Р и t.
При низких давлениях (1—5 ат) ошибки от применения закона Рауля сравнительно невелики. При высоких давлениях компоненты смеси не подчиняются уравнению (II, 51).
Впервые В. П. Коновалов показал возможные варианты кривых давлений паров Р^ и Р2' над поверхностью бинарной смеси в зависимости от концентрации N}. и TV2 при постоянной температуре. В то время как по Раулю кривая упругости паров смеси имеет прямолинейный характер (кривая 1 на фиг. 24), по В. П. Коновалову она будет выпуклой (кривая 2 на фиг. 24) в случае отклонения от кривой Рауля 1 в сторону повышения давления паров (положительное отклонение) или вогнутой (кривая 3) в случае отклонения в сторону понижения давления паров (отрицательное отклонение).
Положительное отклонение указывает на повышенную летучесть компонентов и самой смеси, а отрицательное — на пониженную летучесть. Последнее на практике встречается редко, а в интересующей нас области смеси жидких углеводородов совершенно не наблюдается.
На фиг. 25 представлены кривые упругости паров отдельных компонентов (кривые 1 и 2) и их смеси (кривая 3) в зависимости от концентрации при положительном отклонении, а на фиг. 26 — те же кривые, но при отрицательном отклонении; на этих же фигурах пунктиром показаны соответствующие кривые по Раулю.
Закон Рауля не применим к несмешивающимся жидкостям. Для последних упругость паров смеси равна сумме упругостей паров несмешивающихся жидкостей, входящих в состав смеси, при данной температуре независимо ют их мольной концентрации.
Фиг. 25. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при положительном отклонении.Фиг. 25. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при положительном отклонении.Фиг. 26. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при отрицательном отклонении.Фиг. 26. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при отрицательном отклонении.
Фиг. 25. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при положительном отклонении.
Фиг. 25. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при положительном отклонении.
Фиг. 26. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при отрицательном отклонении.
Фиг. 26. Упругость паров отдельных компонентов и их смеси в зависимости от концентрации при отрицательном отклонении.
КОНСТАНТЫ РАВНОВЕСИЯ
При данных Р и t всякая жидкость находится в состоянии динамического равновесия со своими парами, т. е. число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в газо-паровую фазу, равно числу молекул, переходящих из газо-паровой фазы в жидкую. Малейшее изменение Р или t или того и другого приводит систему в новое равновесное состояние, выражающееся в изменении числа молекул, переходящих из одной фазы в другую. Таким образом, всякое действие, направленное на нарушение равновесия, вызывает такое изменение состояния системы, которое оказывает сопротивление произведенному действию (принцип Ле Шателье). Подобное воздействие па систему может быть оказано путем изменения давления, температуры и концентрации. Так, например, если жидкость при температуре t находится в равновесии со своими парами при давлении Р, то понижение давления до Рг < Р вызывает усиленное испарение с отнятием тепла и понижением температуры до 1г < t, при которой система снова перейдет в равновесное состояние. Этот принцип противодействия нагляднее иллюстрируется следующим примером. Как известно, растворение газа в жидкости происходит более интенсивно при низких температурах, а растворение соли в воде — при высоких температурах. Растворение газа в жидкости приводит к повышению температуры системы, т. е. к условию, противодействующему растворению. Растворение соли в воде приводит к понижению температуры, т. е. также к условию, противодействующему растворению.
Равновесное состояние системы жидкость—пар или жидкость—газ получается при равенстве парциальный давлений отдельных компонентов смеси в жидкой и паро-газовой фазах. По Дальтону парциальное давление отдельных компонентов в газо-паровой фазе
Pi = Ру г,
по Раулю для жидкой фазы
рг = PVxi.
Согласно условиям равновесного состояния смеси
Рг = РЦг = откуда Р31.
—= —= Ki = const.(11,53).
Величина Kt называется константой равновесия или константой распределения рассматриваемого компонента при данной температуре. Значение Ki для отдельных компонентов системы при данном общем давлении Р можно определить, зная упругость паров компонента при данной температуре. Упругость паров СпН2п+2 в зависимости от температуры определяется по графику, изображенному на фиг. 5. Однако, как указывалось выше, упругость паров зависит не только от температуры, но и от давления. Для определения констант равновесия углеводородов от метана до гексана в зависимости от t и Р рекомендуется пользоваться специальными графиками (см. фиг. 8—15).
Так как общее давление Р смеси равно сумме парциальных давлений компонентов, то для бинарной смеси
Р = р^ 4- р^ (1 — жД(11,54)
где хг — концентрация одного из компонентов в жидкой фазе;
(1—х.^—концентрация другого компонента в жидкой фазе.
Распределение компонентов в газо-паровой фазе определяется путем подстановки в уравнение (II, 54) значения х из равенства (II, 53), откуда
УгXi — к^.
При этом для одного из компонентов получим:
р = ^+р» 5 - -к-) ■w 55>
Из уравнения (II, 55) находим концентрацию одного из компонентов в газо-паровой фазе yv Концентрация другого компонента у2 = 1 — т/р
Несколько сложнее определяется распределение компонентов в жидкой и газо-паровой фазах при многокомпонентных системах. В подобных случаях пользуются уравнениями
34 = "K^YV^K^L ’(П’ 56)
’(п> 57)
S = ^ 2 ^ = ^
где Xi — концентрация отдельных компонентов в жидкой фазе;
yi — концентрация отдельных компонентов в газо-паровой фазе;
щ — концентрация отдельных «компонентов в смеси;
L — количество жидкой фазы в долях одного моля;
V — количество паровой фазы в долях одного моля;
Ki — константы равновесия компонентов при данных Р и t.
Составив ряд уравнений по числу компонентов, путем подбора находят такое значение L или V, при котором сумма 5хг = 1 или Zip = 1.
Количество каждого компонента в жидкой и паровой (газовой) фазах определяется в первом случае путем умножения полученного значения L на мольную концентрацию компонента в жидкой фазе ж^ во втором — путем умножения V на мольную концентрацию в паровой (газовой) фазе ^.
СЖИМАЕМОСТЬ ГАЗОВ
В уравнении Ван-дер-Ваальса (Р + -^ (V — 6) = RT член -^ выражает внутренние (ван-дер-ваальсовские) силы взаимного притяжения молекул, которые, прибавляясь к внешнему давлению Р, способствуют большему сжатию газа, чем это вытекает из закона Бойля-Мариотта. Понятно, что чем больше пространство, занимаемое данным количеством молекул, например в условиях, близких к абсолютному вакууму, тем больше расстояние между отдельными молекулами, тем меньше их взаимное притяжение и тем меньше значение -^ . В подобных случаях можно пренебречь значением -^ , и тогда уравнение Ван-дер-Ваальса примет вид:
P(V — b) = RT; V~b = ^.
Всякий раз, когда расстояние между молекулами уменьшается до предела, равного 1 ангстрему (А = 10~8 сл»), возникают отталкивающие силы, препятствующие их чрезмерному сближению.
Подобного рода явления могут быть как при низких, так и при высоких давлениях. Понятно, что вероятность столкновений молекул будет возрастать тем больше, чем больше будет сжат газ.
Если силы взаимного притяжения способствуют сжатию газа в большей степени, чем это вытекает из закона Бойля-Мариотта, силы взаимного отталкивания способствуют расширению. Таким образом, в системе одновременно действуют силы взаимного притяжения и силы взаимного отталкивания.
По мере сжатия газа до определенного предела в системе преобладают силы взаимного притяжения. До этого предела имеет место сверхсжимаемость газов по сравнению со сжимаемостью газа по закону Бойля-Мариотта. Дальнейшее сжатие газа (выше указанного предела) приводит к чрезмерному сближению молекул, к возникновению и преобладанию сил взаимного отталкивания.
Естественно, что при этом должен наступить момент, когда силы взаимного отталкивания возрастут до такой степени, что газ будет занимать больший объем, чем это вытекает из закона Бойля-Мариотта. Сказанное станет понятным, если уравнение Ван-дер-Ваальса представить в следующем виде:
^Р-^р — л^У-Ь^РТ, (11,58)
где Р—внешнее давление;
р—силы взаимного притяжения;
тс — силы взаимного отталкивания.
В представленном виде уравнение Ван-дер-Ваальса теряет свое практическое значение, поскольку не известны значения р и тс, но принципиально оно полнее отражает динамику отклонений реальных газов от закона Бойля- Мариотта.
При весьма низких давлениях, близких к абсолютному вакууму, силы р и те столь незначительны, что ими можно пренебречь. В этих условиях реальный газ отвечает условиям идеального газа. На фиг. 27 это соответствует точке а и давлению Pv
По мере увеличения давления до определенного предела силы взаимного притяжения возрастают, а силы взаимного отталкивания остаются все еще незначительными.
Коэффициент сжатия z уменьшается, и объем, занимаемый газом, становится меньше, чем это следует по закону Бойля-Мариотта.
Достигнув некоторого предела, соответствующего давлению Рй (точка перегиба 6), коэффициент сжатия начинает увеличиваться вследствие постепенного возрастания в системе сил взаимного отталкивания. Когда силы взаим
ного отталкивания возрастают жения, т. е. когда р = тт, то объем, занимаемый газом, становится равным начальному объему:
до предела, равного силам взаимного притя-до предела, равного силам взаимного притя-Фиг. 28. Изменение коэффициента сжатия я в зависимости от изменения приведенных давления и температуры.Фиг. 28. Изменение коэффициента сжатия я в зависимости от изменения приведенных давления и температуры.Фиг. 27. Изменение коэффициента сжатия z с повышением давления.Фиг. 27. Изменение коэффициента сжатия z с повышением давления.Этому соответствует точка с при давлении Р3.
до предела, равного силам взаимного притя-
до предела, равного силам взаимного притя-
Фиг. 28. Изменение коэффициента сжатия я в зависимости от изменения приведенных давления и температуры.
Фиг. 28. Изменение коэффициента сжатия я в зависимости от изменения приведенных давления и температуры.
Фиг. 27. Изменение коэффициента сжатия z с повышением давления.
Фиг. 27. Изменение коэффициента сжатия z с повышением давления.
V — b =V — b =RTР — а ’RTР — а ’RTР—аRTР—аДальнейшее повышение давления приводит к превалированию сил взаимного отталкивания над силами взаимного притяжения: 7i>p, л — р = а; откуда
V — b =
V — b =
RT
Р — а ’
RT
Р — а ’
RT
Р—а
RT
Р—а
т. е. объем, занимаемый газом при давлении Р^ будет больше, чем это вытекает из закона Бойля-Мариотта. Давление, соответствующее переходу от сверхсжимаемости (при z < 1) к сверхрасширяемости (при z > 1), может быть определено по графику, изображенному на фиг. 28, по' Р^ и Т^.
Основным показателем отклонения реальных газов от законов идеального газа являются их сверхсжимаемость и сверхрасширяемость, величину которых можно определить также по фиг. 28.
Для определения отклонений природных газов, состоящих в основном из СН4, С2Н6, С3Н8, N2 и СО2, в зависимости, от состава и давления рекомендуется формула
mi СН44-т2 C2H84-m3 С3Н8 + т4 СО24~пг5 N24-7ne»
гдет — коэффициент отклонений смеси;
СН4, С2Н6 и т. д. — содержание компонентов в смеси в %;
в — содержание воздуха в %;
/?гг, т2, т3— коэффициенты отклонений, отнесенных на 1 ат, при t = 15° С (табл. 16).
Таблица 16
Коэффициенты отклонений, отнесенных на 1 ат при 15° С.
Компоненты
Коэффициенты
Компоненты
Коэффициенты
смеси
отклонения
смеси
отклонения
СН4
тх = 0,0022638
СО2
т4 = 0,006688
С2Н6
т2 = 0,008995
n2
т.= 0,000103
С3Н8
mz = 0,019007
Воздух . . . .
т6 = 0,0005
При давлении Р отклонение будет равно Рт.
Вынеся за скобку значение ту = 0,0022638 в формуле (II, 59), получим:
0,0022638 (СН4 +4С2Н6 + 8,4 С3Н8 + 2,96 СО2 4-0,00455 N2 4-0,22 в)
m100
ЗАКОН АВОГАДРО
В начале XIX в. Авогадро было высказано предположение, что равные объемы газов при одинаковых Р и t содержат одинаковое число молекул. Это предположение, известное как гипотеза Авогадро, в дальнейшем (в середине XIX в.) в связи с развитием кинетической теории газов было подтверждено, и гипотеза Авогадро получила силу закона.
Экспериментальным путем установлено, что число молекул в грамм-молекуле любого вещества N = 6,0223 X 1023. Это число, известное под названием числа Авогадро, является одной из важнейших универсальных постоянных, находящих широкое применение в физике и химии.
Поскольку число N является универсальным для всех газов, естественно,, должен существовать и некоторый универсальный объем, который должен равняться частному от деления веса одной грамм-молекулы (или килограмм- молекулы) на вес 1 л (или 1 л^3) рассматриваемого газа.
Так, например, при 0° С и 760 мм рт. ст. объем одной грамм-молекулы равен:
32
= 22,39 л,
1,429
16,04
0,716
= 22,40 л,
28,02
= 22,40 л.
1,250
= 22,43 л,= 22,43 л,2,016 0,089802,016 0,08980водород
= 22,43 л,
= 22,43 л,
2,016 0,08980
2,016 0,08980
кислород
метан
азот
В среднем универсальный объем одного моля принимается равным 22,42 л или 22,42 л*3, причем, как видно из приведенных данных, отклонение мольных объемов разных газов от принятого среднего весьма незначительно.
Так как согласно закону’Авогадро равные объемы разных газов при одинаковых Р и t содержат одинаковое число молекул, то удельные веса их зависят от их молекулярного веса:
71 =
72 Мг
НоНо
Но
Но
71 = Jf2_
откудаоткуда7гvx ’
откуда
откуда
Z^ Al 2
У2 " Mt
Из последнего равенства r1Af1==y2M2.
Зная число молекул в грамм-молекуле (число Авогадро) и исходя иа объема одной грамм-молекулы, равного 22 420 см3 при 0° С и 760 мм рт. ст., можно определить число молекул в 1 еж3 (число Лошмидта):
602 х Ю23-"22466”602 х Ю23-"22466”2,68 х 1019.2,68 х 1019.
602 х Ю23
-"22466”
602 х Ю23
-"22466”
2,68 х 1019.
2,68 х 1019.
Закон Авогадро позволяет легко определить удельный вес любого газа по его молекулярному весу М^.
Относительный удельный вес
_ 7/ _ Мг
7г 1,29322,42 x 1,293 ’
где 1,293 — вес 1 м3 воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст.
ЗАКОН ГРЭМА
При одинаковых давлениях и температурах скорости истечения разных газов из малых отверстий обратно пропорциональны корням квадратным из их плотностей или удельных весов:
(П, 60) w» Vn' V?i
На основании закона Грэма сконструированы приборы (эффузиометры), позволяющие легко определять удельный вес газов по времени истечения одинаковых объемов газа и воздуха. Время истечения обратно пропорционально скорости:
21 =-21 ==(П,61)
ч уУ1 у7<
где тх и т2 — время истечения одинаковых объемов газов;
у/ и У^ — удельные веса;
Ух и у2 — относительные удельные веса (удельный вес воздуха равен единице).
Вывод закона Грэма. Масса газа, вытекающего из отверстия сечением 5 в единицу времени:
m = sw1y/.(II, 62)
Работа, затраченная на истечение:
L = wxs у\(11,63)
где Рг — давление в емкости;
Р2 — давление среды, куда поступает газ.
Так как работа равна потере живых сил, то
L-w.s^-P,)L-w.s^-P,)mwAlmwAl(Н, 64)(Н, 64)
L-w.s^-P,)
L-w.s^-P,)
mwAl
mwAl
(Н, 64)
(Н, 64)
Подставив в выражение (II, G3) значение т из выражения (II, 62), получим:
(11,65)
Приравнивая [выражение (II, 63) к выражению (II, 65), получим для одного газа для другого газа
ЗАКОН СТОКСАЗАКОН СТОКСА
ЗАКОН СТОКСА
ЗАКОН СТОКСА
Очистка газа от содержащихся в нем твердых или жидких примесей достигается путем изменения направления и скорости газа, причем скорость в сепараторах и газоуловителях должна быть меньше скорости падения содержащихся в газах частичек под действием их силы тяжести.
Скорость падения частичек можно определить, исходя из закона Стокса: сила сопротивления газовой среды падению взвешенных в ней частичек под влиянием силы тяжести пропорциональна первой степени скорости падения частичек. По Стоксу сила сопротивления
(II, 66)(II, 66)(II, 67)(II, 67)о = 6 uriqw4,
(II, 66)
(II, 66)
(II, 67)
(II, 67)
где г — радиус частичек;
1] — абсолютная вязкость газа в пуазах;
w4 — скорость падения частичек в см!сек.
Величина движущей силы падения частичек
4 лг3 (уж' — у/) g
j = mg =5
где уж' — плотность частичек жидкой примеси в г!см3; у/—плотность частичек газа в г]см3.
При o = f частички будут находиться [во взвешенном состоянии. При этом скорость w4 (в см/сек) может быть определена путем приравнивания выражений (II, 66) и (II, 67):
о4^3(уж
О TtTTjWx^ ——".j
• Wq• WqС 2 г2 ОУ — У) Sв 9т)С 2 г2 ОУ — У) Sв 9т)(II, 68)(II, 68)
• Wq
• Wq
С 2 г2 ОУ — У) S
в 9т)
С 2 г2 ОУ — У) S
в 9т)
(II, 68)
(II, 68)
Для обеспечения падения частичек взятого радиуса (обычно при расчетах принимают гч = 0,005 см) расчетная скорость wr движения газа принимается равной 0,7 -r0,8w4.
ЗАКОН ДЖОУЛЯ
Внутренняя энергия вещества U есть запас сосредоточенной в нем энергии, находящейся в функциональной зависимости от основных параметров, определяющих его состояние:
U = f{P, 7, Ту
Изменение энергии вещества при переходе его от некоторого начального состояния в конечное
AU = HP^ И2, ^-/(Л, vx,Txy
Джоулем установлено, что для идеального газа, т. е. при условии пренебрежения силами взаимного притяжения молекул, изменение внутренней энергии зависит только от температуры:
№ = /(7’2)-/(7’1).
На основании кинетической теории газов
PV = Lnm^-^^ = ^L,(11,69)
где п — число молекул;
т—масса одной молекулы;
М— масса всего газа; М = пт; < w — скорость движения газа.
Заменяя в выражении (П, 69) РV через RT, получим:
”2~ =ДКТ=П,(11,70)
т« е. внутренняя энергия газа, равная живой силе движения молекул, зависит лишь от Т.
Из выражения (II, 70) логически вытекает, что при абсолютном нуле градусов внутренняя энергия равна нулю.
Поскольку вывод выражения (II, 70) основан на законе Клапейрона, то естественно, что закон Джоуля применительно к реальным газам должен также давать отклонения, как и другие законы газового состояния.
Опытами Джоуля и Томсона установлено, что при адиабатическом расширении газа без совершения работы (без преодоления внешних сопротивлений) происходит понижение температуры, вызываемое затратой некоторой доли энергии на преодоление внутренних молекулярных сил взаимного притяжения при расширении газа.
Изменение температуры газа при его расширении вследствие дросселирования — эффект Джоуля-Томсона — свойственно всем реальным газам. Изменение температуры при понижении давления на 1 ат называется дифференциальным дроссель-эффектом. Для всех газов при обычных на практике давлениях и температурах дросселирование сопровождается понижением температуры, часто вызывающим замерзание газопроводов после штуцеров. На этом же принципе основан один из способов сжижения газов. Степень снижения температуры вследствие адиабатического расширения газа легко можно определить, пользуясь хорошо известной из термодинамики формулой
й — 1
5 Заказ 1377.
Так, например, при адиабатическом расширении природного газа с начальной температурой Т = 293° К при понижении давления от 5 до 1 ата и при к = 1,3
-1 .
Т^ = 293= 202° К = — 71° С.
Для более жирного газа с показателем адиабаты 1,2 при тех же условиях получим:
-1
72 = 293(4)= 224° К = — 49°С.
Для воздуха при к = 1,4 при тех же условиях
7*2 = 186° = К —87°С.
[ПРАВИЛО ФАЗ
Равновесное состояние однокомпонентных (п = 1) систем определяется двумя независимыми параметрами Р (или И) и Т, для двухкомпонентных — тремя параметрами Р (или V), Т и С (концентрация), для трехкомпонентных — четырьмя параметрами Р (или V), Т, Сг, С2.
Число параметров, которые могут быть произвольно изменены без нарушения равновесия, т. е. при сохранении природы системы и числа фаз, определяется по формуле
F = 2-Vn — к,(11,72)
где F—число степеней свободы;
и — число компонентов;
к — число фаз.
Под фазой понимается комплекс, обладающий одинаковым химическим составом и одинаковыми термодинамическими свойствами.
Из формулы (II, 72) следует, что по числу степеней свободы системы могут быть безвариантные (при F = 0), одновариантные (7^ = 1), двухвариантные (F = 2) и многовариантные (F = п\
Правило фаз показывает следующее.
При n = 1 и /с =1 /; = 2. В однокомпонентной и однофазной системе при переходе от одного равновесного состояния в другое произвольно могут быть изменены Р и t без изменения числа фаз.
При п — 2 vl к — 2^=1. В однокомпонентной двухфазной системе произвольно может быть изменен один параметр Т или Р с сохранением числа фаз.
При п = 1 и к = 3 F = 0. В однокомпонентной трехфазной системе не может быть изменен ни один из параметров без нарушения системы, т. е. без изменения числа фаз.
При п = 2 и к = 4 F = —1. В однокомпонентной системе возможность одновременного существования четырех фаз исключена.
При п = 2и/с = 17’ = 3. В двухкомпонентной однофазной системе произвольно могут быхь изменены все три независимых параметра: Р (или У), Т и С.
При п = 2 н к = 2 F = 2. В двухкомпонентной и двухфазной системе произвольно могут быть изменены два параметра, в зависимости от чего третий параметр определится как функция от произвольно взятых параметров
Р^ЦТ,^ или Т = ЦР,С\
При п = 2 и к = 3 F = 1. В двухкомпонентной трехфазной системе произвольно может быть изменен лишь один параметр.
При « = 2иА = 4/’ = 0. Ни один из параметров не может быть изменен без нарушения системы.
КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
В 1860 г. Д. И. Менделеевым было установлено, что при «некоторой известной температуре все газы и пары не могут быть ни под каким давлением обращены в жидкость, но остаются в газообразном состоянии, обладающем упругостью, но лишенном сцепления» [1].
Эту температуру Д И. Менделеев назвал температурой абсолютного кипения. В 1872 г. Эндрюс назвал эту температуру критической температурой, а соответствующее ей давление критическим давлением.
При температурах, больших или равных критической, кинетическая энергия хаотически движущихся молекул превышает потенциальную энергию взаимного притяжения их, что исключает возможность их слияния и перехода в жидкое состояние.
Следует отметить, что приведенное выше указание о невозможности пребывания газа в жидком состоянии при t выше критической относится к отдельным компонентам и не распространяется на газовые смеси.
С открытием законов обратного испарения и обратной конденсации (ретроградные явления) в 1890 г. установлено, что газовые смеси могут находиться в жидком состоянии при температурах выше критических и давлениях ниже критических, а также в парообразном состоянии при давлениях выше критических.
В критических условиях разница между жидкостью и ее парами исчезает. Вещество переходит в газообразное состояние, но по физическим свойствам оно не может быть отнесено ни к газу, ни к жидкости.
Так, например, при температуре выше критической и при чрезвычайно высоких давлениях плотность газа может превысить нормальную плотность его в жидком состоянии и привести к так называемым баротропным явлениям, при которых жидкость располагается над поверхностью сильно сжатого газа [5].
Вязкость газов в надкритических условиях с повышением температуры уменьшается, в то время как в обычных условиях вязкость газов с повышением температуры возрастает.
Установлено, что все газы могут быть превращены в жидкость при температуре, меньшей или равной критической, и при давлении, большем или равном критическому. В настоящее время эти критические параметры определены для всех газов.
Критическая температура газовых смесей с достаточной для практики точностью может быть определена по правилу аддитивности по формуле Павловского:
Т — ^^Р 1 + С«Гкр 2 + СзГкр з+ • • •/П 7Чк
кр. см100’
где Gv G^ G3— содержание компонентов в смеси в % вес.;
Ткр ь Т^ 2, ^кр з — критическая температура компонентов.
Критические температуры смеси, определенные по весовым процентам компонентов, ближе к экспериментальным данным, чем при применении мольных концентраций.
Для жидкостей углеводородного состава, для которых нет данных об их критических температурах, последние с достаточной точностью могут быть определены по эмпирической формуле
Т крТ кр0,2830,283(И, 74)(И, 74)
Т кр
Т кр
0,283
0,283
(И, 74)
(И, 74)
где ТКр — искомая критическая температура в ° К;где ТКр — искомая критическая температура в ° К;Фиг. 29. Вспомогательный график для определения равновесной тем-Фиг. 29. Вспомогательный график для определения равновесной тем-пературы.пературы.которой жидкость находится в равновесии с насыщенным паром, в ° К;М — молекулярный вес;Тж — удельный вес ЖИДКОСТИ В Г 1см9.Предварительно по фиг. 29 определяют значение А = Те — Ун в зависимости от нормальной температуры кипения Тн вещества. По полученной разности определяют значение Т е. Подставив полученное значение Те в формулу (II, 74), определяют значение ТКр.Для проверки степени точности формулы (II, 74) определим по ней критические температуры бутана и пентана, критические темкоторой жидкость находится в равновесии с насыщенным паром, в ° К;М — молекулярный вес;Тж — удельный вес ЖИДКОСТИ В Г 1см9.Предварительно по фиг. 29 определяют значение А = Те — Ун в зависимости от нормальной температуры кипения Тн вещества. По полученной разности определяют значение Т е. Подставив полученное значение Те в формулу (II, 74), определяют значение ТКр.Для проверки степени точности формулы (II, 74) определим по ней критические температуры бутана и пентана, критические темМ = 58. При 7*н = 273,06 по = 273,06° К; следовательно,М = 58. При 7*н = 273,06 по = 273,06° К; следовательно,пературы которых известны.Для бутана Та — 273,06° К, уж' = 0,6, фиг. 29 Те—7^ = 0; таким образом, Те =пературы которых известны.Для бутана Та — 273,06° К, уж' = 0,6, фиг. 29 Те—7^ = 0; таким образом, Те =
где ТКр — искомая критическая температура в ° К;
где ТКр — искомая критическая температура в ° К;
Фиг. 29. Вспомогательный график для определения равновесной тем-
Фиг. 29. Вспомогательный график для определения равновесной тем-
пературы.
пературы.
которой жидкость находится в равновесии с насыщенным паром, в ° К;
М — молекулярный вес;
Тж — удельный вес ЖИДКОСТИ В Г 1см9.
Предварительно по фиг. 29 определяют значение А = Те — Ун в зависимости от нормальной температуры кипения Тн вещества. По полученной разности определяют значение Т е. Подставив полученное значение Те в формулу (II, 74), определяют значение ТКр.
Для проверки степени точности формулы (II, 74) определим по ней критические температуры бутана и пентана, критические тем
которой жидкость находится в равновесии с насыщенным паром, в ° К;
М — молекулярный вес;
Тж — удельный вес ЖИДКОСТИ В Г 1см9.
Предварительно по фиг. 29 определяют значение А = Те — Ун в зависимости от нормальной температуры кипения Тн вещества. По полученной разности определяют значение Т е. Подставив полученное значение Те в формулу (II, 74), определяют значение ТКр.
Для проверки степени точности формулы (II, 74) определим по ней критические температуры бутана и пентана, критические тем
М = 58. При 7*н = 273,06 по = 273,06° К; следовательно,
М = 58. При 7*н = 273,06 по = 273,06° К; следовательно,
пературы которых известны.
Для бутана Та — 273,06° К, уж' = 0,6, фиг. 29 Те—7^ = 0; таким образом, Те =
пературы которых известны.
Для бутана Та — 273,06° К, уж' = 0,6, фиг. 29 Те—7^ = 0; таким образом, Те =
273Ткр273Ткр/\0Д80,283 ^)= 0,042,/\0Д80,283 ^)= 0,042,
273
Т
кр
273
Т
кр
/\0Д8
0,283 ^)= 0,042,
/\0Д8
0,283 ^)= 0,042,
^-^^“^ К>
что соответствует табличным данным.
Для пентана 7^ = 309,2° К, у,/= 0,637, M=TL По фиг. 29 Тй-Тк = = Те — 309,2 = 5; таким образом, Те —314,2; следовательно,
314,2 гр =1 кр314,2 гр =1 кр0,283=0,66,\0,Ь42/0,283=0,66,\0,Ь42/7 кр7 кр 314,2 314,20,660,66= 475° К.= 475° К.
314,2 гр =
1 кр
314,2 гр =
1 кр
0,283=0,66,
\0,Ь42/
0,283=0,66,
\0,Ь42/
7 кр
7 кр
314,2
314,2
0,66
0,66
= 475° К.
= 475° К.
По табличным данным 7кР = 470°К.
ЛИТЕРАТУРА
Менделеев Д. И. Сочинения, т. 6. ГОНТИ, 1939.
Лейбензон Л. С., В и лькер Д. С., Шумилов П. П., Яблонский В. С. Гидравлика. ГОНТИ, 1934.
КарапетьянЦ М. X. Химическая термодинамика. Госхимиздат, 1949.
Вуколович М. П. и Новиков И. И. Уравнение состояния реальных газов. Госэнергоиздат, 1948.
Кричевский И. Р. Фазовые равновесия в растворах при высоких давлениях. Госхимиздат, 1946.
X о у г е н О. и Ватсон К. Физико-химические расчеты в технике. Химиздат, 1941.
ГЛАВА III
ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВМЕЩАЮЩИХ КОЛЛЕКТОРОВ.ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР
ГАЗОВМЕЩАЮЩИЕ КОЛЛЕКТОРЫ
Основными свойствами газовмещающих коллекторов являются пористость, проницаемость, устойчивость (крепость) и упругость.
Пористость
Все горные породы пористы, т. е. имеют пустоты различного происхождения, заполненные жидкостями или газами.
Объем всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины и т. д., называется общей физической или абсолютной пористостью. Отношение суммарного объема пустот данной породы к общему объему этой породы называется коэффициентом пористости. Коэффициент пористости чаще всего выражают в процентах. При подсчете запасов газа его удобнее выражать в десятичных долях.
Пористость породы зависит от следующих факторов:
взаимного расположения и укладки зерен;
формы зерен;
степени отсортированности слагающих породу частиц, определяемой механическим анализом и часто выражаемой коэффициентом неоднородности;
количества цемента;
трещиноватости породы;
наличия каверн и каналов размывания;
наличия пор внутри минеральных зерен.
Характер порового пространства и величина пористости хорошо видны на фиг. 30.
Пористость бывает трех следующих видов:
общая (полная, абсолютная или физическая) пористость — все пустоты породы, т. е. поры, связанные и не связанные между собой; для определения общей пористости обязательно дробление породы;
открытая или свободная пористость — только сообщающиеся между собой поры;
динамическая (эффективна’я) пористость — только та часть поровых каналов, по которой может происходить движение жидкости при данном режиме фильтрации.
Свободная пористость меньше общей на объем изолированных пор. В песках общая пористость близка по значению свободной пористости. В песчаниках благодаря цементации каналов некоторое количество пор оказывается изолированным. Особенно большое количество замкнутых пор встречается
в известняках, для которых в связи с этим различие между общей и свободной пористостью может быть весьма велико.
Эффективной (полезной) пористостью газоносных и нефтеносных пород называется объем газонасыщенной или нефтенасыщенной части свободного сообщающегося порового пространства за вычетом остаточной воды, содержащейся в продуктивной породе. Коэффициент эффективной пористости меньше коэффициентов общей и свободной пористости. Термин «эффективная пори
Фиг. 30. Различные типы поровых пространств в породе.Фиг. 30. Различные типы поровых пространств в породе.стость» еще не является окончательно установившимся, и о его содержании будет сказано ниже.
Фиг. 30. Различные типы поровых пространств в породе.
Фиг. 30. Различные типы поровых пространств в породе.
Табл. 17, заимствованная из книги М. Ф. Мирчинка и М. И. Максимова [1], дает представление о коэффициентах общей пористости различных осадочных пород.
число промышленных газовых месторождений приурочено к породам с пористостью 15—25%.Из табл. 17 видно, что пористость разных и даже одноименных пород различна. Поэтому важно знать фак- пористости различных пород условиями отложения породычисло промышленных газовых месторождений приурочено к породам с пористостью 15—25%.Из табл. 17 видно, что пористость разных и даже одноименных пород различна. Поэтому важно знать фак- пористости различных пород условиями отложения породыПрактически наибольшее
число промышленных газовых месторождений приурочено к породам с пористостью 15—25%.
Из табл. 17 видно, что пористость разных и даже одноименных пород различна. Поэтому важно знать фак- пористости различных пород условиями отложения породы
число промышленных газовых месторождений приурочено к породам с пористостью 15—25%.
Из табл. 17 видно, что пористость разных и даже одноименных пород различна. Поэтому важно знать фак- пористости различных пород условиями отложения породы
А — хорошо отсортированная порода, имеющая высокую пористость; Б — плохо отсортированная порода, имеющая низкую пористость; В — хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; Г — хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложением минерального вещества в пустотах между зернами; Д — порода, ставшая пористой благодаря растворению; В — порода, ставшая пористой благодаря трещиноватости.
торы, определяющие величину и характер в разных условиях.
Пористость бывает первичная, связанная с
и раннего диагенеза, и вторичная, связанная с процессами, которые происходили в уже сформировавшихся породах. Не останавливаясь на описании этих
Таблица 17
Коэффициенты общей пористости осадочных пород
Наименование породы
Коэффициент пористости, %
Глинистые сланцы
Глины
Пески
Песчаники
Известняки и доломиты плотные . . Известняки нефтеносные Доломиты нефтеносные
0,54— 1,40 6,0 —50,0
6,0 -52,0 3,5 —29,0
0,65— 2,5 2,0 —33,0 6,0 —33,0
процессов, отметим, что первичная пористость в основном связана с палеогеографическими и фациальными условиями отложения пород и зависит от состава и условий сортирования осадков, тогда как вторичная пористость связана с последующими тектоническими процессами: появлением зон размыва и выщелачивания в приподнятых участках и несогласным залеганием зон трещиноватости вблизи разломов.
На величине первичной пористости сказывается уплотнение пород под влиянием нагрузки вышележащих пород и тектонических усилий, а также
цементация. Цементация связана с переотложением водными растворами углекислого кальция, кремнезема и гидратов окиси железа.
Для понимания закономерности распределения пористости необходимо изучение всех указанных выше факторов.
Наиболее выдержана пористость в морских песчаных отложениях. В прибрежных зонах и в континентальных сериях песчаные пачки часто резко изменчивы вследствие глинизации и выклинивания коллекторских пород.
Песчано-глинистые отложения обычно быстро изменяются по своим коллекторским свойствам вкрест направления морских течений, разносящих их, или береговых зон, к которым они приурочены, и выдержаны по простиранию.
Изменения степени цементации часто связаны с наличием самих нефтяных и газовых залежей, так как переотложение солей происходит в основном в водоносной части пласта и отсутствует в газоносной и нефтеносной частях; иногда распределение цементации и глинизации песчаников бывает весьма прихотливым. Уплотнение и цементация пород с увеличением глубины, как правило, увеличиваются, а пористость уменьшается.
Карбонатные породы — раковинные и детритусовые породы, известняковые песчаники и коралловые постройки в момент отложения обычно имеют высокую свободную пористость. Однако в дальнейшем эти породы обычно быстро уплотняются, и поэтому первичная пористость в них сохраняется очень редко. Соответственно карбонатные породы в большинстве случаев обладают коллекторскими свойствами только при образовании в них вторичной пористости, связанной с развитием трещиноватости и с явлениями выщелачивания, закарстованности и доломитизации. При доломитизации пористость часто имеет равномерный характер. Пористость, связанная с трещиноватостью и закарстованностью, обычно бывает развита крайне неравномерно и в соответствии с условиями ее возникновения в основном приурочивается к структурно приподнимавшимся (присводовым) участкам и уменьшается в структурно пониженных зонах.
На развитии и характере вторичной пористости уже после ее образования может сильно сказаться переотложение карбонатов, которое часто приводит к закрытию каналов, изоляции многих пустот и т. д. Следует отметить, что в пределах участков, заполненных нефтью и газом, явления переотложения карбонатов отсутствуют и, следовательно, здесь может сохраниться повышенная пористость; это еще более усложняет картину распространения пористости в карбонатных породах, и потому в них наблюдается значительное различие между общей и свободной пористостью. В известняках нередко рядом с крупными пустотами или ситчатыми известняками имеются значительные плотные блоки, практически лишенные пористости.
В соответствии с изложенным выше определение средней пористости карбонатных пород по данным изучения керна может быть успешным только в редких случаях (например, при сохранении первичной пористости). Обычно единственно надежным способом определения средней пористости является изучение данных эксплуатации — определение объема порового пространства по падению пластового давления газа при эксплуатации. Средняя пористость новых карбонатных газоносных залежей определяется по данным сходных эксплуатирующихся месторождений; этот способ позволяет получить более надежные данные, чем изучение керна.
Почти все изверженные и метаморфические породы, а также многие осадочные породы (соль, ангидрит, плотные известняки, особенно глинистые, плотные песчаники, глинистые сланцы) в ненарушенном состоянии имеют ничтожную пористость. Общая пористость таких пород составляет 0,05—2,0%, а открытая пористость часто равна нулю. Однако под влиянием процессов выветривания и тектонических нарушений эти породы могут становиться
трещиноватыми, причем при сравнительно, небольшом коэффициенте пористости они могут иметь очень хорошую проницаемость.
Следовательно, плотные, но трещиноватые породы могут быть высокопродуктивными нефте- и газоносными коллекторами. Однако в связи с тем, что трещиноватость и выветрелость обычно бывают связаны только с определенными зонами, такие коллекторы чаще всего бывают резко изменчивыми и не выдержанными.
Интересно отметить, что каменная соль благодаря своей относительно высокой пластичности не способна к сохранению зияющих трещин; на глубине пористость и проницаемость ее в большинстве случаев всегда ничтожны.
Основными нефте- и газоносными породами являются пески, песчаники, известняки и доломиты.
Общая пористость песков обычно превышает 25% и иногда 40%. Пористость песчаников, слагающих пласты промышленного значения, обычно колеблется в пределах 10—30%. Пористость доломитов и так называемых ситчатых известняков составляет 15—25%. Однако многие высокодебитные пласты имеют среднюю общую пористость всего лишь 5—10 %, а иногда и меньше.
Из табл. 17 видно, что общая пористость глин равна пористости песков, между тем известно, что коллекторские свойства песков и глин резко различны. Это различие связано с различием эффективной пористости и проницаемости указанных пород. Отсюда следует, что при сопоставлении коллекторских свойств пород рассматривать только общую пористость совершенно недостаточно. На проницаемость и эффективную пористость влияет содержание в породах связанной воды и нефти, зависящее от явлений поверхностного натяжения и капиллярности. Молекулярно-поверхностные явления имеют огромное значение для коллекторских пластов, ибо каждая пористая порода представляет собой сложнейшую систему пор и каналов с громадной общей поверхностью.
Благодаря силам поверхностного натяжения и явлению смачиваемости движение и распределение жидкостей в пористых породах не могут свободно подчиняться гравитационному закону.
Исходя из этого, каналы пористых пород можно подразделить на три группы: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные; размеры каналов указаны в табл. 18.
Таблица 18
Размеры каналов пористых пород
Поровые каналы
Диаметр каналов при трубкообразной форме,
eMf«M
Размер промежутка между поверхностями трещин, мм
Сверхкапиллярные
0,5
0,25
Капиллярные . .
0,5—0,0002
0,25—0,0001
Субкапиллярные .
0,0002
0,0001
Движение жидкостей в сверхка’пиллярных каналах происходит свободно,, полностью подчиняясь гравитационным силам. Движение жидкостей в капиллярных каналах встречает заметное сопротивление капиллярных сил и может происходить только в том случае, если давление превосходит эти силы. Движение жидкостей в субкапиллярных каналах встречает настолько сильное сопротивление капиллярных сил, что в естественных условиях течение жидкостей
по ним не происходит, за исключением особых случаев, например при уплотнении породы.
На условиях движения жидкостей в породах сказывается не только абсолютная величина поровых каналов, но и их конфигурация: чем более сложна эта конфигурация, тем больше площадь соприкосновения жидкости с породой, тем больше сил, тормозящих движение, тем меньше проницаемость породы.
Благодаря смачиваемости и силам поверхностного натяжения жидкости, находящиеся в породе, образуют пленку, обволакивающую зерна породы и заполняющую тонкие капилляры и сближенные участки между зернами. Эта пленка очень прочно связана с минеральными зернами. Молекулы жидкости, наиболее близкие к поверхности твердых зерен, настолько прочно удерживаются силами молекулярного притяжения, что образуют пленки, неотделимые от породы без нагревания до высокой температуры. Более отдаленные молекулы образлют так называемую рыхло связанную воду, которая может быть отделена от породы, например путем центрифугирования, но которая в природных условиях также практически неотделима от породы.
Расположение дипольных молекул воды по современным представлениям показано на фиг. 31.
Пленочная и рыхло связанная вода полностью заполняет субкапиллярные каналы и заметную часть капиллярных каналов, и ее наличие объясняет водо-, нефте- и газонепроницаемость глин и малую проницаемость тонкозернистых мелкопористых пород.
Формирование газовых (и нефтяных) залежей происходит вследствие вытеснения газом (или нефтью) воды из пористых пород коллекторов. При этом первичная причем се содержание в соответствии со меньше поры породы.
Рм
О
I .Рыхло связанная 'Айо сорбированная) вода
। .Прочно связанная Адсорбированная) вода
Связанная„ ,
■*50,5л1\ Свободная вода—
(микрона)
Фиг.
31. Расположение дипольных
молекул воды и график изменения силы молекулярного притяжения.
а — расположение дипольных молекул связанной воды; б — частица породы; Рм — сила молекулярного притяжения; г — расстояние от поверхности частицы породы.
вода остается в порах породы,сказанным выше тем больше, чем
Газоносные породы с различными размерами и конфигурацией пор, с различными условиями вытеснения первичной воды газом (в зависимости от температуры, минерализации воды, минералогического состава породы, предшествующего нефте-газопасыщения и т. д.) могут содержать различное количество остаточной пленочной воды. В крупнопористых породах остаточная вода составляет 5—10% от свободной пористости, в тонкопористых породах (алевритах) она может превышать 40—50%. Глины, как известно, содержат 100% связанной воды, так как газ (и нефть) не может заместить в них первичную воду даже при условии высокой газонасыщенности данного участка земной коры.
Некоторые американские авторы [3] дают графики, показывающие количество связанной (остаточной) воды в нефте-газоносных породах в зависимости от литологического состава и проницаемости пород. Этц графики вследствие сложности процессов вытеснения воды газом и нефтью не являются точными.
Эффективной пористостью для газоносных пород следует называть ту часть свободной пористости, которая занята газом. Для определения эффективной пористости из общей абсолютной пористости вычитается объем замкнутых пор и объем порового пространства, заполненный водой (или в некоторых случаях нефтью). При подсчете запасов газа и изучении вопросов газопроницаемости необходимо учитывать именно эффективную пористость породы.
Следует отметить, что определение эффективной пористости газоносных пород до сих пор представляет большие трудности в связи со сложностью отбора керна с сохранением естественной влажности, а также недостаточной разработанностью методики определения пористости и водонасыщенности по кароттажным данным. Обычные лабораторные определения пористости дают значения абсолютной пористости (методы сопоставления удельного и объемного веса) или открытой пористости (методы поглощения путем насыщения породы керосином или при помощи газовых порозиметров), так как они производятся после высушивания породы (при высокой температуре). Водо- насыщенность и, следовательно, эффективная пористость непосредственно определяются очень редко, и обычно поправка на содержание связанной воды делается по аналогии, что может привести к существенным ошибкам, так как содержание связанной воды может изменяться на несколько десятков процентов. •
Применительно к нефтеносным пластам термин «эффективная пористость» можно понимать двояко. Под эффективной пористостью нефтеносных пластов, так же как и газоносных, можно понимать объем пор, занятый нефтью, т. е. свободную пористость за вычетом объема связанной воды. Эффективная пористость в таком понимании определяет общие запасы нефти в породе.
Однако в отличие от газов, которые не имеют поверхностного натяжения и поэтому свободно перемещаются по капиллярным и даже субкапиллярным каналам, если они не заняты жидкостью, нефть, как и всякая жидкость, обладает поверхностным натяжением и, следовательно, не может свободно перемещаться по капиллярным и субкапиллярным каналам, так как удерживается молекулярно-поверхностными силами. Поэтому некоторые исследователи предлагают под эффективной или полезной пористостью понимать только тот объем поровых пространств, через который возможно движение жидкости (нефти или воды) под воздействием той или иной силы, соизмеримой с природными или техническими условиями. В таком понимании коэффициент эффективной пористости для нефтеносных пород близок к коэффициенту использования пор, который является произведением коэффициента нефтенасыщен- ности и коэффициента нефтеотдачи.
В нефтяных залежах, сформировавшихся в водоносных пластах в результате вытеснения воды нефтью (а таких месторождений большинство), оказывается заполненным нефтью только тот объем поровых пространств, через который возможно движение жидкости при обычных природных условиях, иными словами, коэффициент нефтенасыщенности должен быть близок к коэффициенту эффективной пористости. Из этого, однако, не следует, что при реальных условиях эксплуатации из нефтяной залежи может быть извлечено 100% нефти, находящейся в ней.
Проницаемость
Проницаемостью называется свойство твердых тел пропускать под действием перепада давлений жидкость и газ.
Теоретически все физические тела, в том числе и все горные породы, проницаемы. Известно, что при высоком давлении газы проходят даже через
металлы. Однако при температуре и давлениях, существующих в нефтегазоносных отложениях, газы в свободном состоянии могут передвигаться только по трещинам и через сообщающиеся между собой поры, не заполненные водой.
В процессе генезиса газовых месторождений существенное значение имеет диффузия газа через водонасыщенные породы, но при добыче газа значение имеет только движение свободных газов.
Выше уже рассматривался вопрос об условиях пребывания и движения газа, нефти и воды в пористых породах и капиллярных каналах и отмечалось, что проницаемость пород в очень значительной степени зависит от содержания пленочной и связанной воды. Именно наличие воды, удерживаемой капиллярными силами, делает такие породы, как глины, газо-, нефте- и водонепроницаемыми, несмотря на их высокую пористость.
Проницаемость в отношении нефте- и газоносности является важнейшим свойством горных пород. Породами-коллекторами газа и нефти, т. е. породами, которые могут содержать залежи газа и нефти и пласты которых могут давать в скважинах промышленные притоки газа и нефти (а также воды), могут быть только породы, обладающие достаточно высокой проницаемостью. Породы, обладающие высокой общей пористостью (например, глины), могут быть практически непроницаемы и поэтому не будут коллекторами. Очень плотные, но трещиноватые породы (известняки, метаморфические сланцы) при ничтожной общей пористости могут иметь высокую проницаемость и представлять высокодебитные продуктивные горизонты.
Пустоты в породе создают пространство, которое при благоприятных условиях может быть заполнено газом или нефтью, причем чем больше будет пористость, тем больше могут быть запасы газа на единицу объема породы. Однако только проницаемость, определяющая пропускную способность пористой среды, делает породы промышленными коллекторами газа. Величина проницаемости и изменение ее по площади наряду с мощностью пласта и пластовым давлением определяют дебит газовых скважин, легкость движения газа по площади газовой залежи и, следовательно, важнейшие эксплуатационные особенности месторождения и условия его разработки. Этим объясняется то внимание, которое уделяется вопросу изучения проницаемости газоносных пород.
Проницаемость есть понятие гидродинамическое. Поэтому нельзя говорить о численных значениях проницаемости, о коэффициенте проницаемости, не указывая условий движения газа, жидкости или их смеси через данную породу. Многочисленными опытами установлено, что при медленном движении жидкости и газов через пористую породу сопротивление движению пропорционально первой степени объемной скорости потока.
Фильтрация жидкостей через цилиндрический кусок породы при движении вдоль образующей цилиндра выражается формулой
Q = Щ?1-Р^ ,(Ш, 1)
где Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
к— коэффициент проницаемости;
F — площадь поперечного сечения породы, через которую движется жидкость;
Pv — давление в начале пути;
Р^ — давление в конце пути;
р — абсолютная вязкость жидкости;
L—длина участка перепада давлений от Pv до Pt.
Тот же закон для случая фильтрации газа имеет следующее выражение:
(Ш, 2)(Ш, 2)п кР^-Р^
(Ш, 2)
(Ш, 2)
Расход газа Q следует выражать в объемных единицах при среднем давлении, т. е. ——=, выраженном в ата.
Различие между этими формулами объясняется тем, что газ при движении по пористой породе с уменьшением давления расширяется и соответственно разность давлений заменяется для него разностью квадратов давлений.
Коэффициент проницаемости выражается в дарси или миллидарси и имеет размерность см2 (т. е. размерность площади). Коэффициент проницаемости зависит от размеров и конфигурации поровых каналов, по которым фильтруется движущийся газ, жидкость или их смесь, и обусловливается трением, которое испытывает указанный поток при фильтрации через ту или иную породу. Следует, однако, указать, что при фильтрации конкретного вещества (газа или жидкости) по конкретной породе могут возникать дополнительные обстоятельства, которые могут увеличивать сопротивление движению потока.
Рассмотрим некоторые примеры изменения проницаемости породы.
Сухая порода имеет наибольшую проницаемость, так как в ней все поры свободны. Та же порода, содержащая пленочную воду или нефть, обладает меньшей проницаемостью вследствие уменьшения сечения поровых каналов для свободного движения потока.
В соответствии с этим проницаемость высушенного в лаборатории образца породы при определении газом будет больше проницаемости образца с естественной влажностью, а также больше проницаемости высушенного образца, при определении его проницаемости жидкостью (водой, керосином и пр.).
Таблица 19
Коэффициенты проницаемости пород
Ясно, что чем крупнее поры породы, тем меньше отличается коэффициент пр они-
Порода
Коэффициент проницаемости (в миллидарси), определенный при помощи
цаемости, определенный при помощи жидкости, от коэффициента проницаемости,
керосина
газа
определенного при помощи газа (табл. 19).
Суглинок
Алевролит
Алеврит
Супесь
Песчаник . .'
10,6
11,7
57,1
262,5
1387,7
23,2
17,7
90,7
336,5
1487,0
При течении газированной жидкости через породу или при .продвижении жидкости в газонасыщенную породу благодаря капиллярности и силам поверхност-
ного натяжения возникают
дополнительные сопротивления, которые нужно учитывать особым образом.
При продвижении контурной воды в пределы газовой или нефтяной залежи некоторые породы, особенно глинистые пески, могут вследствие гидратации и набухания глинистых частиц существенно (иногда в десятки раз) уменьшать свою проницаемость.
Таким образом, пески или алевриты, высоко проницаемые для газа, могут быть практически непроницаемы для воды. При этом нужно иметь в виду, что вода различной минерализации обладает различной способностью смачивать и гидратировать минеральные зерна, следовательно, различная по минерализации вода будет показывать различную проницаемость.
Как известно, коэффициент проницаемости определяется при линейном законе фильтрации, однако при больших скоростях фильтрация происходит по смешанному закону, следовательно, сопротивление движению вещества (газа или жидкости) увеличивается и при расчетах движения газа к забою- нужно учитывать это возможное увеличение сопротивления.
Следует отметить, что лабораторные определения проницаемости путем изучения керна продуктивных пластов очень трудно использовать для расчета дебита скважин, продвижения контурных вод и т. д., и при этом, как правило, нельзя применять осредненные коэффициенты проницаемости, одинаковые для газовой части пласта, переходной зоны и водоносной области.
Определение проницаемости газоносных пластов по данным промысловых наблюдений и исследований газовых и водяных законтурных скважин важно не только потому, что отрывочные данные изучения керна трудно осреднить для определения проницаемости по всей мощности и всей площади пласта из-за малого числа определений, но и потому, что лабораторные определения производятся в условиях, отличающихся от условий, существующих в пласте (высушенная порода без пленочной воды), при помощи гомогенных потоков и т. д.
Некоторые исследователи вводят понятия абсолютной или физической и эффективной проницаемости. Вряд ли термин «абсолютная проницаемость» является удачным, ибо коэффициент проницаемости может быть определен только при конкретных условиях для данного конкретного вещества (газа или жидкости), при определенной температуре и давлении, при определенном количестве пленочной жидкости и т. д. Поэтому можно говорить только о коэффициенте проницаемости, определенном при стандартных условиях.
Нужно отметить, что такие стандартные условия пока не разработаны и разные лаборатории определяют коэффициенты проницаемости при разных условиях. Однако при определении проницаемости при помощи газа значения проницаемости, определенные различными лабораториями, обычно вполне сопоставимы.
Итак, на основании сказанного выше можно различать:
общую (стандартную, физическую) проницаемость — проницаемость породы для гомогенного потока при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия его с породой; определяется газом при фильтрации по линейному закону;
эффективную проницаемость — проницаемость реальной породы для гомогенной жидкости при определенном физико-химическом взаимодействии ее с породой;
фазовую эффективную проницаемость — проницаемость породы для данного вещества (газа или жидкости) при наличии в породе других веществ, например фазовая проницаемость для газа при наличии в пласте воды или проницаемость для газа и нефти при наличии воды;
относительную проницаемость — отношение эффективной проницаемости данного потока к общей проницаемости;
относительная фазовая проницаемость — отношение фазовой эффективной проницаемости к эффективной проницаемости.
Изменение фазовой проницаемости при изменении соотношения пластовых потоков газа или жидкости имеет большое значение при разработке нефтяных месторождений, где приходится встречаться с движением газированной нефти. Для газовых месторождений этот вопрос менее актуален, но й здесь это изменение фазовой проницаемости имеет значение при движении краевой и подошвенной воды в пределы газовой залежи, но оно пока еще мало изучено.
Значения эффективной проницаемости промышленно газоносных пород варьируют в значительных размерах. Низший предел газопроницаемости составляет несколько десятков миллидарси, может быть даже несколько единиц миллидарси; при проницаемости 30—40 миллидарси газоносные пласты с высоким давлением уже могут дать промышленные притоки газа. Большинство
газоносных пластов имеет проницаемость в несколько сот миллидарси. Максимальные значения проницаемости пластов на некоторых газовых месторождениях СССР достигают 2000—3000 миллидарси.
Очень большое значение для проницаемости пласта в целом имеют трещиноватость и закарстованность. По трещинам и карстовым ходам движении вещества (газа или жидкости) происходит наиболее легко, и даже весьма плотные породы при достаточно развитой системе трещин могут иметь высокую проницаемость.
Осадочные породы в огромном большинстве случаев имеют различную проницаемость в направлении напластования и перпендикулярно к нему. Это различие обусловливается расположением зерен породы и наличием пропластков различной проницаемости.
Теоретически чистый кварцевый песок, состоящий из изометричных зерен, должен иметь одинаковую проницаемость во всех направлениях. Однако такой песок встречается очень редко. Небольшая примесь пластинчатых частиц, например слюды или глинистых минералов, может уменьшить вертикальную проницаемость в 2—3 раза по сравнению с горизонтальной.
Еще резче сказывается наличие пропластков; даже тонкие пропластки глин, а также прослои плотных известняков, ангидритов и т. п. могут практически полностью изолировать разделенные ими пласты—коллекторы. Иногда непроницаемые или малопроницаемые породы залегают внутри газо- и нефтеносных пачек в виде линз, и тогда существуют обходные пути для сообщения различных участков газоносного горизонта.
Газоносные горизонты некоторых крупных газовых месторождений представляют собой тонкое и иногда тончайшее переслаивание прослойков и линзочек глин и песка. Естественно, что в этом случае вертикальная проницаемость может быть в десятки раз меньше горизонтальной.
К сожалению, определение различия вертикальной и горизонтальной проницаемости по данным изучения керна не может дать надежных результатов, так как это различие определяется выдержанностью прослоев по площади, а такую выдержанность невозможно изучить по образцу диаметром в несколько сантиметров. ■
Необходимо обратить серьезное внимание на разработку методики определения вертикальной проницаемости газоносных пластов и пачек по данным исследования скважин, ибо величина вертикальной проницаемости и отношение вертикальной и горизонтальной проницаемости определяют влияние характера и степени вскрытия пласта на дебит скважин, возможность и условия подтягивания конуса подошвенной воды, т. е. определяют Важнейшие элементы разбуривания и разработки газовых месторождений.
Гранулометрический состав пород
Механическим или гранулометрическим составом породы называется соотношение содержания в ней частиц различной величины в весовых процентах.
Различают гранулометрическую и гидравлическую крупность частиц.
Под гранулометрической крупностью понимают абсолютные размеры частиц породы, которые определяются ситовым анализом. Гидравлическая крупность определяется скоростью оседания частиц в вязкой жидкости. Для этого при лабораторных анализах обычно применяют воду, но в промысловой практике большое значение имеет скорость оседания частиц в нефти и газе.
Определение гранулометрической крупности требуется для характеристики пористости, удельной поверхности породы, капиллярных сил, т. е. проницаемости, а также для определения ширины щелей фильтра.
Определение гидравлической крупности необходимо для гидравлических расчетов условий выноса частиц породы из пласта и по стволу скважины.
Обломочные породы, как известно, по крупности зерна подразделяются на галечники, гравий, пески, алевриты и глины Большая часть газоносных пород представлена песками и алевритами или (при цементации) песчаниками и алевролитами. Песками называются породы с частицами размером 0,5— 0,1 мм, алевритами — породы с частицами размером 0,1—0,01 мм. Глины имеют частицы размером менее 0,01 мм.
Глинистые породы, как указывалось выше, благодаря водонасыщенности и малой проницаемости не бывают продуктивны (за исключением уплотненных трещиноватых пород).
Тонкозернистые алевриты, которые являются плохими коллекторами для нефти, могут быть достаточно проницаемыми для газа. Вероятно, в связи с этим даже в пределах нефтеносных районов тонкозернистые алевритовые пласты оказываются чисто газовыми [4].
Результаты гранулометрического анализа пород принято давать в таблицах с разделением по величине фракций определенных размеров, а также в виде графиков. Графики удобнее строить двух типов:
кривые распределения зерен песка по размерам [5];
кривые суммарного механического состава [5].
Кривые первого типа дают ясное представление о средней величине зерен песка и его неоднородности, тогда как по кривым суммарного состава удобно определять процентное содержание фракций песка с частицами диаметром больше или меньше определенной величины.
Методику гранулометрического анализа и использование его данных для практики можно найти во многих руководствах. Здесь мы остановимся только на определении размеров отверстий фильтра по гранулометрическому составу и на связи неоднородности гранулометрического состава с пористостью породы.
Известно, что даже рыхлый песок при прохождении через отверстия небольшого диаметра способен образовывать как бы своды из относительно более крупных частиц. Эти своды устойчивы и не пропускают основной массы песка. Эмпирически установлено, что такие своды для прямоугольной щели фильтра образуются, если ширина щели не превышает удвоенного, а для йруглых отверстий утроенного размера сита, на котором задерживаются крупные фракции песка в количестве 10 % от общего веса образца породы.
Диаметр зерен гравийного фильтра, удерживающего подобный песок, должен быть в 10—12 раз больше указанного размера отверстий сита.
Коэффициент неоднородности песка принято определять по отношению диаметра зерен песка фракции, которая в сумме со всеми более мелкими фракциями составляет 60% вес. от всей породы, к диаметру фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% вес. от всей породы.
№ образца
Коэффициент неоднородности
Пористость, %
1
4
35,0
2
8
36,2
3
9
35,2
4
16
32,7
5
14
27,3
Совершенно однородный песок, все зерна которого равны между собой, имеет коэффициент неоднородности равный единице.
Коэффициент неоднородности нефте- и газоносных песков СССР изменяется от 1,1 до 20.
По данным АзНИИ наблюдается следующее соотношение между пористостью и коэффициентом неоднородности:
Из этой таблицы видно, что с увеличением коэффициента неоднородности пористость убывает, однако эта закономерность не строго выдержана, что вполне понятно, так как коэффициент пористости зависит от многих факторов, а не только от механического состава.
Удельная поверхность породы
Удельной поверхностью называется суммарная поверхность частиц породы в единице объема. Этот параметр весьма важен, так как именно с величиной удельной поверхности связаны все молекулярно-поверхностные ка-
пиллярные силы и, следова-
Диаметр зерен, мм
Поверхность зерен,содержащихся в 1 ж3 песка, л2
Диаметр зерен, мм
_тельно, такие свойства, как
Поверхность,
зерен содер- проницаемость, адсорбцион- жащихся в ная способность и содержа- 1 ж3 песка, ние пленочной погребенной мводы. К сожалению, удель-
0,589 0,417 0,208
7187
10 ИЗ 20 276
0,147
0,104
0,074
ная поверхность породы до 28 664сих пор определяется очень
56 306редко, и недостаточно ясно,
насколько точно можно опре-
делять по этому параметру содержание погребенной воды, что весьма важно с практической точки зрения. Суммарная поверхность песчинок в равномернозернистом песке различной крупности имеет величины, указанные в таблице.
УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕИ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Газ в земной коре может находиться в виде сухих газовых скоплений или может быть растворен в подземных водах и в нефти. Промышленное значение имеют только сухие газовые скопления и газы, растворенные в нефти.
Рассмотрим только собственно газовые месторождения.
Газовые месторождения могут быть однопластовыми, когда на данной площадц имеется только одна газовая залежь, и многопластовыми, когда несколько залежей располагается одна над другой.
Газовые залежи располагаются в верхних частях пористых пород (коллекторов), в так называемых ловушках. Ниже газа в этих пластах располагается нефть или вода. В зависимости от характера ловушек, условий залегания и протяженности газоносных пород и отношения к подстилающей воде газовые залежи могут быть подразделены на несколько типов. Наиболее детальную классификацию нефтяных и газовых залежей и типов ловушек, к которым они приурочены, дал И. О. Брод [6], и мы на ней не будем останавливаться.
Ловушки, задерживающие газ при его миграции по пласту, могут быть чисто структурными или связанными с изменением или выклиниванием кверху газоносного коллектора, а также с экранированием коллектора размывом или тектоническим разрывом.
Простейший тип структурной ловушки — куполовидная антиклиналь.
Важнейшими параметрами газо-нефтяной пластовой залежи, приуроченной к куполовидной ловушке, являются:
высотное положение контакта газ — нефть и нефть — вода или, если нефти нет, контакта газ—вода;
этаж газоносности — разность высоты высшей точки газовой залежи и высоты контакта газ—вода или газ—нефть;
этаж нефтеносности — разность высот контактов газ—нефть и нефть— вода;
внутренний контур газоносности — линия пересечения контакта газ—вода или газ—нефть с нижней поверхностью (подошвой) продуктивного пласта;
внешний контур газоносности — линия пересечения контакта газ— вода или газ—нефть с верхней поверхностью (кровлей) продуктивного пласта.
Контакт нефть—вода образует соответственно внутренний и внешний контуры нефтеносности.
В соответствии с соотношением газа, нефти и воды в газо-нефтяной залежи можно различать газовую, газошефтяную, нефтяную, водо-нефтяную части и законтурную (водяную) область. Проекции этих частей залежи на горизонтальную плоскость называются газоносной площадью, газо-нефтеносной площадью и т. д. Если в данной залежи нет нефти, то мы имеем газо-водоносную площадь. Для куполовидной пластовой газовой залежи характерна возможность продвижения краевой воды по всей периферии залежи, и при разработке таких залежей всегда следует учитывать эту возможность.
Среди куполовидных залежей следует различать пластовые куполовидные и массивные залежи. Массивными залежами называются газовые и нефтяные залежи, в которых этаж газо-нефтеносности меньше мощности вмещающего продуктивного коллектора. Вследствие этого вода подстилает всю площадь газо-нефтяной залежи.
В эксплуатационном отношении массивные залежи существенно отличаются от пластовых. Они на всей своей площади подстилаются так называемой подошвенной водой, которая при эксплуатации может подсасываться к скважине, пробуренной на любой части газоносной площади.
Отличие условий эксплуатации залежи, экранированной разрывом или выклиниванием, заключается в том, что экран препятствует притоку жидкости с одной стороны, но при этом залежь может иметь водонапорный режим, подошвенную воду и т. д. в результате движения воды с другой стороны.
Если газовая залежь приурочена к изолированной линзе пористой породы или к блоку, ограниченному со всех сторон газо- и водонепроводящими разрывами, то условия эксплуатации ее существенно отличаются от описанных выше, так как в этом случае какое бы то ни было поступление воды в газовую залежь невозможно. Это определяет газовый режим залежи и отсутствие опасности обводнения скважин при эксплуатации.
Ловушки, связанные с выклиниванием коллекторских пород вверх по восстанию или с изменением их коллекторских свойств, сходны с предыдущим типом экранированных залежей. Однако среди них не может быть массивных залежей. Кроме того, для них характерно существенное ухудшение коллекторских свойств вверх по восстанию пласта, что имеет большое значение для расположения эксплуатационных скважин; для таких залежей нельзя рекомендовать бурение эксплуатационных скважин в самой верхней части залежи.
Рассмотрим подробно вопрос о характере контакта газ—вода и о присутствии в газоносных пластах остаточной воды, так как еще до сих пор у многих теологов имеются ошибочные представления по этому вопросу.
Как известно, в соответствии с условиями формирования газовых месторождений пласт-коллектор первоначально всегда заполнен водой и только постепенно эта вода отжимается газом книзу. При этом в газоносной толще «остается значительный процент воды, которая образует сплошную пленку на частицах породы и заполняет мелкие поры.
Многие исследователи полагают, что контакт газ—вода представляет собой горизонтальную плоскость, по которой водонасыщенная часть пласта - резко переходит в сухую газоносную часть. В действительности положение
6 Заказ 1377.
Смотровая труба ЗляСмотровая труба ЗляФиг. 32. Схема различных форм воды в грунте (по Н. А. Качинскому).Фиг. 32. Схема различных форм воды в грунте (по Н. А. Качинскому).1 — частица почвы; 2 — вода выпавшего дождя; 3 — пленка гигроскопической воды; 4 — почвенный воздух с парами воды; 5 — пленочная вода, под которой Н. А. Ка- чинский понимает рыхло связанную воду; 6 — зона открытой капиллярной воды, где вода и воздух заполняют поры вперемежку; 7 — капиллярная вода; 8 — зона сомкнутой капиллярной воды; 9 -— уровень грунтовой воды;10 — грунтовая вода.газовой залежи. Это1 — частица почвы; 2 — вода выпавшего дождя; 3 — пленка гигроскопической воды; 4 — почвенный воздух с парами воды; 5 — пленочная вода, под которой Н. А. Ка- чинский понимает рыхло связанную воду; 6 — зона открытой капиллярной воды, где вода и воздух заполняют поры вперемежку; 7 — капиллярная вода; 8 — зона сомкнутой капиллярной воды; 9 -— уровень грунтовой воды;10 — грунтовая вода.газовой залежи. Это
Смотровая труба Зля
Смотровая труба Зля
Фиг. 32. Схема различных форм воды в грунте (по Н. А. Качинскому).
Фиг. 32. Схема различных форм воды в грунте (по Н. А. Качинскому).
1 — частица почвы; 2 — вода выпавшего дождя; 3 — пленка гигроскопической воды; 4 — почвенный воздух с парами воды; 5 — пленочная вода, под которой Н. А. Ка- чинский понимает рыхло связанную воду; 6 — зона открытой капиллярной воды, где вода и воздух заполняют поры вперемежку; 7 — капиллярная вода; 8 — зона сомкнутой капиллярной воды; 9 -— уровень грунтовой воды;
10 — грунтовая вода.
газовой залежи. Это
1 — частица почвы; 2 — вода выпавшего дождя; 3 — пленка гигроскопической воды; 4 — почвенный воздух с парами воды; 5 — пленочная вода, под которой Н. А. Ка- чинский понимает рыхло связанную воду; 6 — зона открытой капиллярной воды, где вода и воздух заполняют поры вперемежку; 7 — капиллярная вода; 8 — зона сомкнутой капиллярной воды; 9 -— уровень грунтовой воды;
10 — грунтовая вода.
газовой залежи. Это
иное. Известно, что вода, смачивая минеральные зерна, может подниматься благодаря капиллярным силам по поровым каналам в сухую породу, контактирующую с водой, — это так называемый фитильный эффект. Высота подъема воды зависит от диаметра капиллярных каналов: чем меньше диаметр канала, тем выше поднимается вода. Поровые каналы в горных породах имеют различные очертания и размеры. В крупных каналах вода будет мало подниматься над водонасыщенной частью пласта, а в мелких — больше и, таким образом, контакт газ—вода будет представлять собой не поверхность, а целую переходную зону. Высота этой переходной зоны зависит от того, насколько однородны и крупны поровые каналы. В карстовых известняках и трещиноватых породах, где каналы сравнительно велики, эта переходная зона невелика — не более 0,5 м\ в песчаниках она может достигать нескольких метров.
Величина капиллярных сил предопределяет возможность подъема воды на 5—6 ж, а карот- тажные данные иногда показывают большие значения подъема. Этот вопрос изучен еще недостаточно. Естественно, что капиллярная вода, находящаяся в переходной зоне, не так крепко связана с породой, как пленочная вода, и поэтому скважина, вскрывшая пласт в переходной зоне, будет давать при достаточно высоком дебите не сухой газ, а газ с капельками воды.
Распределение воды в пористой породе наиболее полно изучено гидрогеологами в грунтах (фиг. 32).
Рассмотрим теперь вопрос о положении контакта газ—вода. В соответствии с гравитационными законами этот контакт должен быть близок к горизонтальному, однако ряд факторов может отклонить его от горизонтального.
Во-первых, его могут смещать капиллярные силы. Если контакт газ—вода располагается в тонкозернистой части пласта, то он может находиться на несколько метров выше, чем в крупнозернистой части пласта.
Во-вторых, к смещению уровня газ—вода приводит изменение напора воды по площади ние может зависеть от движения воды и от из
менения ее минерализации (удельного веса).
Напор краевой или подошвенной воды в разных частях газовой залежи при определенных гидрогеологических условиях может отличаться на десятки метров водяного столба.
Аналогичное влияние на положение контакта газ—вода может оказывать и изменение минерализации (удельного веса) краевых вод, которая также может обусловить изменение напора вод в разных частях контакта газ—вода. Этот случай рассмотрен В. П. Савченко [7], давшим следующую формулу для расчета положения контактов газ—вода и газ—нефть:
Аг — ——
где hr — разность высотного положения контакта газ — вода (или нефть — вода) в точках, у которых напор подошвенной воды отличается на /г м вод. ст.;
у в — удельный вес пластовой воды;
уг — удельный вес газа (или нефти) в пластовых условиях.
Для газа величина ■——— близка к единице и поэтому hr = h, т. е. наклон контакта газ — вода равен наклону пьезометрического напора.
Таким образом, контакт газ—вода в газовой залежи должен быть горизонтальным в случае однородности коллектора, отсутствия заметного движения вод в продуктивном пласте и одинаковой минерализации краевых вод в пределах газовой залежи. В противном случае контакт газ—вода будет наклонным, причем наклон контакта может достигать нескольких метров на 1 км. Из известных газовых месторождений СССР большинство имеет контакт газ—вода, близкий к горизонтальному, но бугурусланские газовые и газо-нефтяные месторождения характеризуются значительным наклоном контактов.
Давление газовой залежи
Одно из важнейших свойств газовой залежи — давление, под которым газ находится в ней.
Это давление определяет удельные запасы газа в пласте, дебит газовых скважин и условия эксплуатации как отдельных скважин, так и всего месторождения в целом.
Давления газовых залежей в большинстве случаев определяются напором краевых вод. Обычно давление пластовой воды и газа увеличивается на 1 ат с углублением на каждые 10 м. Однако пластовые давления не всегда точно соответствуют глубине залегания газа. Иногда сообщение между различными водоносными пластами затруднено, и давления в разных пластах или в разных частях одного и того же пласта могут отличаться от нормального
В некоторых случаях имеются изолированные блоки или линзы. В изо- : лированных песчаных линзах или зонах, залегающих в глинистых толщах, давление иногда может быть значительно выше гидростатического. Так, | на побережье Мексиканского залива в США имеется целая полоса, характе- i ризующаяся сверхдавлением. Здесь на глубинах около 3000 м давление газовых залежей достигает 700 ат. Это можно объяснить созданием давления в уплотняющихся породах под влиянием нагрузки вышележащих толщ или тем, что в изолированных песчаных зонах давление могло повышаться в результате процессов образования газа, как это наблюдается в меньших размерах при любом бродильном процессе.
; Иногда наблюдается ненормально низкое давление, что объясняется или чисто гидрогеологическими причинами, или явлениями подземного окисления углеводородов.
Примером этого может служить Терский хребет или район г. Ставрополя, ■ где некоторые среднемиоценовые газоносные залежи, располагаясь на глубине нескольких сотен метров, имеют пластовые давления 1—2 ат. Это необычайно низкое давление объясняется тем, что месторождения приурочены к высоким возвышенностям и давление определяется напором воды в близлежащих глубоких долинах.
Давление в единой газовой залежи до начала разработки всегда одинаково по всей площади залежи, но оно изменяется по высоте пласта. Это изменение пластового давления газа с высотой сравнительно незначительно, однако при точных вычислениях оно должно учитываться. Если удельный вес
природного газа равен 0,77 по воздуху, то 1 см3 такого газа будет весить 0,001 г. При пластовом давлении 100 ат 1 см3 газа будет весить 0,1 г, и соответственно столб такого газа высотой 10 м будет создавать- давление 100 Г {см3, или 0,1 ат. Напомним, что 10 м воды создают напор в 1 ат. Таким образом, даже при таком сравнительно высоком давлении, как 100 ат, напор газа будет в десять раз меньше напора воды, а при давлении 50 ат — в 20 раз меньше. Все же при давлении 100 ат и при этаже газоносности в 100 м разность давления газа в верхней и нижней частях газовой залежи будет составлять 1 ат, т. е. величину, которую необходимо учитывать при точных расчетах.
При сопоставлении напора краевой воды с давлением газа (а также при определении соответствия давления газа глубине залегания газовой залежи) необходимо сравнить давления воды и газа на абсолютной отметке контакта газ—вода, а не на отметке кровли газовой залежи. При этаже газоносности в 100 м разность напора воды на контакте газ—вода и на уровне верхней части газовой залежи будет составлять около 10 ат.
Давление газа более высокое, чем полагается по глубине, часто объясняется большой высотой газовой залежи. На это следует обращать особое внимание при много пластовых газовых месторождениях, где пласты с относительно более высоким давлением обычно обладают большим этажом газоносности и, наоборот, пласты с невысоким давлением имеют небольшой этаж газоносности. Таким образом, по относительному давлению можно судить о положении контакта газ—вода.
Режимы газоносных пластов
Знание режима газоносных пластов имеет очень большое значение для общего познания газовых и нефтяных месторождений и для их эксплуатации. Режим месторождения или, вернее, отдельных залежей, входящих в состав этого месторождения, определяется энергетическим балансом продуктивного пласта. Режим определяет количество мобильной энергии, которая способствует извлечению газа и нефти из пласта, а также изменение этой энергии в течение эксплуатации. Таким образом, режим определяет основные условия эксплуатации. Знание режимов пластов месторождения дает возможность составлять прогнозы падения давления и дебита скважин этого месторождения, условий и времени обводнения скважин и т. д. Ниже приводятся основные сведения о режимах газовых месторождений. Более подробные данные о режимах газовых и нефтяных месторождений можно найти в ряде современных изданий [2, 8, 9, 10, 11].
Режим пластов газового месторождения может быть газовым и водонапорным.
Режим называется газовым или режимом расширяющегося газа, если единственной силой, движущей газ в пласте, является давление самого газа.
Режим называется водонапорным, если в процессе эксплуатации в газовую залежь поступает краевая вода, восстанавливающая давление газа.
Водонапорный режим в соответствии с силами, действующими на воду, и с относительной скоростью продвижения воды можно подразделить на упруго-водонапорный и собственно водонапорный (если можно так сказать, артезианский) В последнем случае можно говорить об идеальном водонапорном режиме, при котором вода успевает полностью заместить газ или нефть, отобранные из продуктивного пласта, и об отстающем водонапорном режиме, при котором вода успевает только частично заместить отобранный из пласта газ или нефть.
Режим пластов зависит от геологического строения и гидрогеологических условий месторождения, с одной стороны, и от темпов разработки, с другой, и соответственно каждая отдельная залежь в многопластовом месторождении и каждый отдельный блок могут иметь различный режим.
Следует отметить, что вопрос об изучении режимов нефтеносных и газоносных пластов до настоящего времени окончательно не решен.
Наиболее проста для изучения газовая залежь, приуроченная к изолированной линзе или блоку пористой породы.
Соответствующий коллектор может быть полностью заполнен газом, или же нижняя часть его может содержать воду. Однако если количество воды в коллекторе будет незначительно, то ее поведение практически не влияет на условия разработки газовой залежи: вода останется неподвижной, пассивной. В такой газовой залежи будет газовый режим и среднее давление будет падать прямо пропорционально проценту извлеченного газа.
Другим простым для расчета режимом газоносного пласта является идеальный водонапорный режим.
Этот режим возможен, когда краевые воды при эксплуатации нефтяных и газовых залежей поступают настолько интенсивно, что успевают полностью возместить количество жидкости, извлекаемой из месторождения. В соответствии с этим никакого падения давления в залежи не происходит. Этот водонапорный, или гидравлический, режим существует, повидимому, только в очень немногих газовых месторождениях. Условия для его существования следующие: большая мощность пласта, вмещающего газовую залежь, высокий напор, близость области питания.
Обязательным условием идеального водонапорного режима является хорошая проницаемость продуктивного пласта, так как в плохо проницаемом пласте всякое, даже незначительное, увеличение отбора приведет к значительному падению пластового давления.
При идеальном водонапорном режиме падения пластового давления во время эксплуатации не будет или, вернее, оно будет соответствовать только подъему воды над первоначальным положением газо-водяного контакта.
Водонапорный режим встречается чрезвычайно редко. Известно только одно газовое месторождение («Дагестанские Огни» в Южном Дагестане), имеющее водонапорный режим в буквальном смысле этого слова или режим, весьма близкий к нему [8].
Исключительно быстрое продвижение воды в месторождении «Дагестанские Огни» обусловливалось сочетанием весьма редких условий: мощным водоносным горизонтом в карстовых известняках; близостью области питания; напором, большим, чем соответствующий гидростатический напор; расположением месторождения в области движущейся воды; залеганием газа в трещиноватых, а не в равномерно пористых породах.
По существу режимы всех газовых месторождений являются водонапор- j ными отстающими, но имеют различные коэффициенты возмещения. Газовый I и идеальный водонапорный режимы представляют собой только крайние слу- | чаи водонапорного отстающего режима; у газового режима коэффициент воз- I мещения стремится к нулю, у идеального водонапорного — к единице. Коэффициентом возмещения будем называть отношение объема воды, поступающей в эксплуатирующуюся газовую залежь за определенное время, к объему газа ; (в пластовых условиях), отобранного за тот же период.
| Так, если за год из залежи, имеющей среднее пластовое давление 100 ат, I добыто 100 млн. л3 газа, то при властовых условиях это будет составлять > 1 млн. л»3; если за это время в залежь поступило 100 000 л3 воды, то коэффи- ; циент возмещения будет равен 10%.
Коэффициент возмещения у большинства газовых месторождений с отстающими водонапорными режимами обычно очень мал, и, следовательно, эти режимы приближаются к газовому. Надежных определений и расчетов коэффициента возмещения для газовых месторождений до сих пор сделано очень мало, но мы полагаем, что в большинстве случаев этот коэффициент не превышает 20%. Коэффициент возмещения во время эксплуатации залежи почти всегда увеличивается.
Остановимся на водоупругом режиме. Во всех случаях падения давления в газовой залежи в нее начинает поступать краевая вода и в связи с этим давление в водоносной части пласта начинает снижаться. Только при идеальном водонапорном режиме снижение давления в краевой воде может быть небольшим. Когда идеальный водонапорный режим отсутствует, давление может снизиться значительно, и это снижение будет распространяться на всю водоносную площадь пласта. Именно перепад давлений в пределах водоносной части пласта будет обусловливать приток воды к газовой залежи.
Снижение давления в водоносной части пласта приводит к упругому расширению воды, и, несмотря на то, что коэффициент упругого расширения воды очень мал (1 : 22000 на 1 ат изменения давления), при больших объемах водоносной части пласта это упругое расширение воды может иметь серьезное значение. Однако точную количественную оценку этому фактору дать очень трудно.
Для более или менее точных расчетов влияния упругости воды при разработке газовых месторождений необходимо провести специальные исследования по распределению давления в продуктивном пласте вокруг эксплуатируемых залежей и по выделению растворенного газа в пластовых условиях.
Необходимо отметить, что на режим эксплуатирующегося месторождения, несомненно, будут оказывать влияние близлежащие газовые залежи.
Если вблизи эксплуатирующегося месторождения в том же пласте находится неэксплуатирующаяся газовая залежь (известная или неизвестная), то пластовое давление вследствие расширения этой залежи должно снижаться медленнее, чем при отсутствии ее.
Кроме того, необходимо выяснить вопрос о том, как могут влиять на изменение объема газового пространства продуктивного пласта упругие изменения объема самой породы. Нет сомнения, что этот фактор имеет некоторое значение, но научно обоснованных данных для его количественной оценки у нас нет.
Необходимо особо остановиться на вопросе об изменениях проницаемости продуктивного пласта в зоне контакта газ—вода и вообще вблизи газовой залежи. Для этой зоны характерны особые условия, благодаря которым и пористость и проницаемость здесь могут изменяться по сравнению с остальной площадью пласта. Пористость и проницаемость в пределах газовой залежи в зоне контакта и в водоносной части пласта могут существенно различаться. Поэтому, изучив пласт в какой-либо одной зоне, нельзя безоговорочно распространять эти данные на всю площадь пласта.
Укажем несколько факторов, которые закономерно влияют на изменение пористости и проницаемости пласта вблизи газовых залежей.
В случае приуроченности газовой залежи к верхней части известнякового массива можно утверждать, что чаще всего пористость и проницаемость с увеличением глубины ухудшаются, так как при этом они обычно бывают связаны с закарстованностью, а карст с увеличением глубины почти всегда затухает.
Если пористость карбонатных пластов не связана с карстом (первичная пористость известняков, пористость, связанная с доломитизацией, и т. д.), то ухудшения ее с глубиной может не наблюдаться. Как в известняке, так и в известковистых песчаниках происходит перекристаллизация карбонатов,
причем в условиях медленного движения подземных вод эта перекристаллизация ведет к уменьшению эффективной пористости и проницаемости вследствие цементации поровых каналов. Эти явления цементации обычны для водоносной части пласта и практически отсутствуют в газоносной и нефтеносной частях, так как при отсутствии воды переотложения карбонатов не происходит. По этой причине эффективная пористость в газоносных и нефтеносных частях пластов должна быть близка к той, которая имелась во время формирования газо-нефтяной залежи, т. е., как правило, она должна быть выше, чем в водоносной части пласта.
Известно, что многие песчаники содержат глины, частицы которых очень сильно набухают в воде (монтмориллонитовые глины). Вода разной минерализации действует в этом отношении различно. Вода с меньшей минерализацией более агрессивна, хотя имеет значение и ионная характеристика раствора.
М. Барышев и С. Г. Мовсесян указывают, что ряд залежей в Баку при эксплуатации и резком падении давления не показывает продвижения воды именно вследствие разбухания глинистых частиц в песках.
П. Савченко установил, что ряд газовых месторождений Бугурусланского района, приуроченных к терригенным верхнепермским отложениям, имеет газовый режим, причем пьезометрические водяные скважины, расположенные в 120 м от контакта газ—вода, показывали падение напора воды всего лишь на 3—4 м, тогда как давление в газовой залежи упало на 15 ат. При сопоставлении этого факта с данными о падении давления в неэксплуатиро- вавшихся пьезометрических газовых скважинах, где перепад давления при удалении от эксплуатирующихся скважин на расстояние 5 км составлял всего лишь 1 ат, становится ясно, что в этих месторождениях зона контакта газ—вода имеет пониженную проницаемость.
Б. П. Савченко указывает, что близлежащие газовые месторождения, -общие гидродинамические условия которых очень сходны с гидродинамическими условиями указанных выше месторождений, но приурочены к карбонатным коллекторам, характеризуются весьма заметным продвижением краевых вод.
Существенно затрудняет поступление воды в некоторые газовые залежи нефтяная оторочка. Иногда газовые залежи имеют нефтяную оторочку, отделяющую их от краевой воды. Нефтяная оторочка может не иметь промышленного значения, если ее высота равна всего лишь 2—3 м или если на границе газа и нефти имеются только пески, смоченные нефтью. Такое слабое насыщение нефтью вследствие капиллярных сил, возникающих на границах газа и нефти, а также нефти и воды, может значительно уменьшить проницаемость пограничной зоны газовой залежи.
Все указанные факторы приводят к ухудшению проницаемости в зоне контакта газ—вода, и отсюда можно сделать вывод, что в некоторых (и, вероятно, не очень редких) случаях даже в пластах с благоприятными общими гидрогеологическими условиями и с хорошей проницаемостью пород в пределах газовой залежи условия для интенсивного наступления краевых вод оказываются весьма неблагоприятными.
Очень существенное значение имеет различие вязкости газа и воды. Вязкость газа в среднем приблизительно в 100 раз меньше вязкости воды. Следовательно, газ движется в пористой среде гораздо легче, чем вода. В связи с этим следует отметить, что режим нефтяных и режим газовых месторождений существенно различаются. Вязкость нефти, как известно, больше (иногда значительно больше) вязкости воды.
В соответствии с этим дебит нефтяных скважин с приближением контура водоносности обычно увеличивается, так как вода, обладая меньшей вязкостью,
чем нефть, когда она приближается к забою скважины, уменьшает общее сопротивление. Наоборот, газовые скважины, когда к ним подходит контур водоносности, уменьшают свой дебит даже до поступления воды непосредственно в скважину, так как приближение воды к забою скважины увеличивает сопротивление движению газа в пласте.
Таким образом, для нефтяных месторождений водонапорный режим или режим, весьма близкий к нему, по видимо му, не представляет особенно большой редкости. В газовых же месторождениях водонапорный режим — исключительная редкость.
Очень бсльшое значение для характеристики режима имеют темпы разработки месторождения. Теоретически несомненно, что если бы месторождение (нефтяное или газовое). эксплуатировалось бесконечно длительное время, то вода успевала бы замещать нефть и газ, извлекаемые из продуктивной залежи. Но если бы газовое месторождение эксплуатировалось весьма интенсивно,, то отставание воды было бы очень значительным. Для газовых месторождений при интенсивном отборе режим должен быть теоретически, безусловно, весьма близок к газовому, а практически даже тождественен ему.
Газовые месторождения, если сопоставлять не весовые, а объемные показатели, как правило, эксплуатируются гораздо более интенсивно, чем нефтяные месторождения. В результате различных темпов эксплуатации вода в газовых месторождениях в большинстве случаев не может успеть восполнить отбор газа, тогда как в нефтяных месторождениях она в значительной мере компенсирует отбор нефти.
По данным И. Н. Стрижова, полученным при изучении 70 американских газовых месторождений, скорость наступления краевых вод в большинстве случаев не превышает 50—60 м в год. ,
Из сказанного выше следует, что большая часть газовых месторождений должна иметь газовый режим, и если нет определенных материалов, подтверждающих, что данная газовая залежь имеет водонапорный режим, то следует думать, что режим залежи — газовый или водонапорный с небольшим коэффициентом возмещения.
Рассмотрим вопрос об определении режима газоносных пластов по промысловым данным и об изменении скорости продвижения краевой воды в процессе эксплуатации.
В начале эксплуатации месторождения вода будет продвигаться весьма медленно, так как скорость ее продвижения прямо пропорциональна разности давлений на контуре газовой залежи и на контуре питания водоносного пласта. При стабильной добыче газа в связи с прогрессирующим падением давления в газовой залежи скорость продвижения краевой воды будет все время увеличиваться. В конечной стадии разработки газового месторождения, когда давление в нем значительно снизится, скорость наступления краевой воды существенно возрастет и, быть может, будет достаточной для возмещения отбора газа, особенно, если добыча газа сократится, как это обычно бывает в последней стадии разработки газовых месторождений.
Таким образом, если в начальный период эксплуатации газового месторождения почти всегда наблюдается падение пластового давления, то в последующем это падение замедляется и может совершенно приостановиться. Это зависит от того, что вначале коэффициент возмещения отбора газа краевой водой невелик, а затем он постепенно возрастает и при уменьшении отбора газа может даже превысить единицу, т. е. поступление воды будет больше отбора газа и давление в газовой залежи начнет возрастать.
Режим газовой залежи и коэффициент возмещения по промысловым данным можно определять путем непосредственных наблюдений за продвижением воды и теоретически — расчетом.
Первый способ теоретически очень прост. По появлению воды в краевых скважинах и по подъему уровня воды в этих скважинах, зная геометрию газовой залежии первоначальное положение контакта газ—вода, легко рассчитать объем воды, поступившей в газовую залежь.
Однако вследствие большого расстояния между скважинами (1,5—2 ял#) и трудности отбивки уровня воды в газовых скважинах (только недавно в связи с внедрением нейтронного кароттажа -получен метод, позволяющий отбивать уровень подошвенной воды в эксплуатирующихся газовых скважинах) непосредственное определение скорости продвижения краевой воды в газовых месторождениях дает очень неточные результаты и применяется сравнительно редко.
Более удобно определять изменение объема порового пространства газовой залежи в процессе эксплуатации по соотношению отбора газа и падения среднего давления в залежи за равные промежутки времени. Методика этих расчетов дана в книге Б. Б. Лапука [9].
Истинный объем газовой залежи, эксплуатирующейся при водонапорном режиме, будет всегда меньше его значения, вычисленного по падению давления, и расхождение будет тем больше, чем больше будет коэффициент возмещения. Это соответствует тому факту, что для месторождений с водонапорным режимом подсчет запасов по методу падения давления всегда дает завышенные цифры запасов газа.
Основное затруднение при определении режима газовой залежи по указанному методу заключается в определении среднего пластового давления. Для газовой залежи простой конфигурации с хорошо проницаемым однородным коллектором сравнительно легко определить среднее давление с достаточной степенью точности, так как перепады давлений на всей площади залежи сравнительно невелики и закономерны. Однако, когда газовая залежь приурочена к неоднородной толще и особенно, если имеются отдельные газоносные блоки или поднятия, связь между которыми существует, но затруднена, точное определение среднего давления весьма сложно.
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВЫХМЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР
Советский Союз в соответствии с общими геологическими данными по перспективным запасам природного газа занимает одно из первых мест в мире. Однако до начала Великой Отечественной войны вопросам использования природных газов как топлива и как сырья для химической переработки не уделялось должного внимания. Не уделялось также необходимого внимания природным газам и в плане геолого-разведочных работ.
За истекшие 10—15 лет в этом отношении произошли серьезные изменения. Выявлен ряд крупных газоносных районов. Добыча газа из чисто газовых месторождений в настоящее время значительно превышает довоенную.
Рассмотрим характерные особенности газовых месторождений СССР, которые имеют отношение к решению проблемы добычи газа.
В настоящее время в СССР известно несколько десятков газовых месторождений, но их число в ближайшее время увеличится во много раз благодаря разведкам в уже известных газоносных районах, а также открытию новых газоносных районов. Будущие открытия значительно изменят географию и характеристику газовых месторождений СССР, однако, несомненно, некоторые общие закономерности распространения и характера газовых месторождений сохранятся.
Размещение газовых месторождений
Основные газовые месторождения СССР располагаются в пределах Европейской части СССР. Несколько газовых месторождений известно в Средней Азии (Фергана, Туркмения). Судя по геологическому строению Сибири и Средней Азии, можно сказать, что здесь должны быть крупные газовые месторождения. Эти районы еще не получили промышленного значения вследствие малого объема разведочных работ, а также потому, что в некоторых из них встречаются тяжелые для разведки геологические условия (например, Восточная Сибирь) или исключительно тяжелые географические условия (многие районы Сибири, пустыни Средней Азии).
В Европейской части СССР основные газовые месторождения приурочены к двум взаимно перпендикулярным поясам: меридиональному, связанному с Западным Приуральем, и широтному, Кавказско-Карпатскому. Весьма перспективными являются Нижнее Поволжье (Прикаспийская впадина) и Днепровско-Донецкая впадина.
В Приуралье все известные газовые месторождения приурочены к палеозою, в Предкарпатье и Предкавказье — в основном к третичным отложениям и пока только небольшие газовые месторождения известны в нижнемеловых и юрских отложениях.
Такая стратиграфическая приуроченность не случайна. Газовые месторождения Урало-Волжской области связаны с палеозойской Уральской геосинклиналью и располагаются в Предуральской предгорной впадине и на прилегающих участках Русской платформы. Кавказские и карпатские газовые месторождения связаны с предгорными и межгорными впадинами альпийской горной системы.
Каждая из этих обширных газоносных областей имеет свои характерные особенности.
Газовые месторождения Урало-Поволжья, приуроченные, как указывалось, к палеозою, залегают в уплотненных породах: песчаниках и известняках, и поэтому газоносные коллекторы здесь обычно крепкие, устойчивые. Продуктивные свиты часто являются гипсоносными. В соответствии с этим газы Урало-Поволжья иногда содержат значительное количество сероводорода и азота.
Все известные месторождения Урало-Поволжья приурочены к пологим структурам платформенного типа. При условии пологого залегания и значительного расстояния от выходов этих пород на западном склоне Урала газоносные свиты обычно характеризуются медленным движением подземных вод, а это не благоприятствует развитию водонапорного режима и интенсивности процессов подземного окисления с образованием сероводорода.
Такова общая характеристика газовых месторождений Урало-Поволжья. Конечно, здесь отдельным месторождениям присущи специфические черты. Имеются газоносные пласты, представленные совершенно устойчивыми известняками: свиты КС Бугурусланского района, намюра Елшанки, но рядом встречаются и не вполне устойчивые песчаники свиты TG. В северо-западной части Бугурусланского района в казанских и уфимских отложениях (свиты КС и ТС) наблюдается интенсивное движение подземных вод. Здесь содержание азота в газе достигает 40% и более, а содержание сероводорода — 2—5%, тогда как в газах Сталинградской и Саратовской областей и Коми АССР сероводород обычно совершенно отсутствует, а содержание азота не превышает 2—9%.
Все крупные газовые месторождения Кавказа и Прикарпатья приурочены к третичным породам, и большая часть известных месторождений располагается вблизи горных хребтов.
В соответствии с этим газоносные породы в основном представлены песчаниками средней крепости и даже слабыми. Газовые залежи, приуроченные к известнякам, здесь пока неизвестны. Сероводород отсутствует, а содержание азота обычно не превышает 2—3%.
Близость к горным сооружениям обусловливает в некоторых случаях сложную тектонику: наличие многочисленных разрывов, крутые складки и интенсивное движение пластовых вод.
Особо следует остановиться на газоносности соляных куполов. В -СССР известны четыре области развития соляных куполов: Урало-Эмбенская область, Днепровско-Донецкая впадина, Хатангская впадина и Таджикская депрессия. Ко всем этим областям приурочены нефте- и газопроявления. Наиболее изучены Урало-Эмбенская область и Днепровско-Донецкая впадина. Соляные купола делятся на глубокие и неглубокие. Последние подразделяются на купола, в которых соль образует ядра протыкания, и на купола закрытые.
Следует отметить, что неглубокие купола особенно с ядрами протыкания характеризуются обычно малой газоносностью, тогда как глубокие закрытые купола нередко (например, в США) содержат весьма крупные газовые и газоконденсатные месторождения.
До последнего времени в СССР разбуривались преимущественно неглубокие соляные купола, и крупные газовые месторождения в солянокупольных областях пока не обнаружены. Однако весьма возможно, что разведка глубоких соляных куполов и подсолевых отложений даст значительно более интересные результаты в отношении промышленной газоносности.
Распределение газовых месторождений по возрастным системам
Учитывая известные общие геохимические данные [4], можно утверждать, что газовые месторождения могут встречаться в отложениях всех возрастов, начиная с кембрия и кончая четвертичными отложениями. Газовые месторождения были, несомненно, и в докембрии, но благодаря интенсивному метаморфизму пород последнего они были уничтожены. Вместе с тем в соответствии с геотектоническими, фациальными и физико-географическими условиями различные районы в разное время характеризовались то благоприятными, то неблагоприятными условиями для образования и сохранения газовых месторождений. Не останавливаясь на геологической истории развития отдельных районов СССР и обстоятельствах, обусловивших образование газоносных горизонтов в тех или иных бассейнах, укажем на распределение известных газовых месторождений по возрастной характеристике.
В кембрии и силуре газовые месторождения в СССР пока не обнаружены. Не найдены чисто газовые месторождения и в отложениях юры, но несомненно, что они будут здесь открыты; из отложений юры уже были получены значи- . тельные газопроявления в скважинах. В отложениях всех остальных периодов газовые месторождения уже известны.
По числу обнаруженных газовых месторождений первое место сейчас занимают пермские отложения, к которым приурочены многочисленные, но, „правда, сравнительно мелкие месторождения Куйбышевско-Бугурусланского 'района.
Второе место занимают верхнетретичные отложения: месторождения Западной Украины, некоторых районов Кавказа и Нижнего Заволжья.
Многочисленные газовые месторождения приурочены к отложениям карбона в Урало-Волжской провинции. Девон здесь преимущественно нефтеносен, но местами содержит крупные газовые месторождения. Представляют
большой интерес газовые месторождения нижнетретичных отложений, особенно на Северном Кавказе. Промышленная газоносность меловых отложений была выявлена только в последние годы, но несомненно, что к породам этого возраста на Кавказе, в Средней Азии и в Западной Сибири приурочены значительные ресурсы газа.
К четвертичным отложениям (особенно к межледниковым) приурочены многочисленные газовые месторождения, но они из-за малой мощности и малой глубины залегания могут быть использованы только для обеспечения местных нужд.
По выявленным запасам газа первое место в СССР занимают месторождения третичного возраста, запасы которых превышают суммарные запасы месторождений всех остальных периодов. На втором месте находятся отложения карбона, затем следуют девон и пермь.
Значение того или иного района или газоносного горизонта далеко не , всегда соответствует числу газовых месторождений или числу газовых зале- ; жей, приуроченных к этим горизонтам. В одних районах или в некоторых I горизонтах встречаются только сравнительно незначительные месторождения, тогда как в других имеются крупные месторождения. Часто, однако, бывает, : что рядом с 1—2 сравнительно крупными месторождениями имеется 5—10 значительно меньших.
В СССР известны самые разнообразные типы ловушек, к которым приурочены газовые месторождения. Наиболее распространены антиклинальные ловушки, причем газовые месторождения встречаются как в платформенных структурах, так и в линейных складках геосинклинальных областей. Для газовых месторождений особое значение имеют размеры структур, так как весовые запасы газа на единицу объема газовой залежи невелики. Поэтому крупные промышленные газовые месторождения могут быть приурочены только к большим структурам, площадь которых составляет десятки и сотни квадратных километров, или к крупнейшим валообразным структурам площадью, равной тысячам и десяткам тысяч квадратных километров. Все крупные газовые месторождения СССР связаны или с крупными куполовидными поднятиями платформы, или со структурами также платформенного типа, расположенными в предгорных прогибах или на сочленении геосинклиналей с платформами.
Эти структуры характеризуются пологими углами падения, равными не более 1—5°, в пределах газоносной присводовой части структуры и сравнительно не очень большой амплитудой (высотой ловушки), редко превышающей 500 м.
В случае очень большой мощности газоносной свиты и, в частности, большой мощности коллекторских пород сравнительно крупные месторождения могут быть приурочены к мелким резким антиклиналям геосинклинальных областей, но в СССР таких крупных месторождений пока не обнаружено.
Многие платформенные структуры имеют асимметричное строение с крутыми крыльями с одной стороны. Предполагают, что эти крутые крылья связаны с разрывами кристаллического основания. Однако в большинстве платформенных структур, например в Саратове, Бугуруслане, Сталинграде, Ставрополье в пределах газоносных толщ разрывы до сих пор не обнаружены. В Западной Украине все газоносные структуры при весьма пологих углах залегания пластов характеризуются довольно многочисленными разрывами типа сбросов или крутых надвигов, так как газоносные структуры расположены здесь в предгорной впадине между крупными надвигами Карпат и сбросовым краем Русской платформы.
Большинство газоносных структур характеризуется плавными формами. Исключением в этом отношении являются газоносные купола Днепровско-
Донецкой впадины, Западной Украины и Ухтинского района; некоторые из них вследствие разрывов расчленяются на ряд блоков. При небольшой амплитуде разрывов продуктивные пласты остаются в пределах этажа газоносности и газоносная залежь часто остается единой, хотя и становится угловатой.
Своеобразные осложнения наблюдаются на газоносных структурах Бугурусланского района. Здесь на фоне сравнительно крупных обычных для платформы поднятий и валов, в которых длина отдельных куполовидных структур составляет до 10—15 км, ширина 4—5 км и амплитуда — сотни метров, наблюдаются отдельные поднятия в виде более или менее изометричных -«шишек» размером в несколько сотен метров и с амплитудой от 10 до 20—30 м. -Эти «шишки» имеют большое значение для эксплуатации газовых залежей, так как в Бугурусланских газовых месторождениях этаж газоносности обычно не превышает 50 м.
Известно, что в США обнаружены очень крупные газовые и нефтяные месторождения, приуроченные к стратиграфическим ловушкам, представляющим собой выклинивающиеся коллекторы, расположенные на бортах крупных азпадин. Подобное месторождение Хьюготон имеет длину более 200 км и ширину до 40 км.
; В соответствии с этими данными и теоретическими представлениями о формировании газовых и нефтяных месторождений зоны стратиграфических и фациальных выклиниваний представляют очень большой интерес.
В СССР уже известно более 10 газовых залежей стратиграфического типа (Приазовье, Мельникове, Ставрополье), но ни одна из них не имеет серьезного промышленного значения. Вероятно, это связано с малыми глубинами (100—200 ж) залегания этих стратиграфических залежей.
Незначительность газовых залежей, экранированных надвигами в Терском хребте, —- явление вполне закономерное, так как свод этого антиклинория разбит надвигами на мелкие блоки. Здесь можно ожидать относительно более значительных газовых залежей на северном склоне хребта, где крайние северные надвиги могут экранировать сравнительно крупные участки продуктивных свит.
В Предкарпатском верхнетретичном прогибе известны газовые залежи, экранированные сбросами, отделяющими этот прогиб от Русской платформы. Возможно, что при образовании газовых месторождений Западной Украины еекоторое значение имело экранирование песчаных горизонтов тортона большим надвигом, отделяющим внешнюю зону Предкарпатского прогиба от внутренней.
В СССР известны как пластовые, так и массивные газовые залежи. На многих месторождениях, несмотря на то, что пластовые залежи более многочисленны, суммарные запасы газа массивных газовых залежей приближаются к запасам пластовых залежей и даже превышают их. Это естественно, так как основным условием образования массивной газовой залежи является большая мощность пласта коллектора, что обычно соответствует и большим запасам газа на единицу площади. В данном отношении показательно Елшан- ское месторождение. Здесь известно шесть газоносных горизонтов, причем пять из них содержат пластовые газовые залежи и один — намюр-массивную; запасы намюра равны запасам газа всех остальных горизонтов. На одном украинском месторождении известно 14 газоносных горизонтов, но запасы одного горизонта с массивной залежью более чем в 5 раз превышают запасы остальных 13 горизонтов с пластовыми залежами.
Принято считать, что массивные залежи приурочены преимущественно к известнякам, однако большинство известных в СССР массивных газовых залежей приурочено к песчаникам и трещиноватым породам. Особенно интересны
массивные залежи в Южном Дагестане. Здесь в месторождении «Дагестанские Огни» массивная газовая залежь первоначальной высотой около 100 забыла приурочена к трещиноватым глинистым мергелям хадума и к мергелям и глинистым известнякам фораминиферовой свиты. Таким образом, здесь массивная залежь с единым горизонтальным уровнем подошвенных вод располагалась в пластах различных трещиноватых пород. *
Газоносные пласты
Как отмечалось выше [4], по условиям образования газов и условиям формирования газовых месторождений все или почти все коллекторские пласты, залегающие в газоносных структурах ниже газоупорной покрышки, должны содержать газовые залежи. Это относится, конечно, только к свитам, залегающим вблизи газоматеринских пород. Так как коллекторские породы, особенно' песчаники, залегают обычно пачками, переслаиваясь с глинами, то большая часть газовых месторождений, особенно приуроченных к антиклинальным структурам, является многопластовой. Стратиграфические месторождения также бывают многопластовыми, хотя среди них более обычны месторождения однопластовые или месторождения, в которых залежи смещены одна относительно другой.
Во многих случаях в многопластовых месторождениях один-два верхних пласта являются газоносными, а нижние — нефте- и газоносными.
Необходимо указать, что понятие «газоносный пласт» или «газоносный горизонт» является не совсем точным. Во многих случаях, особенно в песчаноглинистых свитах, наблюдается частое переслаивание песчаников и глин, причем число отдельных песчаных прослойков может достигать нескольких сотен. Очевидно, что в этом случае ни при разведке, ни при подсчете запасов, ни при эксплуатации нельзя выделять каждый прослоек в отдельный объект. Отдельные сближенные песчаные газоносные прослойки обычно имеют одинаковое давление и часто непосредственно сообщаются между собой, так как глинистые прослойки не выдерживаются в пределах всей площади газового месторождения.
Поэтому трудно выделить отдельные эксплуатационные объекты из мощной газоносной песчано-глинистой толщи, и, следовательно, решение этой задачи бывает условным. Основанием для выделения эксплуатационных объектов или горизонтов являются: наличие более или менее мощных выдержанных глинистых разделов (обычно мощностью более 10—15 ж); различие пластовых давлений, литологии, проницаемости и стойкости пород; различие контуров газоносности; различие режимов пластов (возможность наступления контурных вод); наличие промышленной нефтяной оторочки и т. д.
Понятно, что никаких общих рецептов для определения границ эксплуатационного объекта дать нельзя. Иногда, например в случае малодебитности и при большой глубине залегания, целесообразно эксплуатировать совместно пласты, разделенные прослойками мощностью несколько десятков метров. Но если в одном из двух пластов на том или ином участке имеется промышленная нефть или близко расположена контурная вода, то необходимо раздельно эксплуатировать пласты, разделенные даже прослойками глины мощностью 2—3 м.
В настоящее время газоносные горизонты большинства месторождений выделяются в основном в зависимости от наличия мощных (не менее 10—15 л») газонепроницаемых разделов.
Как уже было отмечено, в СССР известны газовые месторождения с 15 газовыми горизонтами, но обычно бывает 5—6 газовых горизонтов. Однопластовыми являются немногие из известных в СССР газовых месторождений
с запасами газа более 1,5 млрд, ж3 и около половины мелких месторождений. По запасам газа почти все однопластовые месторождения имеют местное значение.
Планирование разработки многопластовых месторождений, где газовые залежи в различных пластах располагаются друг над другом на одной площади, существенно отличается от планирования разработки месторождений, где газовые залежи смещены одна относительно другой. Большое значение имеет также соотношение запасов отдельных пластов, которое определяет порядок ввода пластов в разработку.
Можно выделить месторождения, в которых отдельные газовые залежи приблизительно равнозначны, и месторождения, в которых один пласт содержит подавляющее количество газа. В СССР, известны месторождения и того и другого характера. Таким образом, для нас является актуальной задача планирования разработки как однопластовых, так и многопластовых месторождений.
Мощность газоносных отложений
Говоря о мощности газоносных отложений, различают:
мощность газоносного комплекса — общую мощность пород, в которых валегают газоносные пласты;
эффективную мощность газоносных пластов — суммарную мощность всех продуктивных пластов данного месторождения.
Эти понятия аналогичны понятиям мощности угленосной свиты и мощности каменноугольных пластов, из которых выводится так называемый коэффициент угленосности, т. е. процентное содержание угольных пластов в общей толще пород.
' Для газоносных отложений отношение мощностей продуктивных пластов к общей мощности свиты имеет меньшее значение, чем для угленосных отложений, так как, во-первых, газ может перемещаться из пласта в пласт, и, во-вторых, мощность газонасыщенных пород быстро меняется и совсем сходит на нет не только из-за фациальных условий, но и в связи со структурным положением пластов. Однако для газовых месторождений целесообразно ; определять общую мощность свиты и эффективную мощность, потому что при 'планировании бурения и при разработке месторождения важно знать общую мощность отложений, в которых залегают газоносные пласты, и суммарную эффективную максимальную мощность газоносных пластов-коллекторов.
Под мощностью газоносного комплекса следует понимать мощность отложений, включающих газоносные горизонты, в которых, как можно предполагать, газ связан общностью происхождения независимо от литологических различий.
Например, на Елшанке единым газоносным комплексом следует считать известняки черепетского горизонта (турнея), песчано-глинистые отложения яснополянского подъяруса (угленосной свиты), известняки верея и намюра, а также терригенные отложения башкирского и верейского горизонтов, т. е. всю мощность пород от подошвы черепетского газоносного горизонта до кровли верхней газоносной пачки верея.
В настоящее время мы не можем указать ни одного газового месторождения, в котором можно было бы уверенно выделить более одного газоносного комплекса, но они, несомненно, будут найдены, так как несколько нефтеносных комплексов на одном месторождении известно во многих случаях, например карбон и девон Урало-Волжской провинции.
Под суммарной мощностью газоносных пластов следует понимать их максимальную мощность в сводовой части структуры, так как мощности
в краевых частях не являются характерными, потому что они всегда уменьшаются до нуля.
Фактически известные мощности газоносных комплексов весьма различны. Если для однопластовых месторождений мы принуждены считать газоносным комплексом только один собственно газоносный пласт и в этом случае мощность газоносного комплекса в нашем определении будет совпадать с суммарной мощностью газоносного пласта, то для многопластовых месторождений в этот комплекс могут входить сотни метров разнообразных пород.
Для отдельных газоносных районов можно привести следующие данные о мощности газоносных комплексов. В Мельниковском однопластовом месторождении мощность газоносного комплекса составляет всего лишь 2 м. В месторождениях Западной Украины мощность газоносного комплекса достигает 900 м, а суммарная мощность газоносных песчаников 300 м. В месторождениях Саратовского и Сталинградского Поволжья мощность газоносного комплекса достигает 700 м, но суммарная мощность продуктивных пластов не превышает 100 At.
Необходимо указать, что фациальные изменения и выпадение из разреза хотя бы одного верхнего или нижнего пласта могут резко изменить мощность газоносного комплекса даже в близко расположенных месторождениях одного и того же района. Так, на Западной Украине в месторождениях, расположенных менее чем в 15 км друг от друга, мощность газоносного комплекса вследствие выклинивания песчаников уменьшается с 900 до 100 м.
Глубина залегания газоносных горизонтов
Глубина залегания газоносных горизонтов зависит от стратиграфического положения продуктивной свиты и от общих геотектонических условий газоносного бассейна.
На очень малой глубине условия для сохранения газа являются малоблагоприятными и, кроме того, в соответствии с гидрогеологическими условиями пластовые давления оказываются незначительными. Поэтому газовые залежи, расположенные на малых глубинах, имеют ничтожные запасы газа и низкое давление.
В СССР известно несколько газовых месторождений, залегающих на глубинах 20—50 м, но запасы их не превышают нескольких сотен тысяч кубических метров; эти месторождения имеют сугубо местное значение. Можно считать, что газовые залежи, имеющие промышленное значение, располагаются на глубине не менее 100 м. На глубине 100—200 м встречаются залежи с давлением 10—20 ат и с запасами газа в десятки и сотни миллионов кубических метров. На глубине 300—400 м известны газовые залежи с запасами газа до 2—3 млрд. м3.
Крупнейшие из известных газовых месторождений как в пределах СССР, так и в США находятся на глубинах 600—1200 м. Весьма значительные газовые или чаще газо-конденсатные месторождения залегают на еще больших глубинах. Так, в США известны газо-конденсатные месторождения, находящиеся на глубинах 2500—3500 м с запасами в 100 млрд, м3 и более.
С глубиной пористость уменьшается благодаря уплотнению пород под влиянием веса вышележащих осадков. В соответствии с этим породы, залегающие на очень больших глубинах, должны потерять свои коллекторские свойства. Сейчас трудно указать максимальную глубину возможного существования газовых залежей из-за ограниченности данных, обусловленной, в частности, все еще недостаточными глубинами бурения. Во всяком случае эта глубина составляет более 5000 м, так как с глубины 3500—4500 м промышленные притоки газа и нефти уже получены. В разных районах в зависи-
мости от тектоники, состава пород, температурных условий и т. п. предельная глубина существования газовых залежей должна быть различной.
Следует указать, что с глубиной, как правило, породы становятся все более и более плотными и коллекторские свойства их ухудшаются. На глубинах порядка 100 м нередко встречаются пески с пористостью равной 30 % / на глубине 1000 м пористость обычно составляет около 20%, а на большей глубине она еще меньше.
Некоторые геологи полагают, что газовые месторождения на больших глубинах должны быть обязательно газо-конденсатными, но это не так. Если газ содержит мало тяжелых углеводородов, если он не контактирует с нефтяными залежами, то соответствующее месторождение не будет газо-конденсатным. В этом отношении интересные данные приводит Лехи [12]. В США в 1944—1949 гг. всего пробурено 1040 разведочных скважин глубиной более 10000футов (3048 л»). По этим разведочным скважинам получены следующие результаты:
Глубина скважин, м
Число скважин, давших
Число сухих скважин
нефть
газ
конденсатный
газ
3048-3350 . . .
48
12
37
361
3350—3660
40
10
23
222
Более 3660
34
4
31
218
Из этой таблицы видно, что число газовых скважин с глубиной уменьшается, однако и среди самых глубоких скважин имеются такие, которые дают только газ.
Газовая шапка нефтяного месторождения, имеющая высокое давление, обязательно будет иметь газо-конденсатную характеристику, так как тяжелые углеводороды будут поступать из нефти в газовую фазу до состояния равновесия. Отсюда следует, что газовая залежь с высоким давлением, не имеющая газо-конденсатной характеристики, является чисто газовой залежью, без нефтяной оторочки.
Литология газоносных пластов
Промышленно газоносными могут быть все породы, обладающие заметной пористостью и проницаемостью, независимо от их минерального состава и диагенеза.
В настоящее время в СССР установлена промышленная газоносность следующих пород: песков, песчаников, известняков, доломитов, перебитых мергелей, перемятых глин и железистых оолитов. В других странах известны промышленные залежи газа и нефти в пористых лавах, трещиноватых метаморфических породах и т. п.
Большинство газовых залежей приурочено к песчаным породам. В них сосредоточено не менее 80% всех известных в СССР запасов газа.
Песчаные коллекторы по их свойствам следует подразделять на алевриты, пески, алевролиты и песчаники.
По газоносности отделять алевриты (обломочные породы с частицами размером 0,1—0,01 мм) от песков (частицы крупнее 0,1 мм) особой нужды нет, так как к газу эти породы относятся одинаково. Однако надо отметить, что в алевритах затруднена миграция нефти и поэтому они часто содержат чисто газовые месторождения, тогда как в тех же районах в песчаных пластах имеются газо-нефтяные залежи.
7 Заказ 1377.
При эксплуатации газовых месторождений очень важно отделять пески и песчаники, потому что цементация делает породы более стойкими, крепкими и предотвращает возможность разрушения пласта при истечении газа в скважину. Даже при сравнительно слабой уплотненности, когда песчаник еще можно растереть руками, песок из скважин при нормальной эксплуатации не выносится. К сожалению, пока еще не разработаны методы лабораторного изучения коллекторов, позволяющие на основании изучения керна или буримости делать заключение о допустимом режиме эксплуатации газоносных пластов с учетом их стойкости.
В СССР известняки и доломиты не имеют широкого распространения среди газоносных пород. Они известны только в Саратовских, Сталинградских и Бугурусланских месторождениях, но и здесь наряду с карбонатными коллекторами имеются не менее продуктивные песчаные горизонты.
Трещиноватые мергели являются редким типом газовых коллекторов, и разведанные запасы газа в них весьма незначительны (пока они известны только в Южном Дагестане).
Перебитые глины, видимо, довольно часто бывают газоносными; как известно, многие глинистые диапировые антиклинали сопровождаются грязевыми вулканами, выделяющими значительное количество газа. Однако до сих пор ни одна газовая залежь в перебитых глинах не могла быть использована. Это объясняется крайней неустойчивостью перебитых глин как коллекторов, их обводненностью, склонностью к пробкообразованию, незначительной эффективной пористостью и т. д. Повидимому, довольно значительные притоки газа с дебитом в несколько сотен тысяч кубических метров в сутки на Борзовской диапировой антиклинали на Керченском полуострове получались из перемятых глин, но эти притоки до сих пор не освоены из-за глинистых пробок, которые быстро образовались и иногда заполняли весь ствол скважин.
Железистые оолиты представляют собой редкий тип осадочных пород, но они имеют некоторое распространение в девонских отложениях Западного Приуралья и иногда являются продуктивными, так как их пористость здесь достигает 25 %.
Однородность коллекторов
Совершенно однородных коллекторов с одинаковой пористостью и проницаемостью по всей газовой залежи вообще не существует, но степень и характер их неоднородности бывают различными. Песчаные коллекторы в этом отношении отличаются от карбонатных. Однако и те и другие могут быть еще подразделены на несколько групп по признаку однородности.
Песчаные газоносные горизонты обычно являются сложными песчано- глинистыми пачками, эксплуатационные свойства которых зависят от выдержанности, однородности и стойкости отдельных прослойков. Могут быть песчано-глинистые пачки, в которых все или почти все песчаные прослойки представляют собой сообщающуюся систему. Могут быть также и относительно сближенные песчаные пласты, не сообщающиеся между собой, разделенные выдержанными глинистыми пластами. Это зависит от условий отложения соответствующих свит.
Морские отложения обычно более выдержаны, тогда как континентальные и прибрежные часто бывают линзовидными или зональными. Кроме обычных песчано-глинистых пачек с пластами песчаников и глин, мощность которых измеряется десятками сантиметров и целыми метрами, имеются два крайних типа песчаных коллекторов: во-первых, очень мощные сплошные песчаники, общая мощность которых достигает сотен метров, и, во-вторых, свиты тонко' переслаивающихся глин и песчаников, толщина отдельных про-
К".
слоечков которых измеряется миллиметрами или даже долями миллиметра, а суммарная эффективная мощность достигает десятков метров.
Песчаники первого типа являются одним из лучших возможных коллекторов, и часто газовые залежи, приуроченные к ним, имеют большую мощность. Естественно, что песчаник мощностью 100—200 м не может быть совершенно однородным. В нем могут встречаться более и менее глинистые разности, пропластки, линзы крепко сцементированных песчаников и т. д. Но все же нередки случаи, когда такие песчаники, несомненно, представляют собой единый резервуар, что доказывается общностью контакта газ—вода, равномерным падением давления газа во всех частях залежи при эксплуатации.
Следует отметить, что при мощности песчаников, равной нескольким сотням метров, по геологическим данным (по керну и кароттажу) невозможно доказать наличие или отсутствие каких-либо разделов (глинистых пластов или плотных прослойков), полностью ограничивающих различные части газовой залежи.
Кароттажная и тем более керновая корреляция в таких свитах никогда не может быть достаточно надежной, и, следовательно, нельзя утверждать, что тот или иной плотный прослоек с предполагаемой мощностью 1—2 м действительно выдерживается непрерывно по всей площади газовой залежи или что он является линзовидным.
Изучение разрезов скважин и кароттажных диаграмм может дать в этом отношении существенные данные и иногда даже вполне определенные, но во многих случаях решающие данные могут быть получены только изучением соответствующих свит в естественных обнажениях или наблюдением за падением давления в разных частях газовой залежи при ее эксплуатации и соответствующими газодинамическими расчетами.
Коллекторские свойства пачек тонкопереслаивающихся глин и песков зависят от степени отсортированности песчаных или алевритовых прослойков и главным образом от того, представляют ли пески линзы, залегающие среди глин, или, наоборот, глины являются линзовидными. Вероятно, в большинстве случаев бывает и то и другое соотношение, но все же в одних случаях преобладает один характер развития песков, а в других — другой.
При линзовидности песков (что иногда видно в керне) наблюдается низкая проницаемость, низкая эффективная пористость и быстрое падение дебитов скважин. Таким, видимо, было Тульское месторождение Краснодарского края. При линзовидности глин песчано-глинистый «слоеный пирог» может обладать хорошими коллекторскими свойствами и скважины могут иметь большой радиус дренажа.
Изучение керна и кароттажа не может обеспечить решения задачи о типе песчано-глинистой свиты. Решающую роль в этом играет наблюдение за работой и взаимодействием скважин. Впрочем в природе мы не имеем ни того, ни другого типа «слоеного пирога» в чистом виде, а можем наблюдать только пачки, более или менее приближающиеся к одному из пределов.
«Слоеный пирог» имеет плохую проницаемость в вертикальном направлении, и поэтому, для того чтобы отобрать из него максимально возмож- аое количество газа, необходимо каптировать (вскрывать) его по всей мощности.
Известняки обычно характеризуются большей мощностью, чем пласты юсчаников, и отсутствием прослойков других пород. Однако пористость t проницаемость самих известняков, чаще всего связанные с карстовыми явлениями и трещиноватостью, отличаются прихотливым распределением, поэтому 1звестняки в данном отношении очень неоднородны. Сводовая часть извест- шковых массивов отличается от краевых частей, как правило, более высокими 1роницаемостью и пористостью. Благодаря особенностям распределения 7*
карстовых пустот для известняковых коллекторов обычны резкие колебания дебитов скважин, даже очень близко расположенных друг от друга, но в то же время карстовые пустоты представляют собой чаще всего единый сообщающийся резервуар. Поэтому для известняков не характерно расчленение газового горизонта на не сообщающиеся между собой газоносные пласты, как Это бывает часто в песчано-глинистых пачках.
Однако иногда известняки подобно песчаникам имеют так называемую гранулометрическую пористость.
Важно отметить, что в карбонатных породах такого типа электрокарот- таж дает достаточно четкие указания об их газо- и водонасыщенности (например, калиновская свита Бугурусланского района).
Между тем в известняках, которые были первоначально плотными и ка- вернозность которых связана с карстовыми процессами, обычные методы ка- роттажа малоэффективны или совершенно не эффективны для определения газо- и водонасыщенности.
Такие тектонические трещиноватые породы, как хадумские мергели месторождения «Дагестанские Огни», характеризуются крайне неравномерной проницаемостью, но они почти всегда представляют единую связанную систему.
Изучение продуктивных горизонтов, приуроченных к трещиноватым породам, методами кароттажа обычно бывает малоэффективным.
Мощность коллекторов различной литологической характеристики
При рассмотрении вопроса о мощности собственно газоносных коллекторов различают:
мощность отдельных газоносных пластов;
суммарную мощность продуктивных пластов газоносного горизонта (эксплуатационного объекта).
И в том и другом отношении газовые месторождения отличаются значительным разнообразием. Выше указывалось, что отдельные прослойки песка в газоносном «слоеном пироге» могут составлять доли миллиметра, но в Западной Украине известны толщи песчаников мощностью до 500 л?, в которых не удалось найти сколько-нибудь выдержанных разделяющих прослойков. Следует отмстить, что не все 500 м толщи являются в данном случае газоносными. Залежь в таких песчаниках имеет массивный характер, т. е. приурочена только к верхней их части, все же мощности газоносной части сплошных песчаников в геосинклинальных областях и в предгорных прогибах могут достигать 100—200 м.
Мощности отдельных пластов песчаников, развитых на платформах, никогда не превышают 15—20 м. Только в девоне Русской платформы благодаря его особому положению в основании осадочной серии известны песчаники большой мощности.
В большинстве платформенных газовых месторождений СССР мощности отдельных песчаных пластов исчисляются несколькими метрами (2—5 ж), а суммарные мощности песчаников .(эксплуатационных объектов) не превышают 15—30 м.
Мощности песчаных пластов часто весьма изменчивы в пределах месторождения. Особенно резкая изменчивость наблюдается в верхнетортонских песчаниках некоторых месторождений Западной Украины. Здесь известны случаи, когда в пределах месторождения на расстоянии 3—4 км мощности песчаных горизонтов изменяются от 20—30 л^ до нуля.
Коллекторы в платформенных месторождениях Бугуруслана, Саратова, Сталинграда более выдержаны, но песчаники некоторых свит, например ста-
линогорского и тульского горизонтов нижнего карбона, также сравнительно быстро изменяются и даже выклиниваются иногда на очень малых расстояниях.
Мощности пластов известняков, как правило, больше и гораздо более выдержаны, чем мощности песчаников. Однако особенно мощные известняки (мощностью более 15—20 л#) весьма изменчивы в отношении коллекторских свойств. Пористость в них часто связана с карстовыми явлениями и развита только в верхней части структуры. Так, например, на Елшанке общая мощность сплошных известняков намюрского и визейского ярусов составляет около 300 м, а газосодержащими являются только верхние 100 м толщи.
Мощности тектонически перебитых трещиноватых зон могут достигать нескольких сотен метров. Но для развития трещиноватости важны также литологические особенности породы.
Трещиноватость, которая может создать газоносные резервуары, свой ственна плотным песчаникам, мергелям, метаморфическим и изверженным породам. Известняки вследствие легкости перекристаллизации в этом отношении менее благоприятны. Глины из-за своей пластичности также мало благоприятны, но все же, как указано выше, в диапировых антиклиналях глинистые толщи иногда оказываются перебитыми и газоносными на высоту в несколько сотен метров.
ЛИТЕРАТУРА
Мир ч и и к М. Ф. и Максимов М. И. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1952.
М а с к е т М. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.
Парк Джонс. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1949.
4. Козлов А. Л. Проблемы геохимии природных газов. Гостоптехиздат. 1950.
Ор кип К. Г. и Кучинский II. К. Лабораторные работы по курс) «Физика нефтяного пласта». Гостоптехиздат, 1953.
Б р о д И. О. и Еременко И. А. Основы геологии нефти и газа Изд. МГУ, 1953.
С а в ч е н к о В. П. Смещение газовых и нефтяных залежей. НХ, № 12. 1952 и № 1, 1953.
К о з л о в А. Л. и Минский Е. М. Основные принципы рациональной разработки газовых месторождений. Сб. «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1953.
Л а п у к Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1948.
Крылов А. II., Г логове кий М. М., Мир чинк М. Ф„ Николаевский И. М. и Парный И. А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948.
И. щелкачев В. Н. и Л а ну к Б. Б. Подземная гидравлика. ГТТ11, 1949.
Lahee F. Н. Bull. Am. Ass. of Petrol. Geolog., № 6, 1951.
ГЛАВА IV
ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЗАДАЧИ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
В процессе эксплуатации газовых месторождений возникает движение газа в пласте, в стволах газовых скважин и в наземном оборудовании, а также перемещение воды, подстилающей газ. Все это движение должно быть организовано таким образом, чтобы потери газа на всем пути его следования были минимальны, а пластовая энергия — энергия давления газа — была использована рационально и полностью.
Для крупных месторождений, эксплуатация которых является многолетней, необходимо предварительное проектирование разработки месторождения с целью получения газа с наибольшей народнохозяйственной эффективностью.
Разработка небольших газовых месторождений может быть осуществлена без специального проектирования, так как число и расположение разведочных скважин на малом месторождении обычно предопределяют и разработку таких месторождений.
Создание рационального проекта разработки месторождений возможно лишь в том случае, если предварительно будут произведены расчеты движений газа, будут оценены возможные варианты конструкции скважины, промыслового хозяйства ит. п., будут оценены изменения характеристик отдельных элементов во времени и на основе всех этих расчетов будут выбраны наилучшие варианты конструкции сооружений.
Газодинамические расчеты могут быть разделены на две основные группы: расчеты фильтрационных движений (движений газа и воды в пластах) и расчеты движений газа по трубам. В настоящей главе дано изложение основных расчетов, применяемых при проектировании разработки газового месторождения, причем рассмотрены два следующих типа газодинамических расчетов.
Расчеты по прогнозу изменения характеристик залежи в процессе ее эксплуатации. Сюда относятся расчеты движения подошвенных и краевых вод и расчеты падения давления в залежи в зависимости от отбора газа.
Расчеты, связанные с выбором элементов конструкции скважины. В этих расчетах следует исходить из основного положения о том, что скважина должна давать наибольший возможный дебит газа при минимальных потерях давления. Эта задача распадается на расчет притока газа к забою скважины и на расчет движения газа по ее стволу.
Изменение характеристик залежи в целом, падение давления в ней, общие перемещения подошвенных и краевых вод зависят от геологических особенностей залежи, режима месторождения и количества отбираемого газа. Поэтому с этими изменениями необходимо считаться при проектировании разработки, но влиять на них почти невозможно. Характеристики же работы
отдельных скважин определяются главным образом конструкцией забоя (открытый или перфорированный забой, степень вскрытия пласта) и ствола скважины (наличие или отсутствие фонтанных труб, диаметр колонны). Эти элементы могут быть сознательно выбраны при проектировании.
Геологические особенности месторождения оцениваются по данным ограниченного числа разведочных скважин, и потому эта оценка может быть лишь приближенной и в ряде случаев только качественной. Поэтому расчеты первого типа, относящиеся к прогнозу поведения пласта в целом, носят приближенный, ориентировочный, а часто только оценочный характер. Результаты этих расчетов должны проверяться, уточняться и корректироваться в процессе эксплуатации месторождения на основе систематических промысловых наблюдений за работой отдельных скважин и месторождения в целом.
Расчеты движений второго типа, определяющие конструкцию скважины, могут быть значительно более точными. Исходными данными для них должны служить результаты геологического изучения месторождения и результаты промысловых испытаний разведочных газовых скважин. На основании этих расчетов должны быть получены определенные рекомендации по конструкции скважин, принимаемые во внимание при проектировании.
Расчеты движений газа и воды производятся по методам, принятым в подземной гидравлике и газовой динамике. Подробное изложение основ этих наук можно найти в книгах Л. С. Лейбензона [1], В. Н. Щелкачева и Б. Б. Лапука [21, С. А. Христиановича и др. [31. Ниже излагаются некоторые основные положения подземной гидравлики с целью ознакомления читателя с ее элементами, необходимыми для сознательного применения расчетов движения газа в пластах при проектировании рациональной разработки газовых месторождений.
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ
Основные определения
В процессе добычи газа из скважин в продуктивном пласте возникает движение газа из удаленных частей пласта к забою скважины. При этом газ движется по трещинам породы или по мельчайшим каналам между зернами, слагающими горную породу. Такое движение в пористой и трещиноватой среде называется фильтрацией.
Таким образом, фильтрационное движение газа происходит в каналах мельчайших поперечных размеров, чрезвычайно извилистых, все время меняющих форму и размеры поперечных сечений. Исследовать движение газа в каждом отдельном канале невозможно, да исследование такого рода и не представляет практического интереса. Исследованию подлежит движение в целом, поэтому характеристики движения осредняются по площадям, большим по сравнению с площадями поперечных сечений отдельных каналов.
Так как легче всего исследовать движение вязкой жидкости по каналам цилиндрической формы, то при расчетах принимают все поры цилиндрическими с осями, параллельными друг другу. Такой грунт называют идеальным.
Основной характеристикой грунта (породы) является мера его пористости, под которой понимается отношение суммарного объема поровых каналов в каком-либо объеме породы к величине этого объема породы. Обозначим объем породы через Т1; объем частиц, заполняющих этот объем, через У2. Тогда сумма объемов поровых каналов
v3=v1-v2, мера пористости
Величина пористости, как следует из ее определения, всегда заключена между нулем и единицей (0 < т < 1).
Рассмотрим теперь объем идеального грунта, имеющего поперечное сечение F и высоту Н. Предположим, что в этом объеме содержится N одинаковых цилиндрических поровых каналов с поперечным сечением о. Тогда суммарный объем поровых каналов будет равен NHm, полный объем всего грунта FH.
Пористость
Площадь живого сечения породы, через которую происходит фильтрация:
Fy = Neo,
и в соответствии с формулой (IV, 2) получим:
р\ = mF.(IV, 3)
Живое сечение пористой среды равно произведению ее поперечного сечения на пористость. Это соотношение, справедливое для идеального грунта, может быть принято в качестве приближенного соотношения для естественного грунта.
Второй, наиболее важной, характеристикой пористой среды следовало бы считать средний диаметр поровых каналов или их число, приходящееся на единицу площади сечения пористой среды. Эта величина не поддается непосредственному определению, но ниже будет показано, как она может быть связана с характеристиками фильтрационного движения.
Третьей характеристикой является средний диаметр зерен, слагающих породу. Горные породы слагаются обычно из частиц различных размеров и различной формы, поэтому можно говорить лишь о средней, или эффективной, характеристике зерен. Существует ряд методов вычисления среднего диаметра, на которых не будем останавливаться, так как они изложены в книге Л. С. Лейбензона [11, отметим лишь то, что эффективный диаметр, как характеристика условная, может быть определен любым способом, но во всех сравниваемых случаях он должен быть определен одинаково.
Эффективный диаметр частиц известным образом определяет размер поровых каналов и, что особенно важно, характеризует их извилистость. Можно предполагать, что повороты, или извилины, поровых каналов определяются поворотами вокруг отдельных песчинок и, следовательно, средний радиус поворота связан с размерами диаметра зорен. Отношение среднего эффективного диаметра зерен d к среднему поперечному размеру порового канала 1г может быть названо относительной извилистостью или «макрошероховатостью» поровых каналов:
г=4;-(IV-4)
В каждом из поровых каналов жидкость движется со своими, отличающимися друг от друга, скоростями. Напишем имеющее размерность скорости отношение объемного расхода к площади поперечного сечения, па-
ростью:ростью:(IV, 5)(IV, 5)зываемое средней скоростью фильтрации или фильтрационной ско
ростью:
ростью:
(IV, 5)
(IV, 5)
где Q — объемный расход жидкости через поперечное сечение рассматриваемого элемента пористого пласта; ч
F — площадь поперечного сечения.
Скорость фильтрации — это фиктивная скорость, с которой двигалась бы жидкость, если бы пористая среда отсутствовала, т. е. если бы пористость была т = 1.
Скорость движения жидкости через поровое пространство всегда выше фильтрационной скорости. Среднюю скорость го надо определить как отношение расхода к суммарной площади поперечного сечения поровых каналов, т. е. к FT = mF. Таким образом,
(IV, 6)(IV, 6)Ои
(IV, 6)
(IV, 6)
w = —— = -—■mFт
Введенное понятие фильтрационной скорости позволяет рассматривать пласт как непрерывное поле скоростей и давлений, а все движение в пласте как движение жидкости в фиктивном однородном поле. Такое осреднение значительно упрощает все исследования, связанные с движением газа и жидкостей в пластах, и позволяет решать ряд практически важных задач, отвлекаясь от реальной очень сложной картины движения в отдельных поровых каналах.
Закон сопротивления
Для создания движения жидкости или газа необходимо преодолеть сопротивление, возникающее при этом движении. На преодоление сопротивления тратится известная часть пластовой энергии (пластового давления). При движении жидкости в пористой среде возникают тормозящие силы двух типов. Прежде всего это силы трения жидкости о твердые стенки каналов, эти силы могут быть очень значительными. Силы трения вызываются, как известно, вязкостью жидкости, и перепады давления, необходимые для преодоления этих сил, возрастают пропорционально скорости потока и коэффициенту вязкости жидкости. . При малых скоростях фильтрационного потока потери давления практически определяются только этими силами.
Вследствие извилистости поровых каналов наряду с влиянием трения на движение жидкости оказывает значительное влияние инерция. Потери давления, вызванные этим влиянием, пропорциональны плотности жидкости и квадрату фильтрационной скорости. Чем больше скорость фильтрации, тем большее значение приобретает влияние инерции. Величина потерь давления, вызванных этим влиянием, возрастает с повышением скоростей; потери становятся сравнимыми по величине и даже превышают потери, вызванные силами трения.
В общем виде величину потерь давления при фильтрации жидкости или газа на длине Ах можно представить в виде:
=(IV,7)
ZJ Лг4 Jvg
где ДР — разность давлений между началом и [концом рассматриваемого участка потока;
Дх—длина участка;
р — вязкость;
о— плотность фильтрующей жидкости или газа;
и — фильтрационная скорость;
Z1 и Z2 — некоторые величины, имеющие размерность длины (физическое значение их будет рассмотрено ниже);
а и /? — безразмерные коэффициенты.
При малых значениях фильтрационной скорости в определении величины потерь основную роль играют силы вязкого трения о стенки, влияние же инерции пренебрежимо мало по сравнению с силами вязкости. Для таких движений в уравнении (IV, 7) основную роль играет первый член, пропорциональный первой степени скорости, а второй член является малым по сравнению с первым. Это наиболее хорошо изученный случай фильтрационного движения— движение при линейном законе сопротивления.
По мере роста скоростей все большую роль приобретает влияние инерции и в уравнении потерь (IV, 7) приходится учитывать и вторую, инерционную часть сопротивления. Фильтрационная скорость при заданном расходе газа растет обратно пропорционально площади сечения фильтрационного потока. Поэтому в частях пласта, значительно удаленных от забоев скважин, где фильтрационный поток идет по всей толще пласта, скорости фильтрации очень малы. В этой области с большой степенью точности можно считать инерционное сопротивление отсутствующим и можно пренебрегать квадратичным членом. Вблизи забоя газовой скважины, особенно вблизи отверстий обычного перфорированного забоя, по мере приближения газового потока к забою сечение фильтрационного потока все время уменьшается, скорости фильтрации возрастают, сопротивление резко возрастает, и для его расчета необходимо учитывать и квадратичную часть.
Рассмотрим в отдельности линейную и квадратичную части сопротивления. В линейную часть входит в знаменатель квадрат величины Zb имеющей размерность длины. По физическому смыслу эта величина должна быть в какой-то мере связана с поверхностью стенок поровых каналов, так как потери вызываются трением о стенки каналов. Можно предполагать, что величина 1Х пропорциональна какому-то эквивалентному поперечному разрезу поровых каналов.
zi2
Обычно величину определяют по данным измерения потерь давления при малых скоростях, т. е. в условиях существования линейного закона фильтрации, и называют коэффициентом проницаемости породы. Коэффициент проницаемости к должен зависеть от пористости породы, среднего диаметра зерен породы, микрошероховатости поверхности этих зерен, он может зависеть также от свойств жидкости или газа, фильтрация которых изучается.
В настоящее время накоплено большое количество экспериментальных данных о проницаемости различных пород по отношению к различным жидкостям и газам. Однако эти материалы не систематизированы, не получены даже эмпирические зависимости к от различных параметров, и величину к каждый раз определяют экспериментально на специальных приборах. На этих приборах через образец породы продувают газ или жидкость в малых количествах для того, чтобы не возникало заметных отклонений от линейного закона фильтрации, а затем по измеренным величинам перепада давлений и фильтрационной скорости определяют коэффициент проницаемости цо формуле
A = -^F = T"(™,8)
За единицу проницаемости обычно принимается проницаемость пористого образца площадью F = 1 см2, длиной Дх = 1 см, при фильтрации
через который при перепаде давлений Z\P = 1 ат расход жидкости вязкостью ^ = 1 сантипуаз составляет 1 см^сек. Проницаемость такой пористой среды равна 1 дарси. На практике часто пользуются также величиной миллидарси, равной 0,001 дарси.
Коэффициент проницаемости является размерным, и потому его величина при расчетах зависит от выбора системы единиц. В подземной гидравлике в настоящее время широко применяется так называемая смешанная система единиц в отличие от принятых технической или физической систем. В табл. 20 приведены размерности основных величин, применяемых в подземной гидравлике.
Таблица 20
Размерности основных величин, применяемых в подземной гидравлике
Наименование
Система единиц
техническая (ж, тем, сек.)
физическая (см, г, сек.)
смешанная
Коэффициент проницаемости Длина L Площадь F
-Скорость и
Расход (дебит) Q.
Давление Р
Абсолютная вязкость р
Кинематическаявяз
кость V
Удельный вес у . . . .
Плотность Q
Л42
М
м2 м[сек м3[сек кГ 1м2 кГ сек[м2
м2[сек кГ ,м3 тем/м3 = = кГ сек2[м4
см2
см
см2
см] сек см3,сек дн] см2
дн сек, см2 = ну аз
см2 [сек = стокс дн/см3
г[см3
дарси см см2 см [сек см3,сек кГ [см2
0,01 дн сек, см2 = сантипуаз
0,01 см2 [сек = сантистокс кГ , см3
тем / см3 = к Г сек2, см4
Для практических расчетов рекомендуется пользоваться не устарелой смешанной системой единиц, а значительно более удобной технической системой.
Пользуясь табл. 20, дадим формулы перехода от смешанной системы единиц [&]с при определении проницаемости к технической И]техн и физической I/с]фИ3. По формуле (IV, 8) имеем:
^С —'^С —'см3 „ дн секг т ХО,О1Х смIVJ 1/И И^] сексм2см3 „ дн секг т ХО,О1Х смIVJ 1/И И^] сексм2и [ЗР]и [ЗР]см2 х 881000 Xсм2см2 х 881000 Xсм2— 981000 См2 — 1Д2 X 10 Афиз —— 981000 См2 — 1Д2 X 10 Афиз —
^С —'
^С —'
см3 „ дн сек
г т ХО,О1Х см
IVJ 1/И И^] сексм2
см3 „ дн сек
г т ХО,О1Х см
IVJ 1/И И^] сексм2
и [ЗР]
и [ЗР]
см2 х 881000 X
см2
см2 х 881000 X
см2
— 981000 См2 — 1Д2 X 10 Афиз —
— 981000 См2 — 1Д2 X 10 Афиз —
= 1,02X10 12 ^техн-
Таким образом, в смешанной системе единица проницаемости дарси равна 1,02 X 10-12 м2 1 ^2.
Попытаемся связать величину коэффициента фильтрации к с размерами поровых каналов. Введем величину к в формулу (IV, 7) и пренебрежем временно квадратичным членом сопротивления. Запишем линейный закон сопротивления в обычной форме:
Рассмотрим ламинарное движение жидкости по цилиндрическим поровым каналам (идеальный грунт). Как известно из гидравлики, потери давления при ламинарном движении по цилиндрической трубке выражаются формулой
(IV, 10)(IV, 10)АР 8и
(IV, 10)
(IV, 10)
—— = —-— ш
Дх а2
где а — радиус трубки;
w — средняя скорость.
Сравнивая формулы (IV, 9) и (IV, 10) и выражая фильтрационную скорость и через пористость т и среднюю скорость w, получим:
т 8
Т
или
(IV, И)
Формула этого типа получена впервые Л. С. Лейбензоном [1].
Коэффициент V8 в формуле (IV, 11) соответствует круглому поперечному сечению канала. Если поперечное сечение будет иметь иную форму, величина этого коэффициента изменится. В общем виде следует написать:
(IV, 12)
где С — коэффициент, зависящий от пористости и формы поперечного сечения поровых каналов.
Вернемся к квадратичному члену формулы (IV, 7). Величину Z2, характеризующую повороты фильтрационного потока, следует определять из экспериментов, аналогичных тем, которые проводятся для определения коэффициента проницаемости к. Для приближенных расчетов примем ее пропорциональной среднему размеру зерен породы d. Тогда окончательно формулу (IV, 7) напишем в таком виде:
(IV, 13)(IV, 13)дР ри , о gu2дхк Р d
(IV, 13)
(IV, 13)
Здесь, как обычно, введен знак минус в связи с тем, что величина гра- ЭР/
диента давления -^- всегда отрицательна (движение происходит в направлении падения давления).
В этой формуле остается неизвестным коэффициент /3, определяемый характером инерционных сил, возникающих при фильтрационном движении. Величина этого коэффициента должна зависеть от макрошероховатости или извилистости поровых каналов, определяемой отношением е = — . Учитывая высказанные выше соображения, размер lY естественно связать с проницаемостью к и определить е по формуле
£ = Х(IV, 14)
Vk
Величина /3 может зависеть также от пористости т и в меньшей степени от свойств фильтрующей жидкости. Е. М. Минским [41 была предложена следующая формула для определения величины /8, полученная на основе обработки многочисленных экспериментов отечественных и зарубежных авторов:
В этой формуле величина постоянного коэффициента с была определена путем обработки экспериментальных данных в пределах 5 X 10—5 — 6 X 10-5 при условии, что все величины, входящие в формулу, взяты в технической системе единиц. При переходе к другим системам единиц величина с соответственно изменится.
Из осторожности при расчетах следует принимать с = 6 X 10~5.
Представим теперь общий закон фильтрационного сопротивления в безразмерной форме. Для этого введем коэффициент сопротивления
2gM2 и число Рейнольдса
Re* = QUV к
Умножив выражение (IV, 13) па отношение ~^т ’ получим после простых преобразований:
5* = ^-+^^г-<IV'16>
Обычно коэффициенты сопротивления С и числа Re относят не к раз мерам поровых каналов j/T, а к диаметру частиц, т. е. полагают:
Re==Re*_£_
УкУ к
В этом случае формула (IV, 16) примет следующий вид:
2Re
L a J
На фиг. 33 представлено фильтрационное сопротивление по опытам Фенчера и др. [51 в координатах 1g С и 1g Re, а на фиг. 34 дано сравнение
К
ГР
—j Re. В первом случае каждый опыт представляется отдельной кривой, во втором случае все кривые совпадают в линейной части и расходятся в области существенного влияния
инерционных сил.
Все опыты по изучению фильтрации
могут быть представлены в видемогут быть представлены в видеодной кривой, уравнение которой может быть получено из формулы (IV, 17) с учетом формулы (IV, 15).
могут быть представлены в виде
могут быть представлены в виде
получим:получим:Действительно, разделив выражение (IV, 17) на
получим:
получим:
пли, введя обозначения
I d I3 ’ Li/Г J
Rer = 2 -=^,
т Ук
Фиг. 33. Фильтрационное сопротивление по опытам Феннера, Льюиса,. Бернса (кривые 1—28) и Линдквиста (кривая 29).
№ кривой
Породы
т, %
№ кривой
Породы
т, %
1
Сцементированные песчаники
12,5
16
Сцементированные песчаники
20,6
2
То же
12,3
17
То же
33,2
3
16,9
18
21,9
4
37,0
19
»
23,8
5
20,3
20
26,9
6
))
37,8
21
»
27,7
7
)>
19,7
22
»
22,1
8
15,9
23
28,8
9
10
11,9
19,5
24
Несцементированные пески
38,5
11
18,4
25
То же
30,9
12
22,3
26
3 4,5
13
16,3
27
34,5
14
19,2
28
Дробь
—
15
»
21,4
29
Опыты Линдквиста с дробью
—
а — нефть; б — вода;
в — воздух; г — нефть по Клауду; д — газ.
перепишем полученное равенство в следующем виде;
CiCi1Rex1Rex(IV, 18>(IV, 18>
Ci
Ci
1Rex
1Rex
(IV, 18>
(IV, 18>
В координатах ^ и Rej все опыты по измерению фильтрационного сопротивления будут представлены единственной универсальной кривой.
П - С = 3^р 5 х Ю“5 (4=4 т”1 ;ReП - С = 3^р 5 х Ю“5 (4=4 т”1 ;Re
П - С = 3^р 5 х Ю“5 (4=4 т”1 ;
Re
П - С = 3^р 5 х Ю“5 (4=4 т”1 ;
Re
1 — кривая 9; 2 — кривая 8; 3 — кривая 11; 4 — кривая 20; 5 — кривая 22;
6 — несцементированные пески, кривая 24—27 (см. фиг. 33).
Простейшие типы фильтрационных течений
Прямолинейное фильтрационное движение. Рассмотрим простейший слу- тай движения газа в цилиндрической трубе, заполненной пористым материа- юм. В основу расчета положим выражение (IV, 13) с учетом формулы (IV, 15):
ЭР ри дх кЭР ри дх к.р^х'КГ6-^ткЭ!1.р^х'КГ6-^ткЭ!1
ЭР ри дх к
ЭР ри дх к
.р^х'КГ6-^
ткЭ!1
.р^х'КГ6-^
ткЭ!1
Это уравнение справедливо для движения вдоль линий тока. Однако его можно приближенно обобщить на поток в целом, если вместо скорости и ввести в уравнение скорость, осредненную по всему живому сечению фильтрационного потока. При движении будут изменяться давление, скорость потока и плотность газа, неизменным останется только весовой расход (дебит)
G = yuF, где у— удельный вес;
F— площадь живого сечения потока.
Для удобства расчетов приведем весовой расход к атмосферным условиям, пользуясь соотношением
(IV, 20) 'ат х ' ат /
где уат — удельный вес газа при атмосферных условиях.
Примем во внимание также уравнение состояния газа для изотермического режима фильтрации:
"ат ат
где (>ат — плотность газа при атмосферных условиях;
/Ст — атмосферное давление.
Умножив выражение (IV, 19) на р, получим после несложных преобразований, выполненных с учетом уравнения (IV, 21), следующее уравнение:
/ Р \ 2
2д ?ат , 24Х10-5 еат d2 ^ат299,
дх ”^ат F™
где F — площадь живого сечения, т. о. сечения, ортогонального к линиям тока.
Интегрирование ведется вдоль любой линии тока.
Рассмотрим теперь прямолинейное движение, например движение вдоль трубы, заполненной пористой средой, или приток к галерее скважин.
Характерной особенностью этого случая фильтрационного движения является постоянство площади поперечного сечения потока F по всей его
длине. В силу этого оказывается постоянным и градиент давления ^— . Отсюда следует, что суммарный перепад давлений будет пропорционален длине трубы L*.
/ Р f2д ?ат 24 X Ю”5 ^т^ат2) г
X "ат Л х ^ат/g ( аттР^к l2F j
где (— — давление в начале трубы;
х ■‘ ат А
к р \
-р— — давление в конце трубы.
\ "‘ат / 2
Полный перепад давлений состоит из двух частей, из которых одна пропорциональна первой степени, а вторая — квадрату дебита газа qaT.
Радиальное движение. Следующей по сложности задачей является определение радиального фильтрационного движения — притока от периферии цилиндрического пласта к его центру. Практическим примером такого движе-
ния является приток к забою скважины, полностью вскрывающей газоносный горизонт и имеющей открытый забой.
Для решения задачи воспользуемся уравнением (IV, 22), в которое вместо площади сечения трубы F надо поставить величину цилиндрической поверхности с переменным радиусом г (фиг. 35). Тогда уравнение (IV, 22) примет .вид:
дд22/z 9ат । 24 X Ю Рат ^2 ^ат22/z 9ат । 24 X Ю Рат ^2 ^атдгдгкР аТ 2лгНкР аТ 2лгНт Рат к31а 4л2к2г2 ’т Рат к31а 4л2к2г2 ’(IV, 24)(IV, 24)
д
д
2
2/z 9ат । 24 X Ю Рат ^2 ^ат
2
2/z 9ат । 24 X Ю Рат ^2 ^ат
дг
дг
кР аТ 2лгН
кР аТ 2лгН
т Рат к31а 4л2к2г2 ’
т Рат к31а 4л2к2г2 ’
(IV, 24)
(IV, 24)
1ПХ+1ПХ+Д 1Д 1
1ПХ+
1ПХ+
Д 1
Д 1
; где 2лгк— площадь боковой поверхности цилиндра с переменным радиу- t сом г и высотой h, равной мощности газоносного пласта.
Из уравнения следует, что градиент давления возрастает по мере приближе- , ния к скважине (уменьшение г). При этом : квадратичная часть градиента возрастает более интенсивно, чем линейная. В непосредственной близости к скважине / 11 \
(уг ) квадратичная часть градиента становится превалирующей.
Интегрирование уравнения (IV, 24) не сложно, оно проводится в пределах ■от контура питания (радиус контура /?к) до стенки скважины (радиус скважины нсу
PV _/ Р\2_ ^ат
*)\)'ГтТсЬ Р
ат /к\ ат /с"tnf<^aT
6 X юд^ еат лтк2 РаТ кз1а
(IV, 25)
/ Р \
где (-р—) — давление на контуре питания, практически равное среднему X ^ат /к
пластовому давлению;
/ Р \,
р— — давление на забое скважины.
\ “ат /с
Сферический приток. Рассмотрим теперь радиальный сферический приток к полусфере радиусом Ro. Схема притока показана на фиг. 36. Этот случай соответствует притоку к изолированному перфорационному отверстию, перед которым образовалась каверна в виде полусферы радиусом Ro. Следует отметить, что фильтрационное сопротивление, вызванное стягиванием газа к поверхности каверны, значительно превышает дополнительное сопротивление, возникающее вследствие уменьшения сечения струи газа при втекании его из каверны в перфорационное отверстие радиусом Rn у Ro. Этим дополнительным сопротивлением можно пренебречь без заметной ошибки.
Для расчета фильтрационного сопротивления воспользуемся опять формулой (IV, 22), в которую вместо площади F подставим поверхность
8 Заказ 1377.
Рат / 2р 9ат дг^ат ^лг2Рат / 2р 9ат дг^ат ^лг2или после интегрированияили после интегрирования24 Х10~5 £ат?ат2* т Рат д3/2 4л27-424 Х10~5 £ат?ат2* т Рат д3/2 4л27-4полусферы с переменным радиусом г. Величину радиуса будем считать изменяющейся от радиуса каверны Ro до некоторого радиуса RK. Тогда
Рат / 2р 9ат дг^ат ^лг2
Рат / 2р 9ат дг^ат ^лг2
или после интегрирования
или после интегрирования
24 Х10~5 £ат?ат2
* т Рат д3/2 4л27-4
24 Х10~5 £ат?ат2
* т Рат д3/2 4л27-4
(IV, 26}
где ( -г,—) — давление вдали от каверны, которое- можно считать равным среднему давлению в пласте;
(-г—) —давление на поверхности полусфе- \ "ат /с
рической каверны, практически равное давлению на забое;
RK — не определенное пока расстояние, на. котором можно пренебречь влиянием сферичности притока.
Приток газа к скважине
В процессе эксплуатации газовой залежи в ней происходит фильтрационное движение газа от периферийных частей пласта к забою скважины; далее газ. движется по стволу самой скважины. При таком движении неизбежны потери давления, затрачиваемого на преодоление сопротивлений, встречающихся на всем пути газа.
Основным элементом газового промысла является газовая скважина. Для рациональной эксплуатации месторождения необходимо создать скважины с наибольшими дебитами и, следовательно, с минимальными потерями давления на всем пути от пласта до газопровода.
Для выбора оптимальной конструкции скважины необходимо произвести расчет движения газа, возникающего в пласте при эксплуатации единичной, скважины. Вследствие малой вязкости газа каждая отдельная скважина в условиях однородных пластов дренирует практически весь пласт. При работе одной изолированной скважины падает среднее давление во всем пласте. Воронки депрессии, образующиеся около скважин, очень крутые, и потому отдельные скважины практически не оказывают влияния друг на друга. Поэтому расчет единичной скважины легко может быть распространен на систему скважин, расположенных на всем месторождении.
Рассматривая приток газа к забою несовершенной скважины, т. е. скважины, не полностью вскрывающей газоносный пласт и имеющей обычный перфорированный забой, можно все пространство, занятое движущимся газом, условно разделить на три области. Схема притока к такой скважине показана на фиг. 37. Область I удалена от скважины, и движение в ней можно приближенно считать радиальным. Движение в этой области можно рассчитать
по формуле (IV, 24). Область II находится ближе к скважине, и в ней сказывается влияние неполноты вскрытия продуктивного горизонта. Расчет движения в этой области может быть произведен по точным формулам Маската [5], Чарного [6] и других •авторов или приближенно. Область III, непосредственно прилегающая к скважине, — область влияния перфорационных отверстий. Движение в этой области может быть приближенно рассчитано по формуле (IV, 27). Такое разделение притока газа впервые предложено И. А. Чарным [71.
Суммарный перепад давлений между пластом и забоем скважины можно представить формулой
("р—) —) — Mi + Ч2 -f- А3) qaT + (Вг + В2 4- Вз) ^ат2 —-
\ г ат /к \ ^ат /с
(IV, 28)
Фиг. 37. Схема притока газа к несовершенной скважине.Фиг. 37. Схема притока газа к несовершенной скважине.[е Лх и Вх — коэффициенты, соответствующие области I,
Фиг. 37. Схема притока газа к несовершенной скважине.
Фиг. 37. Схема притока газа к несовершенной скважине.
А2 и В^ — коэффициенты, соответствующие области п,
Ч3 и В3 коэффициенты, соответствующие области III.
Расчеты показывают, что в каче-
стве внутренней границы области I
можно с достаточной для практических целей точностью принять цилиндрическую поверхность радиусом, равным мощности пласта Л. За внутреннюю границу области II можно принять поверхность ствола скважины, считая при этом, что сопротивление, соответствующее перфорационным отверстиям, возникает в очень узкой области и может рассматриваться как некоторая добавка к сопротивлениям в областях I и II.
Сопротивление, возникающее в области /, в соответствии с изложенным
равно:
(IV, 29)(IV, 29)
(IV, 29)
(IV, 29)
где (-р—) —давление на внутренней границе области I. В этой формуле а и Д имеют следующие значения:
—• В — 6 Х 1Q~5 gaT _^2
а ~ nkhPaT 1 Р ~ лЧ^Рат ткЧг
Расчеты показывают, что для реальных совершенных скважин коэффициент при квадратичном члене формулы (IV, 25) очень невелик. Практически фильтрационное движение в частях пласта, удаленных от забоев действующих скважин, можно считать всегда подчиняющимся линейному закону. В формулу (IV, 29) входит величина радиуса контура питания ВК, равного расстоянию от скважины до границ газоносного пласта. Эта величина определяется на основе данных геологической разведки. Следует отметить, что величину радиуса контура питания можно определять приближенно, 8*
в 2 раза приведет к ошибке в вел мум на 5—8%. Ошибка в ве будет еще меньше, так как 1/RBв 2 раза приведет к ошибке в вел мум на 5—8%. Ошибка в ве будет еще меньше, так как 1/RBФиг. 38. Функция Ф (Ь), служащая для расчета притока газа к забою несовершенных скважин.Фиг. 38. Функция Ф (Ь), служащая для расчета притока газа к забою несовершенных скважин.
в 2 раза приведет к ошибке в вел мум на 5—8%. Ошибка в ве будет еще меньше, так как 1/RB
в 2 раза приведет к ошибке в вел мум на 5—8%. Ошибка в ве будет еще меньше, так как 1/RB
Фиг. 38. Функция Ф (Ь), служащая для расчета притока газа к забою несовершенных скважин.
Фиг. 38. Функция Ф (Ь), служащая для расчета притока газа к забою несовершенных скважин.
с весьма малой точностью. Действительно, в линейную часть сопротивления величина 2?к входит под знаком натурального логарифма. Это значит, что даже значительные ошибки в величине R^ приведут к малым изменениям вели
чины In. Например, для обычных месторождений In -А составляет вели
чину порядка 5—8. Ошибка в определении RK в 2 раза приводит к увеличению этой величины на 0,7, т. е. на 15—20%. Если иметь в виду, что сопротивление в области I не превышает 25—30% общего сопротивления фильтрационного движения при притоке газа к скважине, получим, что ошибка в величине Нк
ичине линейной части сопротивления максиличине квадратичной части сопротивления всегда мало по сравнению с 1/ h.
Вычислить сопротивления в области II движения газа наиболее трудно. Линейная часть этого сопротивления исследована Маскетом для случая отсутствия донного притока. Приведем полученную Маскетом формулу без вывода (в наших обозначениях):
/ р \2/ р \2
—) =«^17ат +
\ ат А \ -^ат /2
+ /3^»ат2,(IV, 30)
■“с
где по Маскету
В свою очередь Ф (6) выражается через /’-функции формулой
1 Г (0,875 Ь) Г 0,125 6
Ф (6) = InЛ———,
v 'Г(1— 0,875 6) Г (1 —0,125 6)
где (— давление на внутренней границе области II;
т ь,
о = отношение глубины вскрытия пласта к его мощности.
Величина Ф(6) показана графически на фиг. 38.
Если донный приток отсутствует, можно воспользоваться формулой, полученной И. А. Парным [7].
Линейную часть сопротивления в областях I и II можно также выразить формулой
/ р V/ р “ 1 Кк
( Р )( р ) — д ™ Р ^ат’'
\-^ат /к \ ат/2 с. в с
где дс.в— поправочный коэффициент на влияние несовершенства скважины по степени вскрытия пласта; приближенно можно принять дс. в = -у .
Величину квадратичной части сопротивления нельзя определить непосредственным расчетом. Можно лишь оценить пределы, в которых будет заключена эта часть сопротивления. Рассмотрим два крайних случая. Предположим, что движение в области // происходит по радиальному закону. В первом случае будем считать, что оно происходит по всему пласту мощ-
ностью к, причем полученное сопротивление будет меньше искомого. Во втором случае будем считать, что это движение происходит только по пласту мощностью 6; при этом полученное сопротивление будет больше искомого. Таким образом, можем написать:
Ph2 р$2 ph2
RJP< Rc
или
Взяв величину сопротивления с некоторым преувеличением, гарантирующим наши расчеты, примем:
(IV, 31)
имея в виду, что фактическое значение £2 может оказаться несколько меньшим.
Как показывают расчеты, проведенные для большого числа газовых скважин, величина /?£2 обычно очень мала по сравнению с коэффициентом, определяющим квадратичное сопротивление перфорационных отверстий. Расчеты показывают, что в большинстве случаев скважины с открытым забоем, даже не полностью вскрывающим газоносный горизонт, должны были бы работать по линейному закону, т. е. суммарный коэффициент В — Bv -V Вг в формуле (IV, 28) должен быть практически равен нулю. Между тем, для реальных газовых скважин В всегда больше нуля. Это можно объяснить тем, что после окончания бурения скважины призабойная зона загрязнена частицами отфильтровавшегося глинистого раствора, препятствующими движению газа. При продувке скважины и в процессе дальнейшей эксплуатации глинистый раствор постепенно пробивается газом, однако, повидимому, значительная часть забоя остается закрытой. Иными словами, у скважин с открытым забоем обычно забой фактически не является открытым. Увеличение сопротивления, вызванное загрязнением забоя, едва ли можно учесть теоретически.
Сопротивление, вызываемое наличием перфорационных отверстий, можно вычислить, предполагая, что приток к каждому отдельному отверстию происходит по сферическому закону. Следовательно, в соответствии с формулой (IV, 27), пренебрегая величиной 1//?к по сравнению с 1/7?0 (7?0 — радиус каверны), получим для одного отверстия:
/ р -2, р -2 у^Д2
зл03 Чи '
Если в забое пробито не одно, a N перфорационных отверстий, то коэффициент при линейной части сопротивления уменьшится в N раз, а при квадратичной части — в N2 раз, так как увеличение фильтрационной площади пропорционально N. Таким образом, получим:
/ Р \2/ Р уh.X О ^2/TV
qaT •(IV, 32)
Полный перепад давлений на забое газовой скважины получим, сопоставляя формулы (IV, 28), (IV, 29), (IV, 30) и (IV, 32):
лр / р V _А ।
\ Р / \ Р / TikhP \ П h ' 1 ' ' Л N / ^ат ’ \ ат /к \ .чт /сп/
-V hr+ir+ Фат2?(IV, 33)
лгп2Раттк 12 \-“о /
где Ro— радиус пулевой каверны в пласте впереди перфорационного отверстия;
-р— —давление на забое скважины. \ "^ат /с
Формула (IV, 33) представляется физически правильной и позволяет анализировать величину фильтрационного сопротивления, возникающего в различных частях потока. Вместе с тем непосредственное пользование этой формулой для расчетов затруднено ввиду неопределенности некоторых входящих в нее величин. Ниже будет показано, как на основании промысловых испытаний можно оценить некоторые входящие в формулу величины. В формулу входят геологические характеристики пласта, его проницаемость к, пористость т, диаметр частиц d, мощность пласта к, радиус каверн, образующихся перед перфорационными отверстиями, Ro. Последняя величина зависит как от свойств пласта, так и от качества перфорации. Непосредственное определение радиуса каверн на скважинах невозможно. Некоторое представление об этой величине могут дать опыты на специальном перфорационном стенде. На стенде обрезок обсадной трубы устанавливается в колодец, заполненный породой, и цементируется. Далее в трубе создается давление, близкое к давлению на перфорируемых скважинах, и производится перфорация. В результате таких испытаний удается оценить работу перфораторов различных типов и размеры получаемых каверн. Как показывают проведенные на стенде опыты, перфорационная пуля пробивает в породе цилиндрический канал длиной 10—12 см, т. е. 5—6 калибров пули. В процессе эксплуатации канал постепенно разрушается, происходит вынос частиц породы из областей с большими градиентами давления, расположенных вблизи ствола скважины. Постепенно вид каверны приближается к полусферическому. Как показывают опыты на стенде и некоторые расчеты, радиус каверны можно принять равным 20—30 мм, т. е. приблизительно равным длине пули.
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Зависимость дебита от депрессии в пласте
В основу проектирования разработки месторождения наряду с геологическими данными должны быть положены и результаты основных промысловых испытаний разведочных скважин, давших газ. В результате этих испытаний должны быть установлены характеристики скважин, оценены суммарные характеристики пластов и собраны необходимые данные, на основании которых можно хотя бы приближенно оценить работу будущих скважин разрабатываемого месторождения.
Не останавливаясь на методике промысловых испытаний (она изложена в главе V), рассмотрим вопросы обработки результатов испытаний с целью получения материалов, необходимых для проектирования.
В предыдущем разделе данной главы установлена связь между дебитом и перепадом давлений от контура питания до забоя газовой скважины. Эта же
Фиг. 39. Схема газовой скважины.Фиг. 39. Схема газовой скважины.Вместо пользуютсяВместо пользуются
Фиг. 39. Схема газовой скважины.
Фиг. 39. Схема газовой скважины.
Вместо пользуются
Вместо пользуются
-связь может быть получена экспериментально, причем в результате эксперимента будут определены коэффициенты сопротивления Л и В в уравнении (IV, 28).
На фиг. 39 показана схема газовой скважины, снабженной фонтанными трубами. Давление может быть измерено в затрубном пространстве, в котором не происходит движения газа, и на головке фонтанных труб, по которым
движется газ.
Вначале измеряется статическое давление на закрытой скважине. При этом затрубное давление Р8. ст и давление на головке фонтанных труб РГ.'СТ
совпадают:
Рз.ст-Рг.ст.(IV, 34)
Вследствие малой вязкости газа во всем пласте, если в нем нет резких неравномерностей и его проницаемость не очень мала, устанавливается одинаковое давление. Поэтому вскоре после выключения скважины на ее забое устанавливается среднее пластовое давление РИ. Если неравномерность характеристик пласта велика или его проницаемость -очень мала, то пластовое давление устанавливается после выключения всех действующих скважин, причем период установления давления может быть значительным. В подобных случаях на забое отдельной закрытой скважины устанавливается среднее местное значение пластового давления.
Затрубное давление на устье скважины ниже давления на забое на величину отнесенного к площади поперечного сечения скважины веса столба газа в ней Р3. Таким образом,
Л.ст^п-Ар (IV, 35)
формулы (IV, 35) для определения пластового давления обычно формулой
yL ^,03415 yL
гРп = Р3 сте тср2срЯв рз ст е Zcp^cp }(IV, 36)
I где у — относительный удельный вес газа по воздуху;
L — глубина скважины;
В3 — газовая постоянная для воздуха; RB = 29,27;
^’ср — значение абсолютной температурь!, среднее по глубине;
zcp — коэффициент сжимаемости, средний по глубине.
При движении газа по скважине на ее забое устанавливается забойное давление Р3, которое меньше пластового давления. Соответственно уменьшается и затрубное давление, а также давление наверху фонтанных труб. Однако теперь два последних давления не будут совпадать.
Динамическое затрубное давление (давление при движении газа по фонтанным трубам) попрежнему будет ниже давления на забое только на величину относительного веса столба газа:
(IV, 37)(IV, 37)р — р р Г 3. Д f3 1 в*
(IV, 37)
(IV, 37)
Динамическое давление наверху фонтанных труб будет ниже забойного на величину относительного веса столба газа и на величину потерь РТ, происходящих в трубе при движении газа по ней:
Рг. д — ^3Рв Pl-
(IV, 38)
Измеряя затрубное давление при различных дебитах, можно определить зависимость величины давления на забое Р8 от дебита скважины q. Если скважина не оборудована фонтанными трубами и в процессе испытания движение газа происходит по затрубному пространству, то давление на забое определяется по формуле (IV, 38), в которую должна быть подставлена правильно
репада давлений.
вычисленная величина потерь в вертикальной трубе. Движение по вертикальным; трубам будет рассмотрено ниже.
Таким образом, в результате испытания скважины можно установить для нее зависимость потерь давления в пласте- Р^ — Р^ от дебита q. В соответствии с изложенным эта зависимость представляется двучленной формулой
ДР2 Р^ - Р2 = Aq + Bq2. (IV, 39)
На графике, изображенном на фиг. 40, зависимость ДР2 от q представляется параболой, проходящей через начало коорди
нат.
Для низкодебитных скважин в редких случаях может оказаться, что парабола практически обращается в прямую (В = 0). С целью увеличения дебита желательно всемерно стремиться к уменьшению сопротивления притоку газа к забою скважины и особенно к уменьшению влияния квадратичной части сопротивления, что может быть получено путем улучшения конструкции забоя
скважины.
В результате испытаний скважины иногда получаются кривые зависимости ДР2 от q, вогнутые в противоположную сторону (см. пунктир на фиг. 40). Подобная кривая всегда свидетельствует о дефектности испытаний и является следствием либо постепенной продувки скважины в процессе испытания, либо недостаточности времени установления режимов при изменении дебита, либо, наконец, следствием появления воды на забое скважины.
Мы остановились на дефектных испытаниях потому, что в ряде случаев пытаются делать общие выводы о режимах эксплуатации скважины из анализа кривых подобного типа. Между тем отклонение кривой от параболической формы при правильном проведении испытания невозможно. В связи с этим следует настоятельно рекомендовать при проведении испытаний по постепенно увеличивающимся дебитам (обычно применяемая методика) после основных испытаний производить еще контрольные измерения при двух-трех малых значениях дебита. Кривые, вогнутые в обратную сторону, должны исключаться
из рассмотрения, а испытание повторяться.
По данным испытания графически или путем расчета определяются величины коэффициентов А и В. Для этого следует разделить полученные значения ДР2 на соответствующие значения q и представить экспериментальные
точки в”' координатах
ЛР^q
и
q. 1 огда
ДРЧq
: Bq,
т. е. зависимость —— от q будет представлена прямой линией. Отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат, соответствует величине А, тангенс угла наклона равен коэффициенту В (фиг. 41).
Для вычисления коэффициентов А и В можно воспользоваться различными методами, применяемыми при обработке экспериментальных данных. Если количество экспериментальных точек достаточно велико (больше 8—10), то наиболее точным будет метод наименьших квадратов, обеспечивающий минимальное значение суммы квадратов отклонений фактических значений от расчетной кривой. При малом числе точек пользоваться методом наименьших квадратов не рекомендуется, так как отдельные резко выпавшие точки могут существенно изменить величину вычисляемых коэффициентов. При на
личии выпадающих точек лучше пользоваться графическим методом определения коэффициентов.
Для вычисления коэффициентов А и В по методу наименьших квадратов надо воспользоваться формулами
VI ЛР2X1 Л D2
А ^;ч4. (IV, 40)
N У JP2 — V g V
у^^‘ ^ q
N 2 ?2—(2 qY
где суммы берутся по всем измеренным при испытаниях значениям JjP2 и q; N — число испытаний.
Зная коэффициенты А и В, легко определить абсолютный свободный дебит скважины. Под абсолютным свободным дебитом понимают дебит, который мог бы быть, если бы на забое скважины установилось давление 1 ат. Разность между пластовым давлением и давлением на забое определяется потерями в пласте и потерями, возникающими при втекании газа в забой, т. е. потерями, вызываемыми наличием перфорационных отверстий. Следовательно, величины абсолютного свободного дебита сложным образом зависят от характеристик пласта и от конструкции забоя.
Конструкция забоя очень существенно влияет на величину абсолютного свободного дебита. Поэтому сравнивать работу двух скважин по величинам их абсолютных свободных дебитов можно лишь в том случае, если конструкции забоев этих скважин одинаковы. Если конструкции забоев различны, если число перфорационных отверстий в скважинах различно, то разница в абсолютных свободных дебитах будет почти полностью определяться именно этими обстоятельствами, а не характеристиками пласта.
Поэтому для характеристики возможностей пласта следует пользоваться не величинами абсолютного свободного дебита, а иными параметрами. Методы определения некоторых из этих параметров будут рассмотрены ниже.
Абсолютный свободный дебит можно рассматривать лишь как очень условную величину, применяемую для оценки качества эксплуатационной скважины.
Величина абсолютного свободного дебита. определяется экстраполяцией эмпирической зависимости АР2 от q в области значений дебита, значительно отличающихся от фактически измеренных. Как известно, экстраполяция эмпирических данных почти никогда не приводит к точным результатам.
Экстраполяцию можно производить лишь в том случае, если выбранное аналитическое выражение для полученной эмпирической зависимости соответствует физическому содержанию изучаемого явления. В этом отношении двучленная формула является сравнительно надежной, так как она учитывает основные силы, действующие в изучаемом явлении. Нет оснований полагать, что с увеличением дебитов возникнут какие-либо новые силы, кроме сил трения и инерции, рассмотренных при выборе типа формулы.
Величину абсолютного свободного дебита можно определить по формуле
Qa6c. св =~.(IV, 41)
На практике широко применяется иной метод обработки кривых дебит — давление и определения абсолютного свободного дебита. Зависимость дебита от перепада давлений в пласте выражается, как мы видели, нелинейной зависимостью. Всякую нелинейную зависимость можно приближенно выразить в виде одночленной степенной зависимости:
АР2 = cqn.
Из сказанного выше следует, что величина п должна лежать в пределах 1—2. Однако точно представить двучленную зависимость степенной зависимостью невозможно, и потому сип должны изменяться с ростом дебитов. В узком диапазоне дебитов, наблюдающемся при испытании, можно пренебречь изменением этих величин и считать их постоянными. Величины сип определяют графически путем построения зависимости АР2 от q в логарифмическом масштабе.
Логарифмическим масштабом удобно пользоваться еще и потому, что при нем уменьшаются отклонения отдельных точек и легче провести прямую, чем при построении зависимости ^ - от q. Однако уменьшение отклонений отдельных точек при построении их в логарифмическом масштабе смазывает явление и лишает возможности отличить дефектные испытания от хороших.
С ростом дебитов величина показателя п возрастает, поэтому значение, определенное интерполяцией между экспериментальными данными в узком диапазоне дебитов, не может быть использовано для экстраполяции к абсолютному свободному дебиту. В силу возрастания п значения абсолютного свободного дебита, определенные по степенной зависимости, всегда на 25—30% выше значений, определенных по двучленной зависимости. Следует указать, что степенная зависимость лишена физической основы и что поэтому пользоваться ею для изучения различных типов притока или переносить полученные в одних случаях значения с и и на другие невозможно.
Учитывая все сказанное, не рекомендуем пользоваться степенной зависимостью для обработки промысловых испытаний.
Промысловые испытания скважины должны периодически производиться и в процессе эксплуатации залежи. При повторных испытаниях величины коэффициентов Л и В могут изменяться, причем нормальным следует считать их постепенное уменьшение.
Как было сказано, коэффициенты сопротивления А и В состоят из трех частей: первая часть соответствует движению газа в основной части пласта, вторая — соответствует области влияния несовершенства по степени вскрытия пласта, третья — области перфорационных отверстий. В процессе эксплуатации в области перфорационных отверстий всегда происходит хотя бы незначительный вынос породы, увеличиваются и образуются каверны и трещины. В результате всего этого третья часть сопротивления уменьшается в процессе эксплуатации.
Поэтому в процессе эксплуатации, особенно в ее начальный период, величины коэффициентов А и В могут постепенно уменьшаться. Увеличение коэффициентов А и В указывает либо на засорение забоя, либо на интенсивное продвижение подошвенной воды. В первом случае необходимо очистить забой.
В последующие периоды эксплуатации коэффициенты А и В будут изменяться также в результате изменения эффективной мощности пласта, вызванного продвижением воды, и вследствие уменьшения расстояния от забоя скважины до контура питания. Возможно также и изменение коэффициента проницаемости к.
Величины коэффициентов А и В сложным образом зависят от характеристик пласта (проницаемость, пористость), его геометрии (мощность, радиус контура), степени вскрытия, числа и расположения перфорационных отверстий. Естественно поэтому, что коэффициенты А и В для различных скважин, проведенных даже на один и тот же пласт, сильно разнятся между собой. Таким образом, для характеристики возможностей пласта пользоваться величинами А и В не более рационально, чем величинами абсолютного свободного дебита.
С наибольшим успехом возможности пласта могут быть оценены по величине средней проницаемости пласта в районе скважины. Эту величину необходимо также знать для расчета притока к забою вновь проектируемых скважин.
Сравнение величин А и В для различных скважин, пробуренных в одинаковых пластовых условиях, позволяет оценить конструкцию скважин и в ряде случаев показывает пути их улучшения.
Определение средней проницаемости
Величины пористости и проницаемости определяются при разведке по данным испытания кернов, добываемых из скважин. Современные способы отбора кернов еще недостаточно совершенны, и потому количество кернового материала, добываемого на поверхность, обычно весьма ограничено. В достаточном количестве удается достать только наиболее твердые породы. Образцы более рыхлых прослоев редко удается сохранить, и поэтому на лабораторные исследования попадает недостаточный, часто случайный материал. В результате исследований керна получают значения коэффициентов, относящиеся к отдельным точкам пласта и при этом к наиболее плотным разностям пород. Использование таких характеристик для газодинамических расчетов может привести к неправильным результатам.
Необходимо получить некоторые осредненные характеристики пористости и проницаемости, относящиеся уже не к отдельным точкам пласта, а к пласту в целом или по крайней мере к призабойной зоне пласта, поскольку приток к забою определяется главным образом состоянием призабойной зоны. Для определения таких осредненных характеристик лучше всего было бы использовать данные обычных промысловых испытаний скважин. В результате испытаний могут быть определены коэффициенты А и В в уравнении кривой дебит — давление. В свою очередь эти коэффициенты могут быть связаны с геометрическими размерами и характеристиками пласта формулой (IV, 33):
А = 6" ^ + ^ + дУ ' ^^ 42)
" - я=тРат ЬЧ^» V- + Яс SPo’W2^' 1 ’ '
Некоторые входящие в формулы (IV, 42) и (IV, 43) величины могут быть- определены в процессе разведки, остальные величины можно вычислить по этим формулам, зная А и В.
При расчетах величины h, Нк, N могут быть заданы. Тогда определению подлежат k, т, d, Во. Таким образом, получаем два уравнения относительно четырех неизвестных. Задача остается неопределенной. Если дополнить уравнение (IV, 42) данными о вероятных размерах пулевых каверн и задать величину Но, можно из уравнения (IV, 42) определить проницаемость к:
<IV’44>
Некоторые наблюдения за работой перфораторов, проведенные на специальном стенде, показали, что за величину Но можно принять длину перфорационной пули, т. е. Во = 25-? 30 мм. Тогда при помощи формулы (IV, 44) можно вычислить проницаемость к.
Такие расчеты были произведены для некоторых газовых месторождений СССР, и были получены очень интересные результаты. Средние значения к для разных скважин одного и того же месторождения оказались близкими между собой. В ряде случаев удается проследить общее закономерное изменение проницаемости к по площади месторождения, подтверждаемое также и геологическими наблюдениями.
Ошибки, возникающие при определении средней проницаемости, можно оценить, установив пределы возможных ее значений. Можно вычислить заведомо наименьшее значение проницаемости, пренебрегая величиной сопротивления, создаваемого перфорационными отверстиями, по формуле
^МЦН " " nhP^A (1П Т~ + 7 ‘ (IV’ 4'^
Можно вычислить наибольшее возможное значение проницаемости, задав наибольшее возможное значение сопротивления отверстий. Например, пренебрегая наличием каверн в пласте, можно положить радиус каверны равным радиусу пулевого отверстия (минимальное значение, допустимое при схеме сферического притока к отверстию). Тогда получим максимальное значение проницаемости:
Лмакс "Акр^л (ln "Т + ^ + T^v ) ’ (IV’ 46>
где гп — радиус пулевого отверстия.
Пределы ниемПределы нием"к макспмин"к макспминhrnN VnT +^vhrnN VnT +^v(IV, 47)(IV, 47)изменения расчетной проницаемости определяются отноше-
Пределы нием
Пределы нием
"к макс
пмин
"к макс
пмин
h
rnN VnT +^v
h
rnN VnT +^v
(IV, 47)
(IV, 47)
Эти пределы можно сузить в зависимости от конкретных размеров пулевых каверн.
Рекомендуется принимать для твердых песчаников Во = 25 мм, что соответствует длине пули и приблизительно равно радиусу полусферы, имеющей поверхность, равную поверхности действительных пулевых каналов. Расчеты, произведенные для ряда месторождений, показали приемлемые величины проницаемости. Для мягких песчаников размеры пулевых каверн будут несколько больше. Если нет достаточно убедительных соображений
о величине пулевых каверн, рекомендуется в расчетах пользоваться наименьшей величиной проницаемости, определенной по формуле (IV, 45).
Пользуясь значениями к и Ro, из уравнения (IV, 43) можно определить отношение — . Вычисленные для тех же месторождений значения — для ряда скважин совпали по крайней мере по порядку величины с геологическими определениями.
Предлагаемый способ определения средней проницаемости отличается известной условностью в силу недостаточности наших знаний о возможных размерах величины Ro. Могут быть указаны и иные способы определения средней проницаемости, однако все они содержат тот или иной элемент условности.
Опишем в виде примера еще один способ определения средней проницаемости, нашедший некоторое применение на практике. Так как при малом числе измерений величина коэффициента А определяется с небольшой точностью, то рекомендуется пользоваться для расчета отдельными измеренными значениями дебита и депрессии. Напишем выражение для дебита при его изменении по линейному закону и будем считать, что это выражение соответствует прямой, пересекающей истинную параболу дебит — давление:
g = Др^ 48)
где h — эффективная мощность пласта;
/I — вязкость газа;
д — коэффициент, учитывающий несовершенство скважины.
Если выразить q в сантипуазах, h в сантиметрах, Р в атмосферах, то проницаемость будет измеряться в дарси.
Формула (IV, 48) получена для совершенных скважин. Несовершенство скважины учитывается коэффициентом 6, который должен быть определен. Этот коэффициент должен быть разбит на две части с целью учета несовершенства скважины по степени и по характеру вскрытия пласта:
<5 = <5СТ в йх В)
где дст. в—коэффициент, характеризующий степень вскрытия пласта.
Приближенно можно принять
Л - ъ
°ст- в ~’
где b — глубина вскрытия;
h— мощность пласта.
Величина коэффициента дх в, учитывающего несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, может быть определена по эмпирическим формулам. Из эксперимента определяют различные значения отношения q[ АР\ вычисляют среднее значение, а затем определяют к по формуле (IV, 48).
Из-за недостаточности сведений о структуре пласта вблизи перфорационных отверстий и вследствие неустойчивости этой структуры в процессе эксплуатации скважины сведения о величине коэффициентов несовершенства совершенно недостаточны. Кроме того, точность определения средних значений отношения q/AP2 также невилика. Поэтому рекомендуется для расчета проницаемости пользоваться формулой (IV, 44), имеющей более правильную структуру.
Величина радиуса контура питания RK, входящая в формулы (IV, 44^ и (IV, 48), является чисто условной. Могут быть два подхода к определению этой величины. Воронка депрессии в газовых пластах очень крутая, т. е. уже* в непосредственной близости к скважине давление становится практически: равным контурному.1
Изменение давления распространяется очень быстро на в е с ь пласт,; хотя это изменение крайне незначительно. Поэтому за радиус контура питания; можно принять либо расстояние от скважины до действительного-; контура питания (хотя это и не совсем определенная величина), либо до- практической границы воронки депрессии. Важно во всех расчетах принимать радиус контура питания RK по одинаковому принципу,.' так как вообще величина средней проницаемости имеет лишь относительное- 5 значение.
Обычно во всех расчетах Ru принимают равным минимальному расстоя-| нию от испытываемой скважины до контура питания. Можно было бы прини-1 мать среднее расстояние или какое-либо иное. Надо иметь в виду, что влияние-! ошибки в определении величины RK на величину проницаемости очень неве-1 лико, так как она входит под знак натурального логарифма. Для реальных ■
месторождений Re имеет порядок 1000 м, Rc — порядок 0,1 м, ——10000, ,
•“с‘
in -лу = 9.
Ошибка в величине RK в 2 раза изменит (что можно считать маловероятным) величину In на In 2 = 0,7, т. е. всего на 8%. Такая точность в опре- делении эффективной проницаемости совершенно достаточна.
Отметим, что если вместо действительного контура брать расстояние, на которое практически распространяется воронка депрессии, т. е_ RK ~ 100 (вместо 1000), то даже в этом случае ошибка в определении прони-| цаемости составит приблизительно 20%.
Эта незначительная ошибка становится еще меньше при применении формулы (IV, 44), где сопротивление лишь частично определяется величиной
In -^- , малой по сравнению с другими величинами, характеризующими сопротивление отверстий.
Таким образом, за радиус контура RH в расчетах принимается минимальное расстояние от испытываемой скважины до контура питания.
Этот пример показывает приемлемость схематического рассмотрения месторождения при газодинамических расчетах. Даже значительные изменения линейных размеров схематизированного месторождения почти не отражаются на результатах расчетов.
Эффективное значение проницаемости к, определенное по тем или иным формулам, характеризует проницаемость главным образом в непосредственной близости к забою исследованной скважины. В соответствии с изложенным на эту величину существенное влияние оказывает структура призабойной зоны: каверны и трещины около перфорационных отверстий и т. п.
Поэтому в процессе эксплуатации скважины значения к, вычисленные по данным различных испытаний, будут несколько возрастать, но порядок величины к устанавливается по данным испытаний достаточно определенно.
Величина к может быть определена также путем испытаний скважины на нестационарном режиме. Такие приемы предложены Б. Б. Лапуком и А. Л. Хейном [8].
В заключение еще раз отметим условность среднего значения коэффи- иента проницаемости. Этим значением можно пользоваться лишь в ограни- шной степени.
Например, по средним значениям коэффициента проницаемости можно какой-то мере судить о коллекторских свойствах залежи. Как уже указы- ыось, наблюдается качественное совпадение средних и керновых измерений эоницаемости.
Далее, закономерное распределение средних значений проницаемости ) площади месторождения позволяет для вновь проектируемых скважин давать значения средней проницаемости по известным из испытаний знаниям проницаемости соседних скважин. Задав же значение средней прони- земости, можно приближенно оценить работу будущих скважин, оэтому такие расчеты проводятся в процессе проектирования для всех зоектируемых скважин. Условность среднего коэффициента при этих расче- IX не имеет значения. Правильно определив значение средней проницаемости 1я вновь проектируемой скважины и зная конструкцию скважины, можно зиближенно вычислить коэффициенты А и В и получить оценку вероятных ;битов новой скважины.
Специальные испытания разведочных газовых скважин
Наряду со стандартными испытаниями скважин для определения кривых ;бит—давление желательно до проектирования разработки месторождения зовести промысловые исследования для выяснения вопросов, которые могут ззникнуть при проектировании.
В частности, чрезвычайно важно установить скорости потока, при кото- jx начинается вынос частиц породы из скважины. Для улавливания песка зи таких испытаниях следует применять специальные породоуловители.
Если на месторождении имеются подошвенные воды, которые могут ока- лься активными в процессе эксплуатации месторождения, то желательно отдельных скважинах проверить возможность подтягивания конуса подо- венных вод и измерить депрессии и дебиты, соответствующие обводнению :важины.
Для получения наиболее высокодебитных скважин желательно проводить [ытные скважины с фильтрами или забоем, перфорируемым с последователь- jm увеличением количества отверстий. Во ВНИИ разработан специальный под перфорации газовых скважин под давлением, без задавливания их тяже- >й жидкостью [9]. Этот метод необходимо широко применять как для оценки [тимальных для данного месторождения норм перфорации, так и для повы- эния дебита действующих скважин. На основании результатов таких испыта- [й скважин следует установить оптимальное число отверстий или оптимальную инструкцию фильтра, если он может быть использован при имеющемся роении коллектора. Опытные скважины должны быть оборудованы лубри- (торами для производства дополнительной перфорации под давлением, для :уска или замены фонтанных труб и т. п.
Желательно также проводить испытания близко расположенных скважин [я установления их возможного взаимодействия.
Перечисленные исследования должны быть в возможно большем коли- стве проведены до начала разработки и эксплуатации месторождения, щако многие из этих исследований должны продолжаться и в процессе сплуатации. Промысловые испытания, проводимые в процессе эксплуатации, обенно в первые ее годы, должны быть дополнены также систематическими блюдениями за пьезометрическими скважинами. Режим месторождения возможно установить до начала эксплуатации. В процессе же эксплуатации,.
наблюдая за изменением давления в пьезометрических скважинах, можно установить характер режима и уточнить произведенные в процессе проектирования разработки расчеты подъема воды и падения давления в залежи в зависимости от отбора газа.
ПРОГНОЗ ПОВЕДЕНИЯ- ПЛАСТА
Падение давления в залежи
Прежде чем приступить к проектированию системы разработки залежи, необходимо выяснить, как будут изменяться ее основные характеристики по мере отбора газа. Надо выяснить, как будет падать давление в залежи, будут ли изменяться геометрические размеры залежи и каким будет это изменение.
Разрешение этих вопросов существенно зависит от режима месторождения. Если месторождение имеет газовый режим, геометрические размеры залежи остаются неизмененными, а потому давление в залежи убывает пропорционально суммарному отбору газа.
Выше указывалось, что в результате разведки обычно не удается установить режим месторождения. Лишь в процессе эксплуатации месторождения можно определить его режим по характеру падения пластового давления по мере увеличения количества отобранного газа и по данным наблюдения за пьезометрическими скважинами. Поэтому при проектировании месторождения приходится производить несколько расчетов для получения различных вариантов возможного режима месторождения.
Если режим месторождения не чисто газовый, а водонапорный или упруговодонапорный, то по мере истощения залежи будет происходить поднятие подошвенной воды и, следовательно, уменьшение объема залежи, перемещение ее контуров; давление будет падать медленнее, чем при чисто газовом режиме. В этом случае должны быть проведены расчеты перемещения подошвенной воды и расчеты поднятия конусов воды в районе действующих газовых скважин. Высота поднятия конусов определяет предельную допустимую величину депрессии вблизи скважины. При проектировании новых скважин величина поднятия конуса определяет положение самого нижнего перфорационного отверстия, наиболее опасного в отношении обводнения скважины.
Для расчетов необходимо задаваться проектируемым темпом отбора газа из месторождения. Знание темпа отбора необходимо для расчета количества скважин, которые необходимо пробурить на месторождении.”
Чем более детально произведен предварительный анализ народнохозяйственного значения разрабатываемого месторождения, чем более точно намечены будущие потребители газа с учетом их потребности, тем меньше должно быть проведено газодинамических расчетов. Однако, как правило, точные потребности в газе заранее не могут быть указаны. Поэтому приходится намечать вероятные варианты потребления газа по годам и вести расчет изменения характеристик пласта для разных вариантов. Желательно, чтобы выбранные варианты возможно точнее учитывали предполагаемые минимальный и максимальный отборы. Расчеты должны производиться хотя бы для этих двух крайних вариантов.
Анализируя результаты подсчетов, произведенных для различных вариантов отбора газа и давая этим расчетам необходимую технико-экопоми- ческую оценку, можно уточнить первоначальные экономические требования, предъявляемые к разработанному месторождению. Оценка потенциальных возможностей месторождения и выбор оптимального отбора газа могут быть произведены только с учетом прогноза поведения пласта во времени.
Наибольший практический интерес представляет оценка подъема воды по всей площади залежи массивного типа. Перемещение краевых вод обычно невелико. При этом невелико и изменение давления в залежи. В таких случаях для предварительных расчетов можно предполагать изменение давления по га
зовому режиму.
Рассмотрим схему расчетов для массивной залежи купольного типа (фиг. 42). Приближенное решение о перемещении подошвенной воды и о па
Фиг. 42. Схема газовой залежи.Фиг. 42. Схема газовой залежи.газа в начальный момент t = 0 игаза в начальный момент t = 0 идении давления в этом случае получено И. А. Парным [10].
Фиг. 42. Схема газовой залежи.
Фиг. 42. Схема газовой залежи.
газа в начальный момент t = 0 и
газа в начальный момент t = 0 и
Учитывая, что вязкость газа очень мала, можно считать пластовое давление одинаковым во всем объеме залежи, за исключением областей пласта, непосредственно прилегающих к забоям действующих скважин. Выше уже упоминалось, что такое предположение хорошо подтверждается экспериментально.
Пользуясь этим условием, легко увязать давление в пласте с объемом залежи и суммарным отбором газа. Для этого напишем баланс количества
в некоторый момент времени t. Начальный запас газа, определяемый произведением объема залежи на пористость и удельный вес газа, должен быть
y^mV^ = ymV (Z) + G (I),y^mV^ = ymV (Z) + G (I),(IV, 49)(IV, 49)равен сумме оставшегося запаса в момент времени t и суммарного отбора газа за время t;
y^mV^ = ymV (Z) + G (I),
y^mV^ = ymV (Z) + G (I),
(IV, 49)
(IV, 49)
где G — суммарный отбор газа за все время t;
ук -удельный вес газа при начальном давлении в залежи Рк; у — удельный вес газа в момент /;
Fo ■— начальное значение объема залежи;
V (<) — текущее значение объема залежи.
Предполагая режим залежи изотермическим, имеем:
(IV, 50)(IV, 50)РР
(IV, 50)
(IV, 50)
,- р- ' Г = Гат
ат атат
где Рат — атмосферное давление;
Р — текущее давление;
у — удельный вес газа при пластовом давлении;
Гат — удельный вес газа при атмосферном давлении.
Из уравнений (IV, 49) и (IV, 50) получаем:
(IV, 51)
или
(IV, 52)(IV, 52)р р Го Q (t)
(IV, 52)
(IV, 52)
VmV ’
где Q (t) — суммарный отбор газа, приведенный к атмосферным условиям; Р и РИ — текущее и начальное давления, отнесенные к атмосферному (выраженные в атмосферах).
9 Заказ 1377.
Это и есть основное уравнение истощения пласта, определяющее изменение пластового давления во времени.
Задача о передвижении подошвенных вод и об истощении реального пласта с учетом всех его особенностей: неоднородности характеристик, изменения геометрических размеров и т. п., не может быть решена в общем виде. Решение дается лишь для схемы, сохраняющей главные особенности пласта. Эти основные особенности пласта характеризуются некоторыми средними параметрами, средними величинами. Очень важно правильно выбрать эти средние характеристики. Для этого должно быть составлено возможно более подробное и детальное геологическое описание месторождения.
Геологи, изучающие месторождение, должны установить его наиболее важные особенности, выяснить степень изолированности слоев друг от друга, их характеристики и пр. На основании геологического описания выбираются средние значения величин, входящих в уравнения. При определении средних величин не следует брать просто средние арифметические значения, полученные для различных участков пласта, а необходимо учесть роль и значение отдельных измерений и наблюдений.
Определяя пористость по данным измерения кернов, отобранных в различных скважинах и относящихся к различным частям пласта, часто вычисляют среднее арифметическое значение пористости для всего пласта. Но этого делать нельзя. Результат осреднения может оказаться совершенно случайным вследствие влияния отдельных выпадающих измерений. Желательно построить карту распределения пористости по пласту и, вычисляя среднее значение пористости, к каждому измерению подбирать вес, определенный по величине объема, которому может соответствовать взятое отдельно измерение.
Подобным же образом следует определять и остальные характеристики пласта. В результате решения задачи для схематизированного пласта получают изменение во времени пластового давления, высоты поднятия подошвенных вод и т. п. Чем удачнее произведена схематизация пласта, тем более точно будут отражать полученные результаты действительность. В полученное таким образом основное решение последующие уточнения и коррективы могут быть внесены на основании систематического сравнения результатов решения с наблюдениями на реальном месторождении.
Газовый режим
Наиболее простым случаем истощения газовой залежи является истощение ее при газовом (волюметрическом) режиме. Предполагается, что при газовом режиме объем залежи не изменяется во время эксплуатации и подошвенные и краевые воды неподвижны.
В этом случае уравнение (IV, 52) может быть упрощено, так как во время эксплуатации объем залежи V = Vo постоянен. Тогда
Р = К -’(IV> 53)
т. е. давление убывает по линейному закону от своего начального значения Рк до нуля, когда суммарный отбор газа Q (£) становится равным его первоначальному запасу Й:
Q (^макс) - ^тГ0 - Й.(IV, 54)
Пользуясь этим соотношением, напишем:
Отсюда видно, насколько важно для прогноза поведения пласта точное определение запасов газа; это особенно важно для прогноза падения давления. Между тем запасы газа определяются недостаточно точно. Из трех сомножителей, входящих в произведение, определяющее запасы, лишь давление Рк измеряется с приемлемой точностью. Величина т — пористость, средняя для всего пласта, определяется с точностью до 20—30% от измеряемой величины, а объем газовой части залежи Fo — с еще меньшей точностью.
Поэтому уравнение (IV, 55) служит лишь для приближенной оценки падения давления по отборам. Оно может быть использовано в первые годы эксплуатации для уточнения запасов газа. Чем точнее определены запасы газа, тем более правильные расчеты можно сделать по прогнозу падения давления и в связи с этим по прогнозу использования месторождения и выбору наиболее экономически эффективной схемы разработки месторождения.
При водонапорных режимах давление в залежи падает менее интенсивно, чем при газовом режиме. При последнем происходит наиболее интенсивное падение давления. Поэтому, предполагая худший случай, на первых этапах разработки залежи следует принимать падение давления по газовому режиму. Если в реальных условиях в процессе эксплуатации выяснится, что режим месторождения водонапорный, то фактические давления будут выше давлений, вычисленных предварительно.
Водонапорные режимы
Если залежь подстилается водами, которые на основании данных разведки можно считать активными, необходимо произвести подсчеты изменения давления, предполагая существование водонапорного или упруго-водонапорного режима. При водонапорном режиме объем залежи будет уменьшаться с ростом суммарного сбора газа Q. Так как в этом случае объем залежи всегда будет меньше начального объема 1%, то давление Р всегда будет больше, чем при газовом режиме 1см. формулу (IV, 52)1.
По мере снижения давления в залежи в нее поступает вода, подстилающая залежь. Темп поступления воды зависит от отбора газа. Чем больше суммарный отбор газа, тем больше воды поступает в залежь. При проектировании разработки, для того чтобы выяснить время обводнения отдельных скважин, важно определить, как быстро будет подниматься вода.
Можно в соответствии с темпом подъема подошвенной воды задавать расстояние нижних перфорационных отверстий над контактом газ—вода.
Таким образом, расчеты перемещения воды должны быть сделаны как для наиболее опасного случая обводнения скважин, так и для выбора конструкции скважин, которые достаточно долго остаются необводненными.
Расчет перемещения воды начнем с определения количества воды, поступающей в залежь. Количество воды, поступающей в залежь:
qB = mF ^ = — (IV, 56)
где Г—площадь газо-водяного контакта;
z—повышение уровня воды сверх первоначального.
Предлагаемое равенство справедливо для небольших отборов газа или небольших интервалов времени, в течение которых можно считать площадь газо-водяного контакта практически неизменной. Поэтому решение должно рассматриваться как первое приближение, действительное на ограниченное время эксплуатации. По мере того, как уменьшение залежи по площади станет существенным, необходимо вновь производить подробные расчеты.
Вода может поступать в залежь вследствие упругого расширения, вызванного падением давления в залежи при одновременном падении контурного давления. Это случай замкнутого водного резервуара. Режим в этом случае будем называть упруго-водонапорным.
Если резервуар, занятый внешними водами, не замкнут, то на его контуре все время поддерживается постоянное давление, не зависящее от давления в залежи. Это случай водонапорного режима.
Первая фаза водонапорного режима
Рассмотрим замкнутый водный подземный резервуар. При отборе газа вода будет поступать в газовую залежь вследствие упругого расширения воды, причем давление на контуре питания Рк будет снижаться. Задача о перемещении воды решается приближенно с применением так называемого метода стационарных состояний. Процесс изменения давления в залежи удобно разделить на две фазы.
Первая фаза включает начальный период, в течение которого воронка депрессии распространяется на весь водоносный пласт до контура питания. Вторая фаза может происходить либо при убывающем во времени давлении на контуре питания,-когда контур непроницаем (упруго-водонапорный режим), либо при постоянном давлении на контуре, когда приток окружающей воды в контур питания компенсирует ее отток в газовую залежь (водонапорный режим).
Поскольку во время первой фазы процесса воронка депрессии еще не достигает контура питания, условия на контуре питания не влияют на получаемое решение. Поэтому расчеты для первой фазы будут одинаковы как в случае упруго-водонапорного, так и в случае водонапорного режима.
Приведем расчетные формулы для первой фазы водонапорного режима (подробный вывод см. в работе И. А. Парного (101).
(IV, 57)(IV, 57)Формулы выведены на основании предположения о радиальном притоке воды к газовой залежи. Переменный радиус воронки депрессии, изменяющийся от начального значения радиуса контура контакта газ—вода до наибольшего значения радиуса контура питания, вычисляется по формуле
(IV, 57)
(IV, 57)
R^ — R°
где R — радиус воронки депрессии;
Ro — радиус контура контакта газ — вода;
х —коэффициент пьезопроводности;
QB—объем воды, поступившей в залежь с начала разработки;
tZQ
учиты- слагаю-учиты- слагаю-qB — объемный расход воды в данный момент t; qB = —^- .
учиты- слагаю-
учиты- слагаю-
Коэффициент пьезопроводности х — суммарный коэффициент, вающий проницаемость пласта и сжимаемость жидкости и пород, щпх продуктивный горизонт, определяется по формуле
кКX = ,
ту
где к—проницаемость водоносной части пласта;
т — пористость пласта;
у — вязкость воды;
К — приведенный модуль объемного сжатия жидкости.
Приведенный модуль объемного сжатия жидкости
где Кж — модуль объемного сжатия воды; Кж = 20000 kPIcm^
Кс — модуль упругости пористой среды, зависящий от структуры
и типа горных пород.
По В. Н. Щелкачеву для разных пород Кс может меняться в пределах 6000—100 000 кПсм^.
Величина х может быть определена на основании детальных исследований упругости пород пласта, оценки проницаемости и пористости породы. Поскольку сведения о величине всех этих параметров, как правило, бывают крайне ограничены, рекомендуется оценить пределы изменения параметра х и произвести все расчеты для полученных верхнего и нижнего пределов изменения х.
Продолжительность первой фазы водонапорного режима, т. е. то время, за которое величина R достигает максимального значения RK, можно определить приближенно, предполагая qB = const и QB = qBt по формуле
Как видим, в первом приближении продолжительность первой фазы не зависит от темпа отбора газа. Зная продолжительность первой фазы, можно определить часть запаса газа, отобранного за время первой фазы. Для этого необходимо задаться вероятным темпом отбора газа из залежи.
*$> Объем воды, поступившей в залежь при упругом расширении, в период первой фазы определяется уравнением, вывод которого дан в работе И. А. Парного:
где h — мощность пласта;
(/)к)0—давление воды на контуре питания в начальный момент, иначе говоря, начальное статическое давление газа в пласте до его эксплуатации;
Р — давление газа в залежи в конце первой фазы.
Для упрощения расчета поправку на гидростатическое давление yBz в период первой фазы не вводим.
Этот же объем воды может быть выражен через уменьшение объема газа при помощи уравнения (IV, 52):
QB = m^VQ — V) = т
Сравнивая уравнения (IV, 59) и (IV, 60), получим квадратное уравнение относительно давления:
nmhR02nmhR02Г-R 2 —1RuL21nB?Г-R 2 —1RuL21nB?P^P^Q^-mV0Q^-mV0(iv, 61)(iv, 61)
nmhR02
nmhR02
Г-R 2 —1
Ru
L21nB?
Г-R 2 —1
Ru
L21nB?
P^
P^
Q^-mV0
Q^-mV0
(iv, 61)
(iv, 61)
Для удобства расчетов преобразуем это уравнение, введя в него без
размерноеразмерноеотношениеотношение, равное относительной величине пластового, равное относительной величине пластовогодавления в конце первой фазы. Обозначивдавления в конце первой фазы. Обозначив
размерное
размерное
отношение
отношение
, равное относительной величине пластового
, равное относительной величине пластового
давления в конце первой фазы. Обозначив
давления в конце первой фазы. Обозначив
- Д 2
ттН^НттН^НRK2 1 пRK2 1 п^А Л, К ’^А Л, К ’(IV, 62)(IV, 62)
ттН^Н
ттН^Н
RK
2 1 п
RK
2 1 п
^А Л, К ’
^А Л, К ’
(IV, 62)
(IV, 62)
получим после простых преобразований уравнение для определения давления в конце первой фазы:
F + ^^^^^r^"0,(IV, 63)
где
O’K)o^fo'
Решая уравнение (IV, 63), получим величину £, а затем Р в конце первой фазы.
Зная давление и суммарный расход газа по уравнению (IV, 52), найдем безразмерную величину изменения давления.
Вводя в рассмотрение безразмерное изменение объема залежи
^ = »,(IV, 64)
напишем уравнение (IV, 62) в виде:
у _ lz^) .(IV, 65)
Решая это уравнение, получим величину продолжительности первой фазы t и относительную величину объема части залежи, занятой газом, также к концу первой фазы.
Для решения задачи о второй фазе процесса значения t и v послужат начальными условиями.
Как указывалось, полученное решение справедливо для упруго-водонапорного и водонапорного режимов. Различие режимов влияет на расчет второй фазы.
Вторая фаза водонапорного режима
По истечении первой фазы, за время которой воронка депрессии достигнет контура питания, наступает фаза снижения давления в пласте. В условиях чисто водонапорного режима предполагается, что давление на контуре пита-
ния Рк остается все время постоянным и равным своему начальному значению (P^q.
Выше было дано уравнение (IV, 56), связывающее количество воды, поступающей в залежь, с изменением объема залежи. Это количество воды может быть связано с изменением давления в залежи. Требуемая формула может быть получена интегрированием уравнения фильтрационного движения. Для радиального притока получим:
д. = ™£-(Л.-№-Р),д. = ™£-(Л.-№-Р),(IV, 66)(IV, 66)
д. = ™£-(Л.-№-Р),
д. = ™£-(Л.-№-Р),
(IV, 66)
(IV, 66)
। де /г — средняя водоносная мощность пласта между RK и Ro;
У в — удельный вес воды.
Из уравнений (IV, 56) и (IV, 66) получим уравнение, определяющее изменение объема залежи:
Введем безразмерные величины для обозначения основных параметров процесса. Безразмерное поднятие уровня воды обозначим и = ^, где Н — максимальное превышение кровли пласта над плоскостью газо-водяного контакта. Безразмерное изменение площади контакта газ — вода обозначим / =- — . Эта величина, естественно, должна зависеть только от подъема о ВОДЫ 2.
Безразмерное изменение объема залежи = у (и) также будет зави
сеть только от безразмерного подъема воды и.
увН
Введя еще параметр а = —5— и величину q0, равную количеству воды, которое поступило бы в залежь при отсутствии давления в ней:
(IV, 68)
"1ПХ
получим безразмерное уравнение для определения объема залежи:
1] QW^ar1] QW^arv ' P^mVv ' P^mV(IV, 69)(IV, 69)
1] QW^ar
1] QW^ar
v ' P^mV
v ' P^mV
(IV, 69)
(IV, 69)
Зависимость изменения площади контакта газ — вода / (и) и изменения бъема г (и) от подъема воды может быть построена для газовой залежи побои формы по структурной геологической карте.
t tq0t tq0Вводя безразмерное время
t tq0
t tq0
То mV0То mV0(IV, 70)
То mV0
То mV0
и определяя по формуле (IV, 63) величину запаса газа <р^, отобранного к данному моменту времени, получим расчетное безразмерное уравнение:
В этом уравнении искомой функцией является изменение объема залежи у, а подъем воды и можно представить в зависимости от у. Решая уравнение (IV, 71) относительно у, из уравнения (IV, 52) найдем давление Р;
Q^PaT_V, Q№i Vo _ 1 — <р
Як~ 5 V PKmV — V mV0PK V “ v ' '
Решая указанные выше уравнения, мы последовательно для каждого момента времени t и, следовательно, для заданного суммарного отбора газа Q (Z) определим высоту поднятия подошвенных вод и давление в залежи. Изменение давления в залежи по времени является основной эксплуатационной характеристикой залежи.
Вторая фаза упруго-водонапорного режима
Задача о второй фазе более часто встречающегося упруго-водонапорного режима решается аналогично предыдущей, при этом только несколько усложняются формулы.
Предполагая существование стационарного распределения давления в пласте, можно связать количество воды, поступившей за время второй фазы, с давлением в пласте формулой
_(Я„)А——р—7rz) m-V
V В —1V , /
где Рк — давление воды на контуре питания в данный момент;
Ро— давление газа к началу второй фазы упругого режима;
Р — давление газа в данный момент;
z—подъем уровня воды за время второй фазы;
Кв — объем водоносного пласта;
К — приведенный модуль объемного сжатия пластовой воды, учитывающий также упругость пористой среды.
В этой формуле /3 имеет следующее значение:
R^-R^
(IV, 74)(IV, 74)21П Яо
(IV, 74)
(IV, 74)
Як2-Я02
R 25_
Количество воды, поступившей в пласт, может быть выражено также через уменьшение порового пространства:
QB = m(V0 — V\
где (Vo — И) — объем, занятый водой, равный разности объемов газового пласта в начале второй фазы и в данный момент.
Уравнение истощения залежи будет иметь следующий вид:
mV о = р~ mV -VQW,(IV, 75)
ат■'ат
где Q (t) — объем газа, отобранного за время второй фазы, приведенный к атмосферному давлению.
Из уравнений (IV, 73), (IV, 74) и (IV, 75) получим уравнение для пластового давления:
р„ = (Ла<,+ РР«- ^ЦД^- Vo- ^ + (Ц^ V - рр5г5^уЗА11 . (IV 76)
Далее, определим дебит воды, поступившей в залежь:
Подставив в уравнение (IV, 77) значение Рк из уравнения (IV, 76), получим:
т 51 = -555_ j (/уо + рР# _ Р+Д5 у„ - (1 + /)) y„z +
+m^_(1 + №^^i£<!L-
обозначения и без-обозначения и без-Попрежнему считая Ro = const и вводя следующие
обозначения и без-
обозначения и без-
mV0l?онmV0l?онразмерные переменные:
mV0l
?он
mV0l
?он
?о =д"№)0; Л д In -5-
•“0
' к'О вV к/о' к'О вV к/оmV»?,mV»?,- у (г),- у (г),
' к'О вV к/о
' к'О вV к/о
mV»?,
mV»?,
- у (г),
- у (г),
получим вместо уравнения (IV, 77) безразмерное уравнение
— ^ = s — аги + dy — С^1=М£21.(IV, 78)
Это безразмерное уравнение решается так же, как аналогичное уравнение (IV, 72) для водонапорного режима, относительно изменения объема залежи у. Начальными условиями для решения являются значения v и t, полученные для конца первой фазы.
Уравнение (IV, 78), как и соответствующие уравнения для водонапорного режима, решается методом последовательных приближений.
Следует отметить, что в уравнение для упруго-водонапорного режима входит приведенный модуль объемного сжатия воды К, от величины которого существенно зависит полученный результат. Как уже указывалось, величина К определяется весьма приближенно, поэтому решения следует искать для крайних (предельных) значений. В результате получим две кривые изменения давления, между которыми будет лежать фактическая кривая, соответствующая истинному значению К. Сравнение вычисленных величин пластового давления в разные моменты времени с величинами давления, измеренного в процессе эксплуатации, позволит впоследствии оценить действительную величину К.
В результате приведенных расчетов получаем изменение во времени величины объема части пласта, занятой газом. Зная изменение объема газовой части, по структурным картам можно легко определить величину подъема воды, а затем и падение пластового давления во времени. Важно отметить значительно упрощающее расчеты обстоятельство. Расчеты, проведенные для нескольких крупных месторождений, показали, что подъем воды и падение давления очень мало зависят от темпа отбора, от количества газа, отбираемого в единицу времени. Практически падение давления и подъем воды зависят только от суммарного отбора газа (от полного количества газа, отобранного за период от начала эксплуатации до рассматриваемого момента времени) и не зависят от времени, за которое получен этот суммарный отбор.
Этот вывод на первый взгляд противоречит обычному представлению о том, что вода «отстает» от газа тем больше, чем больше темп отбора. Действительно, если представить себе месторождение, разрабатываемое с бесконечно малым отбором в очень большие промежутки времени, то можно полагать, что режим будет чисто водонапорным. Наоборот, при бесконечно большом отборе вода совершенно не будет поспевать за газом и режим будет чисто газовым. Практически темпы отбора всегда велики по сравнению с запасами газа — срок полного использования месторождения ограничивается десятками лет. В таких условиях влияние темпа отбора оказывается незначительным и режим в большинстве случаев близок к газовому.
Применение полученных уравнений
В уравнения надо прежде всего правильно ввести необходимые характеристики пласта. К их числу относится прежде всего проницаемость.
Выше уже указывалось, что геологические — керновые — определения проницаемости недостаточно полно отражают. действительность.
Величины проницаемости, определенные по методам, изложенным в разделе «Промысловые испытания разведочных газовых скважин», также не могут быть использованы для расчетов поведения пласта, потому что они учитывают главным образом проницаемость призабойных зон испытанных скважин, тогда как в этих расчетах существенна проницаемость только нижних слоев пласта и при том проницаемость относительно вертикального движения воды. Наличие непроницаемых или плохо проницаемых пропластков должно значительно снизить эффективную проницаемость.
В настоящее время нельзя дать точных рекомендаций о том, как следует выбирать величины проницаемости для решения поставленной задачи. В связи с высказанными соображениями в этом случае приходится пользоваться геологическими определениями, приуроченными к возможно более низко расположенной части пласта. Следует учитывать также уменьшение проницаемости в направлении движения подошвенных вод.
В расчеты входят объем порового пространства mV 0, пористость т и запасы газа. Для конкретных проектов эти основные характеристики должны быть заимствованы из материалов, утвержденных ВКЗ. Однако чрезвычайно желательно оценить их возможные погрешности и наряду с расчетом по утвержденным характеристикам весьма полезно произвести и расчеты по их максимально возможным отклонениям.
Размеры радиуса газо-водяного контакта Ro и радиуса контура водоносности RK могут быть приняты равными полусумме своих максимальных значений.
Величина коэффициента пьезопроводности должна быть задана на основе тщательного изучения данных испытаний кернов, соответствующих слоям,
близким к газо-водяному контакту. Если нет точных сведений о величине коэффициента пьезопроводности, желательно оценить хотя бы пределы его изменения. Расчеты изменения пластового давления проводят обычно для трех вариантов: для газового режима и водонапорного режима при минимальном и максимальном значениях коэффициента пьезопроводности.
Многочисленные расчеты, проводившиеся для разных месторождений, показывают, что во многих случаях расчетами первой фазы можно пренебречь, и считать, что вторая фаза начинается с самого начала эксплуатации месторождения. Однако нельзя утверждать это для всех месторождений и потому следует оценить продолжительность первой фазы и величину уменьшения давления за время первой фазы. Если окажется, что эта величина не превышает 5% от начального давления, расчет можно производить, начиная сразу со второй фазы. В противном случае надо рассмотреть и первую фазу.
Расчет ведется по методу последовательных приближений. Надо определить давление газа Р в пласте, давление на контуре Рю подъем уровня воды z и объем газовой залежи V ко времени, когда из пласта отобрано количество газа Q (t\ Принимаем следующий порядок вычислений.
Задаемся произвольным значением величины объема Vt, возможно более близким к истинному. По величине l^ находим соответствующую величину подъема воды Zj. Зависимость объема части залежи, занятой водой, от высоты подъема воды может быть получена в виде графика на основании обработки структурной карты месторождения. Для приближенных расчетов может быть принят упрощенный прием.
Для купольной залежи (фиг. 42), полагая, что размеры площади газоносности во много раз превышают мощность пласта, можем принять объем
V F ,т 2 ’
где у — мощность части пласта, не занятой водой; у = Н— z.
V = F ИК о 7 о 2 ’V = F ИК о 7 о 2 ’Начальный объем То выразим аналогично через мощность пласта:
V = F И
К о 7 о 2 ’
V = F И
К о 7 о 2 ’
i (и да
Так как в свою очередь
получим окончательно
'- (1 — м)2
'О
или
м=1 — Vv .(IV, 79)
По начальному значению объема и по формуле (IV, 79) находим значение мд Пользуясь формулой (IV, 78), определяем соответствующее значение у (^)г и, следовательно, находим Qi. Зная Qi, по формуле (IV, 75) определяем Р^, а по формуле (IV, 76) PKi.
Далее, зная Pi, Zi и Р^ по формуле (IV, 77) определяем ^Bi Полное количество воды, поступившей в газовую залежь:
где ^—1—дебит воды в момент времени r_v
Количество воды, поступившей в газовую залежь к моменту времени tr '
Так как
то, зная QB(ti), т и Fo, из данного уравнения можно определить Vi.
Если полученное значение V\ мало отличается от заданного начального значения V^, вычисления прекращаются. Если имеется значительное расхождение, то задаемся новым значением Vi и вычисления повторяем в том же порядке.
Таким образом, получаем объем части пласта, занятый газом, и, следовательно, величину продвижения воды z с момента tv Повторяя такие расчеты для различных моментов времени, получаем зависимость высоты продвижения гю числа скважин и выбору про- т изменение среднего пластового давления и подъема подошвенной воды во времени.
На основании сказанного выше для практических расчетов можно принять, что величины z и Р не зависят от темпа отбора (от суточного отбора), а зависят только от суммарного газа. Поэтому, если отборы малы по сравнению с общими запасами месторождения, то удобнее строить зависимость изменения z и Р не от времени, а от суммарного отбора.
Соответственно этому основным расчетным графиком является показанная на фиг. 43 зависимость пластового Давления РЦ1
Для дальнейших мыслового хозяйства
расчетов по опред основное значение
£р Ро 1,0
0
К = 2000
0,5
Газовый режим
2
0,1 0,2 0,3 О А 0,5 оУ 0,7 0,8 0,9 2,
81012 qD ^Усцтки
"ц3" 6 а,--2Дм3/суты1
Фиг. 43. Падение давления в залежи при раз-личных режимах.
отнесенного к начальному значению Ро, от суммарного отбора Q, отнесенного к первоначальному запасу Qo. На графике нанесены три кривые: нижняя соответствует газовому режиму и две верхние соответствуют двум крайним значениям коэффициента пьезопроводности К = 2000 кГ(мг и К — 20000 кГ}мй.
Как видим, учет влияния упругости может привести к значительному увеличению пластового давления, особенно при заметном истощении пласта. Этот вывод еще раз подчеркивает необходимость внимательного наблюдения за пьезометрическими скважинами в процессе эксплуатации с целью уточнения режима месторождения.
Чтобы перейти от графика фиг. 43 к зависимости давления от времени, надо задать изменение суммарного отбора во времени, т. е. задать масштаб
р Q
времени t на графике зависимости -^- от . Если в течение эксплуатации залежи суточный отбор газа будет постоянным, то масштаб времени на графике будет равномерным. На фиг. 43 показаны два таких масштаба, соответствующие двум значениям суточного отбора q. Если же суточный отбор газа будет изменяться, то масштаб времени будет неравномерным. Зная изменение суммарного расхода по времени, можно график фиг. 43 перестроить в виде зависимости давления от времени для заданного изменения суточных отборов
газа.,
Аналогичным образом должна быть построена зависимость продвижения воды от суммарного отбора или от времени, если задан суточный отбор газа.
Продвижение конусов подошвенной воды
Наряду с общим подъемом подошвенной воды, вызванным отбором газа, может происходить поднятие конусов подошвенной воды в непосредственной близости к скважинам. Приближенный расчет поднятия конуса был произведен И. А. Парным [10]. В результате этого расчета получена формула для
Фиг. 44. Функция у, служащая для расчета подъема конуса подошвенной воды.Фиг. 44. Функция у, служащая для расчета подъема конуса подошвенной воды.определения высоты поднятия конуса.
Фиг. 44. Функция у, служащая для расчета подъема конуса подошвенной воды.
Фиг. 44. Функция у, служащая для расчета подъема конуса подошвенной воды.
у = 10 А~РзА , (IV, 80)
де -у — высота поднятия конуса в м;
ув — удельный вес воды в т/ж3:
Рк — контурное давление в ат;
Ра — забойное давление в ат;
7 — относительный удельный вес газа при пластовом давлении по отношению к воде.
В формуле (IV, 80) грх имеет следующее значение:
Vi =. (IV, 81)
Здесь s = -^—, а величина у опре-
деляется по графику фиг. 44 в зави-
Т Ь
симости от относительного вскрытия пласта h = — и отношения мощности h
к радиусу скважины —. Под величиной вскрытия b следует понимать расстояние от кровли пласта до нижнего перфорационного отверстия.
Во избежание прорыва подошвенных вод в скважину следует выбирать
(IV, 82)(IV, 82)(IV, 83)(IV, 83)у<0,4(^— 5),
(IV, 82)
(IV, 82)
(IV, 83)
(IV, 83)
а величину предельной допустимой депрессии
р _р </0,4(й-6)(1-у)
/з< ш^Vb.
Расчеты по формуле (IV, 83) являются крайне приближенными, хотя некоторое подтверждение эта формула получила при промысловых испытаниях. Рекомендуется на каждом новом месторождении проверить данную
формулу и уточнить при этом коэффициент 0,4, добившись на одной из разведочных скважин подтягивания воды до забоя скважины и определив тем самым предельную допустимую депрессию.
Следует также отметить, что наличие непроницаемых пропластков под забоем скважины может позволить применить большую величину предельной депрессии для этой скважины. Этот вопрос должен решаться геологами для каждой скважины в отдельности.
КОНСТРУКЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Эксплуатационный режим газовой скважины
Количество газовых скважин, пробуриваемых на месторождении, их расположение на структуре, порядок ввода их в эксплуатацию, конструкция скважин и наземного оборудования неразрывно связаны с выбором оптимального эксплуатационного режима скважин.
Эксплуатационный режим должен отвечать основной задаче рациональной разработки — добыче наибольшего количества газа при наименьшем числе скважин. Поэтому для каждой скважины должен быть назначен максимальный допустимый дебит.
И. Н. Стрижов [11] указывает многочисленные причины, в силу которых дебит скважин должен быть ограничен. Имеются указания на то, что чрезмерно большие дебиты могут привести к преждевременному обводнению скважин, разрушению забоя, засорению забоя пылью, несомой фильтрационным потоком, возможному повреждению колонн, прорыву верхних вод и т. д. Все перечисленные, а также другие или подобные явления действительно могут быть, однако промысловые работники обычно преувеличивают эти опасности, и в ряде случаев дебиты могут быть существенно увеличены.
Наибольшее значение имеют:
возможное разрушение призабойной зоны пласта и связанный с этим вынос песчинок и частиц породы;
подтягивание конуса подошвенных вод и связанное с этим обводнение скважин.
Намного меньшее значение имеют:
подтягивание языков краевой воды, которого практически всегда можно избежать путем правильного расположения скважины;
неравномерное снижение давления по пласту, существенное при разработке нефтяных и несущественное при разработке газовых месторождений;
кальматаж (заиление) призабойной зоны, который также часто упоминается, но который, видимо, путают с песчаными пробками в стволе скважины; при правильной эксплуатации всегда можно избежать образования таких пробок.
Наконец, известное значение имеет пропускная способность ствола скважины и опущенных в него фонтанных труб.
Начнем анализ с разрушения призабойной зоны и выноса песка из скважин. Б. Б. Лапук [12] указывает, что при некоторой максимальной (критической) скорости в призабойной зоне начинается нарушение структуры забоя и вынос песка. Поэтому рекомендуется вести эксплуатацию при этой максимальной скорости, сохраняя ее на протяжении жизни месторождения.
Так как по мере эксплуатации месторождения пластовое и, следовательно, забойное давление падает и уменьшается плотность газа, то для сохранения максимальной скорости приходится уменьшать массовый дебит.
Действительно, массовый дебит G равен:
G^qdF,(IV, 84).
где о— плотность газа;
у—скорость фильтрации;
F—площадь фронта фильтрации.
По мере падения пластового давления плотность меняется по закону:
—(IV, 85)
где рат—плотность газа при атмосферном давлении.
Изменением температуры согласно исследованиям Б. Б. Лапука можно пренебречь. Тогда
в = ^ ^,аксР«.(IV. 86)
<it
Здесь умакс — максимальная скорость фильтрации, или
G—cP3,(IV, 87)'
где с — постоянная.
Таким образом, дебит убывает пропорционально убыванию забойного давления. Постоянную с рекомендуется определять при первых испытаниях скважины. Для этого, постепенно увеличивая дебит, доводят его до появления выноса песка, а затем выбирают в качестве рабочего несколько меньший дебит.
I Опыт показывает, что по мере эксплуатации скважин в ряде случаев Сдается не только сохранить первоначальный дебит, но иногда и увеличить «го, не вызывая при этом разрушения забоя. Это может быть объяснено различными причинами.
!
Скорость фильтрации определяется размерами поверхности, через кото- ую происходит фильтрация. Для новой скважины эта поверхность равна уммарной поверхности каверн, образовавшихся в результате внедрения нее перфорационных пуль. По мере работы скважины, даже если она не вы- осит заметных количеств песка, происходит некоторое разрушение более ;слабо сцементированных частей призабойной зоны. Постепенно увеличивается поверхность каверны, появляются трещины, истираются края отверстий в колонне и площадь их увеличивается. Таким образом, постепенно увеличивается площадь фронта фильтрации и, следовательно, надает фильтрационная I,скор ость.
^
Для того чтобы решить вопрос о максимальных дебитах газа, не вызываю- их разрушения забоя, необходимо детально исследовать процесс этого раз- ушения. В настоящее время нет экспериментальных данных по этому вопросу, ;имеются лишь некоторые предположения.
; По Б. Б. Лапуку разрушение забоя определяется дебитом (расходом) фаза через поверхность фильтрации. Поэтому начало разрушения определяется некоторой максимальной скоростью фильтрации.
। Такое предположение верно для не связанных между собой песчинок, как это бывает при фильтрации через несцементированные пески при движении песка по трубам. Разрушение же сцементированного песчаника должно определяться балансом между силами сцепления в песчанике, с одной стороны, Ь переменным давлением, действующим на различные его слои, с другой. Колее естественно предположить, что разрушение породы определяется не
скоростями потока, а разностью между давлениями в двух близких поверхностях в породе. Иными словами, действующей силой явится здесь градиент давления в непосредственной близости к забою.
Частицы начинают отрываться тогда, когда этот градиент становится больше силы сцепления между частицами породы. В настоящее время едва ли могут быть высказаны какие-либо соображения о величине этого градиента давления.
В первом приближении, однако, можно считать, что величина градиента определяется величиной общей депрессии в пласте.
С этой точки зрения следует задавать на все время эксплуатации не постоянство скорости фильтрации, а постоянство депрессии — разности между пластовым и забойным давлениями:
Рк — Р3 = const. (IV, 88)
Такое условие отбора дает большие дебиты, чем условие постоянства скорости фильтрации. Высказанное выше соображение об увеличении площади фильтрации справедливо и при этом условии. Основную роль играет не депрессия, а градиент давления в непосредственной близости к забою. Увеличение каверн, образование трещин и связанное с этим увеличение проницаемости призабойной зоны приведут к некоторому уменьшению градиента в призабойной зоне даже при постоянной депрессии.
Наибольшую величину депрессии или наибольший допустимый дебит определяют обычно по промысловым испытаниям, по началу выноса песка. Этот прием не верен, так как вынос песка из скважины определяется не разрушением забоя, а дебитом, при котором скорость потока в колонне скважины достаточна для выноса ранее оторвавшихся частиц породы. Разрушение забоя может наступить раньше, при меньших дебитах.
Вместе с тем дебиты, при которых наступает вынос песка на поверхность, опасны в отношении износа наземного оборудования. Поэтому рабочие дебиты надо назначать меньше тех, при которых происходит вынос песка.
Для более правильного назначения дебитов желательно проводить лабораторные испытания кернов для определения величин градиентов давления, не вызывающих разрушения породы.
Выбирая дебит скважин, важно обеспечить условия, предотвращающие их обводнение, которое может произойти в результате поднятия конуса подошвенной воды. В предыдущей главе была приведена формула (IV, 83) для определения предельной депрессии, при которой не происходит обводнения скважины вследствие подтягивания конуса подошвенных вод. Неравенство (IV, 83) связывает предельное падение давления с мощностью пласта h и глубиной его вскрытия Ь. Напомним, что в этой формуле под глубиной вскрытия понимается расстояние от кровли пласта до самого нижнего перфорационного отверстия.
Предохранение скважины от преждевременного обводнения так же, как и предохранение забоя от разрушения, определяется требованием сохранения постоянной депрессии.
Сравнение формулы (IV, 83) с данными испытаний нескольких газовых скважин показало ее правильность, и потому ею можно пользоваться для определения максимальной допустимой депрессии.
Так как формула (IV, 83) является приближенной, следует рекомендовать в тех случаях, когда это возможно, определять предельную депрессию непосредственно по появлению воды по мере увеличения дебита. Такие испытания нет необходимости проводить на всех скважинах разрабатываемого месторождения, но контрольные испытания хотя бы на одной-двух скважинах месторождения чрезвычайно желательны.
Формула (IV, 83) может быть использована двояко. Для уже готовых скважин (задано 6) по этой формуле определяется предельный перепад давлений. Для проектируемых скважин можно определить положение нижнего перфорационного отверстия в забое скважины, исходя из величины падения давления.
Для удобства расчетов можно воспользоваться графиком, представленным на фиг. 45. На графике дана зависимость предельной депрессии 21Рцред от относительной величины вскрытия пласта /* = -&- для пластов мощностью 20, 40, 60, 80, 100, 150 и 200 м.
Задавая желательную величину депрессии, по графику определяют соответствующую величину вскрытия пласта или, наоборот, для пробуренной
Фиг. 45. Зависимость предельной депрессии от относительной глубины вскрытия пластов различной мощности.Фиг. 45. Зависимость предельной депрессии от относительной глубины вскрытия пластов различной мощности.скважины по величине вскрытия пласта определяют величину предельной депрессии.
Фиг. 45. Зависимость предельной депрессии от относительной глубины вскрытия пластов различной мощности.
Фиг. 45. Зависимость предельной депрессии от относительной глубины вскрытия пластов различной мощности.
Итак, для предотвращения в скважине двух наиболее опасных явлений: разрушения забоя и преждевременного обводнения, необходимо, чтобы принятая депрессия не превышала двух величин: предельной величины по выносу песка и предельной величины по поднятию конуса подошвенных вод.
Из двух этих величин приходится выбирать меньшую и по ней назначать дебит отдельных скважин.
Остальные явления, которые могут ограничить дебит, имеют менее важ
ное значение, чем два рассмотренных выше явления, однако в каждом отдельном случае они должны быть оценены.
В однородном пласте, не имеющем газонепроницаемых пропластков, предельная депрессия, определенная по выносу песка, будет одинаковой для всех скважин, а предельная депрессия, определенная по поднятию конуса подошвенных вод, может быть сделана одинаковой путем выбора одинакового для всех скважин относительного положения нижнего перфорационного отверстия.
В неоднородных пластах предельная депрессия может оказаться различной для разных скважин. Следует установить, можно ли задавать неравномерное распределение депрессии по всему пласту. Многочисленные наблюдения показывают два следующих чрезвычайно важных обстоятельства:
при работе отдельных скважин на месторождении пластовое давление
снижается равномерно по всему пласту;
воронка депрессии, возникающая вблизи действующей скважины, очень крута и практически распространяется очень недалеко и не может быть отмечена даже на ближайших скважинах.
Примером, подтверждающим высказанные соображения, могут служить наблюдения за фонтанированием аварийных скважин, при которых часто не бывает заметных отклонений в величине статического давления на соседних скважинах. Это подтверждается и наблюдениями за взаимодействием
скважин.
ю Заказ 1377.
Отсюда следует, что по месторождению в целом может быть задано любое, в том числе весьма неравномерное, распределение депрессии.
Часто указывают на возможность засорения призабойной зоны скважины мелкими частицами песка, выносимыми газом из удаленных частей пласта в призабойную зону. Однако это неправильно. В призабойной зоне скорости фильтрации максимальны и, следовательно, здесь возможен только вынос песка, а не его отложение. Песчаные пробки могут образовываться в вертикальном стволе скважины, если скорости движения газа недостаточны для выноса попавших в забой песчинок.
Подобные явления отмечались в экспериментальных исследованиях напорного газового потока по вертикальным трубам [13]. При достаточно больших дебитах и, следовательно, при достаточно больших скоростях движения газа по стволу скважины песчаные пробки образовываться не будут. При длительной работе с малыми дебитами необходимо время от времени производить продувку скважины через фонтанные трубы.
Назначаемый дебит скважины должен соответствовать конструкции скважины и качеству ее выполнения. Особое внимание должно быть обращено на высококачественное выполнение ствола скважины: надежный цементаж, обеспечение надежного соединения отдельных частей колонны и т. д. Нужно избегать вибрации устьевого оборудования, которая может возникнуть при больших дебитах.
Вибрация оборудования редко бывает при современных, сравнительно малых по величине, дебитах, но при больших дебитах может иметь существенное значение. Этот вопрос недостаточно изучен и нуждается в детальном экспериментальном исследовании.
На промыслах часто устанавливают рабочий дебит скважин как некоторую долю от абсолютного свободного дебита. Из сказанного выше о причинах, ограничивающих отбор газа из скважин, ясно, что величина абсолютного свободного дебита не может служить критерием'для назначения дебита. Как известно, абсолютный свободный дебит определяется главным образом числом перфорационных отверстий и проницаемостью пласта. Его величина не связана ни с прочностью пород, ни с расстоянием от скважины до контура питания и, следовательно, начало разрушения забоя и подсос воды не могут быть связаны с величиной абсолютного свободного дебита. Поэтому назначение рабочего дебита как некоторой доли абсолютного свободного дебита надо считать неправильным и таким методом выбора режима скважины пользоваться не следует.
Забой газовой скважины
Конструкция забоя должна обеспечить приток газа при возможно меньшем сопротивлении. Выше указывалось, что фильтрационное сопротивление может быть разбито на три части: сопротивление пласта вдали от скважины, сопротивление в зоне влияния неполноты вскрытия пласта и сопротивление перфорационных отверстий.
Сопротивление пласта вдали от скважины обычно невелико и не может быть изменено по нашему усмотрению. Сопротивление в зоне влияния неполноты вскрытия пласта можно изменить, выбрав возможно большую степень вскрытия. Сопротивление перфорационных отверстий является наиболее существенным и может быть заметно уменьшено путем улучшения качества перфорации и увеличения количества перфорационных отверстий.
Рассмотрим влияние отдельных элементов конструкции забоя. Несовершенство по степени вскрытия пласта характеризуется, с одной стороны, суммарной длиной всех интервалов перфораций Л h, с другой, расстоянием от кровли пласта до самого нижнего перфорационного отверстия Ь. Вели-
b
чина — определяет величину предельного допустимого перепада давлении в пласте, обеспечивающего безводную эксплуатацию скважины. Величина Ah существенно отражается на коэффициенте при линейной части сопротивления. На фиг. 46 показано изменение отношения -£-, где £0 = ^ (НА = 1), для одной скважины. Особенно резко уменьшается сопротивление при увеличении -^- до 0,6—0,7. Желательно, чтобы вскрытие во всех случаях было не меньше этой величины. Примерно такой же должна быть и величина-^-, полученная из расчетов продвижения воды.
При назначении величины -^- надо руководствоваться также следующими соображениями. При чисто газовом режиме и отсут
ствии подошвенных вод величины -^- и Ah]h следует брать близкими к единице. При наличии подошвенных вод необходимо принять во внимание величину подъема воды, вычисленную по формулам главы III, и величину возможного подтягивания конуса подошвенных вод, определенную по формуле (IV, 83). По мере подтягивания подошвенной воды скважины будут обводняться. При этом возможна установка цементного моста и дополнительная перфорация в верхней части забоя. Поэтому при окончательном выборе величины b необходимо учитывать предполагаемые дебиты, продвижение воды и минимальное время работы скважины без переделки забоя.
Фиг. 46. Пример уменьшения сопротивления, вызванного несовершенством скважины по степени вскрытия пласта, при увеличении относительной глубины вскрытия.Фиг. 46. Пример уменьшения сопротивления, вызванного несовершенством скважины по степени вскрытия пласта, при увеличении относительной глубины вскрытия.Если пласт неоднороден по своему составу и в нем имеются газонепроницаемые пропластки, то величину b для отдельных скважин можно увеличить, чтобы обеспечить дренирование и нижних слоев газоносного пласта. В таких случаях следует рекомендовать доведение хотя бы одной скважины до каждого слоя, который может оказаться изолированным от основного пласта.
Фиг. 46. Пример уменьшения сопротивления, вызванного несовершенством скважины по степени вскрытия пласта, при увеличении относительной глубины вскрытия.
Фиг. 46. Пример уменьшения сопротивления, вызванного несовершенством скважины по степени вскрытия пласта, при увеличении относительной глубины вскрытия.
Колонну надо перфорировать по всей высоте от кровли пласта до самого нижнего отверстия, допустимого для предохранения скважин от обводнения. Увеличение Ah приведет также к уменьшению квадратичной части сопротивления.
Существенную часть фильтрационного сопротивления составляет сопротивление, вызванное несовершенством скважины по характеру вскрытия пласта. Как показывают расчеты, у современных скважин линейная часть сопротивления, вызванная перфорационными отверстиями, в 2—4 раза превышает все сопротивления пласта. Поэтому для снижения сопротивления необходимо увеличить суммарную площадь перфорационных отверстий. Особенно сильно зависит от перфорации нелинейная часть сопротивления. Число перфорационных отверстий следует подбирать таким образом, чтобы доля сопротивления, вызванного несовершенством скважины по характеру вскрытия пласта, была мала по сравнению с остальным сопротивлением.
Пользуясь формулой (IV, 33), можно сравнить сопротивление пласта и сопротивление отверстий. Так, для линейной части сопротивления желательно выполнение неравенства
^«<4н
ИЛИИЛИ
ИЛИ
ИЛИ
(IV, 89)(IV, 89)1
(IV, 89)
(IV, 89)
/ дк X
Д01 In —+ ^х I
Для квадратичной части сопротивления
T>4ilV^- (IV, 90)
It OXlQ
R„
Например, для твердых песчаников, приняв До~О,О2 я;
^30~-40; /?с^0,1 Mt; Ah ^0,54-0,6, увидим, что выполнить первое требо- N
вание сравнительно легко; должно быть — ^> 1,5. При выполнении второго N
требования будет -^- > 30. Последнее объясняется тем, что квадратичная часть сопротивления пласта мала. Этот расчет следует проводить для конкретных скважин с учетом вероятных рабочих дебитов и депрессий. Более точные расчеты и , промысловые испытания показывают, что приемлемые результаты можно получить при ~ 8 4-10 отверстий на 1 пог. м.
Предлагаемые формулы не дают возможности оценить влияние распределения отверстий по колонне, величины диаметров отверстий и т. п. на величину сопротивления. Это должно быть изучено в лабораторных условиях. Впредь до получения подробных сведений по этому вопросу следует рекомендовать равномерное распределение отверстий но всему участку перфорации.
Сопротивление перфорационного отверстия определяется главным образом тем, что при подходе к такому отверстию искривляются линии тока в пористой среде.
Наибольшая часть сопротивления сосредоточивается в непосредственной близости к отверстию, так как здесь фильтрационная скорость имеет наибольшие значения.
Сопротивление значительно снизится, если пород отверстиями в пористой среде будут созданы большие каверны, приводящие к снижению фильтрационного сопротивления. Для увеличения каверн и снижения сопротивления можно рекомендовать торпедирование колонны, обеспечивающее образование каверн и трещин; рекомендуется также солянокислотная обработка забоя.
Казалось бы, наилучшие результаты могут быть получены при открытом забое или в крайнем случае при открытом забое, снабженном фильтром, имеющим значительную суммарную площадь отверстий.
Действительно, расчеты показывают, что в большинстве современных газовых скважин действовал бы линейный закон сопротивления, если бы их забои были открытыми. Однако почти ни одна из известных скважин с открытыми забоями не работает на линейном режиме. Это можно объяснить, невидимому, тем обстоятельством, что при пуске скважин в эксплуатацию не производится достаточной очистки забоя от глинистого раствора, цемента и пр. Таким образом, скважины с открытым забоем фактически не имеют открытого забоя. Фильтрация газа происходит в них не по всей поверхности забоя, а лишь по тем ее частям, где газ в процессе своего движения достаточно очистил фильтрующую поверхность.
^То же можно сказать и относительно скважин с фильтрами. Скважины, снабженные фильтрами, зачастую имеют значительно более высокое сопротивление, чем этого можно было бы ожидать.
В связи с изложенными выше соображениями при устройстве открытых забоев или забоев, снабженных фильтрами, если последние допустимы с гео-
логической точки зрения, необходимо особое внимание обращать на очистку забоя. В противном случае выгода, ожидаемая от использования открытого забоя, может быть потеряна.
Влияние радиуса скважины на величину сопротивления сравнительно незначительно. Увеличение радиуса скважины приводит к некоторому уменьшению квадратической части сопротивления. Существенный выигрыш в сопротивлении может быть получен, если радиус скважины в продуктивной части горизонта будет увеличен по сравнению с радиусом колонны. В этом случае можно было бы значительно уменьшить роль квадратического сопротивления, сосредоточенного главным образом в непосредственной близости к забою скважины.
Исходя из сказанного выше, следует рекомендовать для мощных газовых залежей забой, выполненный в виде перфорированной колонны, с цементным кольцом. Перфорацию следует проводить равномерно по всей продуктивной толще пласта. Положение нижнего перфорационного отверстия надо задать из расчета подтягивания конуса подошвенных вод. В среднем следует рекомендовать для однородных пластов величину ^- ~ 0,5. В случае отсутствия подошвенных вод, а также при наличии газонепроницаемых пропластков в нижнеи части пласта величину —^— необходимо увеличить до единицы.
Элементы конструкции ствола скважины
При подаче газа на поверхность по стволу скважины расходуется большое количество энергии и возникают значительные потери давления. Эти потери возрастают с дебитом газа и убывают с увеличением диаметра трубы, по которой поднимается газ. При сравнительно больших дебитах, которые могут быть достигнуты в настоящее время, потери могут оказаться настолько значительными, что требуемое количество газа не поступит на поверхность или поступит со слишком низким давлением. Так, например, при подаче газа в количестве 200 000 м3/сутки через 2" фонтанную трубу с глубины 1000 ж и при пластовом давлении, равном приблизительно 90 ат, теряется около 40 ат. Пропустить через такую трубу 500 000 м3/сутки газа вообще невозможно, так как потери превысят пластовое давление.
Ясно, что при значительном увеличении дебитов надо увеличить диаметры фонтанных труб или вести добычу газа не по фонтанным трубам, а по обсадной колонне. Добыча газа по обсадной колонне обычно не рекомендуется, так как может происходить вынос песка, разъедающего колонну, а также коррозия труб и т. п. Для высокодебитных скважин эксплуатация по обсадной колонне неизбежна, потому что даже 4" фонтанные трубы, применяемые весьма редко, не могут пропустить с больших глубин количество газа, равное 500 000—1 000 000 м3 /сутки.
При правильной эксплуатации скважина не должна выносить песок и воду и, следовательно, главное возражение против эксплуатации по обсадной колонне отпадает. Если газ не содержит сероводорода, то такая эксплуатация может быть допущена.
р При этом возникают дополнительные требования к конструкции и выполнению скважины. Особое внимание должно быть обращено на герметизацию соединений колонны, на надежный цементаж и пр. На высокодебитных скважинах весьма желательно предусмотреть возможность спуска и подъема фонтанных или сифонных труб под давлением. Для обеспечения бесперебойности работы такой скважины забой ее должен периоди- 'чески очищаться от частиц породы и воды, если они будут там скапливаться.
В процессе проектирования разработки должны быть определены оптимальные размеры диаметров эксплуатационной колонны и фонтанных труб. Диаметры могут быть выбраны на основании расчета потерь, которые будут возникать в колонне при движении по ней газа. При этом надо иметь в виду, что по мере истощения пласта и падения давления в нем при сохранении начального дебита потери на трение будут возрастать, а потери на преодоление веса столба газа в скважине будут падать. Поэтому все расчеты надо производить с учетом падения давления в пласте и с учетом возможного падения дебита вследствие применения того или иного режима работы скважины.
Потери следует рассчитать для трех вариантов эксплуатации:
для эксплуатации по фонтанным трубам;
для эксплуатации по кольцевому пространству;
для одновременной эксплуатации по фонтанным трубам и кольцевому пространству.
Для расчета потерь давления при движении газа по вертикальным трубам существует ряд формул. Расчет следует вести по наиболее общей формуле
Г 0,0683 yL/0,0683^Ь~
(?2, (IV, 91)(?2, (IV, 91)Р3 = 1/ ^r2e zcpTcp +-——ср ср\е Tcpzcp _ 1
(?2, (IV, 91)
(?2, (IV, 91)
где Рз — абсолютное забойное давление в кГ^м2;
РТ — абсолютное давление на головке скважины в кГ1смг;
у — относительный удельный вес газа по воздуху;
L — длина трубы в м;
Я — коэффициент сопротивления трению;
D—диаметр трубы в см;
Q — приведенный дебит в тыс. м?[ сутки;
zcp — среднее по длине трубы значение коэффициента сжимаемости;
7ср—средняя абсолютная температура в ° К.
Величина Тср может быть вычислена как среднее арифметическое между пластовой температурой и температурой на поверхности. Величина zcp для 7’ср~300°К может быть приближенно определена по формуле
_1
zcp - 1 + 20х10-4Рср
Здесь Рср — полусумма забойного давления и давления на головке.
Значения zcp и Тср мало влияют на конечный результат и могут быть оценены приближенно.
Формула (IV, 91) отличается от большинства опубликованных формул тем, что в нее в явном виде входит коэффициент трения Я. Обычно при выводе формул для расчета потерь вместо Я подставляют ту или иную частную зависимость от диаметра, дебита или числа Рейнольдса. Многочисленные аэродинамические и гидравлические исследования показывают, что коэффициент сопротивления является функцией числа Рейнольдса и шероховатости стенок трубы. По мере роста числа Рейнольдса при малых его значениях Я убывает, а при больших становится практически зависящим только от относительной шероховатости стенок трубы.
На фиг. 47 показана обобщенная эмпирическая зависимость коэффициента Я от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости -J- . Этим графиком следует пользоваться для определения Я при заданных размерах
труб и чисел Рейнольдса при расчете движения по круглой трубе, т. е. при добыче газа по фонтанным трубам или по обсадной колонне в случае отсутствия фонтанных труб.
Число Рейнольдса определяется по формуле
Re—Re—^ат^ат6,65 Dp^ат^ат6,65 Dp
Re—
Re—
^ат^ат
6,65 Dp
^ат^ат
6,65 Dp
где уат — удельный вес газа при нормальных условиях (при 760 мм рт. ст. и 20° С) в кГ[м3;
Q&T — дебит, приведенный к нормальным условиям, в тыс. м? [сутки;
D — диаметр трубы в см;
и — коэффициент вязкости газа в кГ се^м2.
Фиг. 47. Зависимость коэффициента сопротивления Л от числа Рейнольдса и относительной шероховатости стенок трубы .Фиг. 47. Зависимость коэффициента сопротивления Л от числа Рейнольдса и относительной шероховатости стенок трубы .
Фиг. 47. Зависимость коэффициента сопротивления Л от числа Рейнольдса и относительной шероховатости стенок трубы .
Фиг. 47. Зависимость коэффициента сопротивления Л от числа Рейнольдса и относительной шероховатости стенок трубы .
Значение коэффициента вязкости газа р можно брать по средней температуре и среднему давлению. Например, при Т° = 300° и Рср ^ 40 ата для метана р — 1,3 X 10“6 кГ сек[м3.
Ориентировочные средние расчетные значения относительной шероховатости -~ (параметр сетки кривых, приведенных на фиг. 47) для труб различных диаметров даны в табл. 21.
При больших числах Рейнольдса коэффициент трения Л зависит только от шероховатости поверхности трубы. Обычно числа Рейнольдса для движения газа по стволу скважины бывают достаточно большими и X можно считать постоянным. Эти предельные постоянные значения X приведены в табл. 21 под обозначением ХТ. Для приближенных расчетов можно принимать X = Хт.
. Расчет потерь давления при эксплуатации по кольцевому пространству между обсадной и фонтанной колоннами, как при одновременной эксплуатации по кольцевому пространству и по фонтанным трубам, можно производить по формуле (IV, 91), но с двумя следующими изменениями. Вместо диаметра
Таблица 21
Ориентировочные средние значения относительной шероховатости и предельные постоянные значения коэффициента трения
Диаметр трубы
£
"2
;.т
Диаметр трубы
£
дюймы
мм
дюймы
мм
2
50,8
0,0030
0,026
5
Г2Л
0,0012
0,0175
27г
63,5
0,0024
0,022
6
152,4
0,0010
0,017
3
4
76,2
101,6
0,0020
0,0015
0,020
0,018
8
203,2
0,00075
0,016
трубы в формулу должен быть подставлен эффективный диаметр сечения канала, т. е. диаметр круга площадью, равной площади этого сечения:
где FT — площадь поперечного сечения трубы. Для кольцевого пространства
^эф —^эф —Vn^—dVn^—d2 внеш ,2 внеш ,(IV, 92}(IV, 92}
^эф —
^эф —
Vn^—d
Vn^—d
2 внеш ,
2 внеш ,
(IV, 92}
(IV, 92}
где D — диаметр обсадной колонны; с^внет — внешний диаметр фонтанных труб.
Для одновременной эксплуатации по кольцевому пространству и по фонтанным трубам
»8ф =,(IV, 93}
где (/Внут — внутренний диаметр фонтанной трубы.
Величина коэффициента трения Я должна быть изменена в соответствии с увеличением поверхности трения.
В подобных случаях коэффициент трения относят к так называемому гидравлическому диаметру канала, равному учетверенному отношению площади живого сечения канала к смоченному периметру. Поэтому величину Я, определенную по фиг. 47, надо умножить на отношение эффективного и гидравлического диаметров. Для кольцевого пространства гидравлический диаметр
4F руг _ d?
= — =(IV, 94)
и + “внеш
где F — площадь живого сечения канала;
U — смоченный периметр живого сечения канала.
Коэффициент сопротивления кольцевого пространстваКоэффициент сопротивления кольцевого пространстваформулеформулеЯк. пЯк. п— ^о— ^о^эф _ л Dr^эф _ л Dr^+^внеш^ ^внеш^+^внеш^ ^внешопределяется по(IV, 95)определяется по(IV, 95)
Коэффициент сопротивления кольцевого пространства
Коэффициент сопротивления кольцевого пространства
формуле
формуле
Як. п
Як. п
— ^о
— ^о
^эф _ л Dr
^эф _ л Dr
^+^внеш
^ ^внеш
^+^внеш
^ ^внеш
определяется по
(IV, 95)
определяется по
(IV, 95)
где Яо — коэффициент сопротивления для трубы диаметром, равным Веф.
Пр фонтан!
и одновременной эксплуатации по кольцевому пространству и по 1ым трубам
Dr =-(IV, 96)
। ^внеш ‘ внут
2 ^внеш~Ь^внут(jy gj)
° ^-^неш + ^нут
При движении газа по кольцевому пространству возникает еще дополнительное сопротивление, вызываемое наличием соединительных муфт, скрепляющих отдельные отсеки фонтанных труб.
Обтекание такой муфты вызывает дополнительные потери на сужение потока в начале муфты и на его внезапное расширение до первоначальной величины в конце муфты.
Коэффициент потерь при сужении можем принять
Ссу» = 0,04 -? 0,06.
Коэффициент потерьКоэффициент потерьпри внезапном расширениипри внезапном расширении
Коэффициент потерь
Коэффициент потерь
при внезапном расширении
при внезапном расширении
(IV, 98)(IV, 98). _ / ^2 л \2 ^муф^внеш_Р \ Fi /П2н2
(IV, 98)
(IV, 98)
1L Н “муф
где Рг — площадь живого сечения в районе соединительной муфты;
^муф — внешний диаметр муфты;
Р^ — площадь живого сечения после муфты.
Значения Рх и Р2 равны:
(Д^4уф),
^=-^(»2-4„еШ).
Для того чтобы от коэффициента потерь перейти к поправке на коэффициенты трения, надо сумму местных потерь разделить на отношение длины, на которую приходится это сопротивление, к эффективному диаметру канала:
АХ = (fey» + Ср) -^ ,(IV, 99)
где I— длина отсека фонтанной трубы, приходящейся на одну муфту.
В формулу (IV, 91) для расчета сопротивления надо вместо коэффициента сопротивления Л подставлять сумму Я + ПЛ, где Л определено по формулам (IV, 95) или (IV, 97), а АХ — по формуле (IV, 99).
Перейдем теперь к анализу формулы (IV, 91). Формула связывает величину забойного давления Р3 с величиной давления на головке РТ. При расчете важна величина потери давления
ДР = Р3-РТ.
Причинами возникновения потерь давления является необходимость преодолеть вес столба газа в скважине и сопротивление трения на длине колонны.
Потери, вызванные весом столба газа, выражаются первым членом подкоренного выражения формулы (IV, 91), а потери на трение — вторым членом того же выражения.
Выразим искомые потери в зависимости от забойного давления Р3:
ДР = Р3-РГ = Р3ДР = Р3-РГ = Р31,377 л2;рт;рD5Pc1,377 л2;рт;рD5Pc/0,0683 yL \\е zcpTcp — 1 ' Q2/0,0683 yL \\е zcpTcp — 1 ' Q20,0683 yL е ^р^ср0,0683 yL е ^р^ср(IV, 100)(IV, 100)
ДР = Р3-РГ = Р3
ДР = Р3-РГ = Р3
1,377 л2;рт;р
D5Pc
1,377 л2;рт;р
D5Pc
/0,0683 yL \
\е zcpTcp — 1 ' Q2
/0,0683 yL \
\е zcpTcp — 1 ' Q2
0,0683 yL е ^р^ср
0,0683 yL е ^р^ср
(IV, 100)
(IV, 100)
При заданной величине забойного давления минимальная величина потерь определяется весом столба газа в стволе скважины и выражается формулой (IV, 100), причем предполагается, что дебит равен нулю:
—0,03415 — vl< Л
(IV, 101)(IV, 101)(JP)mi1h = Р3\ 1 — е zcpTcpJ .
(IV, 101)
(IV, 101)
По мере роста дебита потери увеличиваются до тех пор, пока при некотором значении дебита давление на головке скважины Рг не станет равным атмосферному. При этом потери (dР)маКс = Рз — 1- Тогда дебит получит свое максимально возможное значение ^макс. которое естественно также назвать пропускной способностью ствола скважины:
(IV, 102)(IV, 102)
(IV, 102)
(IV, 102)
Z0O 400 600 800 юооZ0O 400 600 800 юооQ, тыс. м3/суткиQ, тыс. м3/суткиФиг. 48. Зависимость потерь в трубе от дебита при трех значениях забойного давления.Фиг. 48. Зависимость потерь в трубе от дебита при трех значениях забойного давления.
Z0O 400 600 800 юоо
Z0O 400 600 800 юоо
Q, тыс. м3/сутки
Q, тыс. м3/сутки
Фиг. 48. Зависимость потерь в трубе от дебита при трех значениях забойного давления.
Фиг. 48. Зависимость потерь в трубе от дебита при трех значениях забойного давления.
Выбирая диаметр обсадной колонны и фонтанных труб для реального месторождения, необходимо исходить из возможных размеров дебита как в начале эксплуатации месторождения, так и в процессе ее по мере снижения пластового давления и возможного снижения дебита. Диаметр труб должен быть выбран таким образом, чтобы потери были достаточно малы в течение всего времени эксплуатации.
Рассмотрим для примера результаты подобных расчетов, произведенных для месторождения с глубиной заложения скважин порядка 1000 м, при начальном пластовом давлении РИ ^ 100 ата. Расчеты проведены для стандартной конструкции: обсадная колонна диаметром D = 5" и фонтанные трубы диаметром d = 21/2". Предполагается, что эксплуатация осуществляется одновременно по колонне и трубам.
Величина потерь возрастает с ростом дебитов и причем тем интенсивнее, чем ниже пластовое давление. На фиг. 48 показана зависимость ДР от дебита для трех значений забойного давления: 20, 60 и 100 ата.
Из фиг. 48 видно, чтоИз фиг. 48 видно, что_ малых дебитах (меньше 200 000 м^ [сутки) величина потерь снижается с понижением забойного давления, при больших дебитах (более 500 000 Алеутки) наблюдается обратное явление. Более отчетливо это видно на фиг. 49, где величина потерь представлена в зависимости от забойного давления при различных дебитах.
Из фиг. 48 видно, что
Из фиг. 48 видно, что
Рациональный дебит скважины должен устанавливаться в зависимости от потребного давления на головке скважины. Для удобства оценки рекомендуется перестроить график фиг. 49 в виде зависимости давления на головке от дебита при различных забойных давлениях (фиг. 50).
Например, если газ поступает в магистральный газопровод с начальным давлением 50 ат, то с учетом потерь в наземном оборудовании и некоторого запаса давление на головке должно быть задано приблизительно 60 ата (пунктир на фиг. 50). Тогда при забойном давлении Р3 = 90 ата расход может достигнуть 1 000 000 мг/сутки, при Р3 = 80 ата 800 000 м3/сутки,
Фиг. 49. Зависимость потерь в трубе •от забойного давления при различных значениях дебита.Фиг. 49. Зависимость потерь в трубе •от забойного давления при различных значениях дебита.Фиг. 50. Зависимость давления на головке от дебита при разных забойных давлениях.Фиг. 50. Зависимость давления на головке от дебита при разных забойных давлениях.
Фиг. 49. Зависимость потерь в трубе •от забойного давления при различных значениях дебита.
Фиг. 49. Зависимость потерь в трубе •от забойного давления при различных значениях дебита.
Фиг. 50. Зависимость давления на головке от дебита при разных забойных давлениях.
Фиг. 50. Зависимость давления на головке от дебита при разных забойных давлениях.
при Р3 = 70 ата 500 000 м^/сутки. При Р3 = 65 ата скважина перестает подавать на поверхность газ при требуемом давлении и должна быть переключена на подачу газа на близкие расстояния либо должна быть введена компрессорная станция.
При рациональной эксплуатации месторождения не только газ должен быть использован как топливо или как сырье для переработки, но должна быть использована и его механическая энергия — энергия давления газа. В этом случае следует назначить потери на трение в стволе скважины равными 1—2 ат (потери, вызванные весом столба газа, не могут быть снижены). При таких режимах дебиты, пропускаемые скважиной, будут значительно меньше. На фиг. 49 пунктирной прямой показан уровень потерь в этом случае. Начальный дебит при Р3 = 100 ата составит 400 000 м3/сутки и будет снижаться по мере снижения пластового давления.
В процессе проектирования разработки месторождения на основании расчетов потерь давления при намечаемых дебитах должны быть выбраны оптимальные диаметры колонны и фонтанных труб. Вопрос о применении фонтанных труб должен быть решен в соответствии с геологическими характеристиками месторождения, а затем должна быть выбрана конструкция скважины и указаны требования, предъявляемые к ее проводке.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И РАСПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Исходные данные
При определении числа газовых скважин необходимо исходить из заданных вариантов добычи газа и изменения этой добычи со временем. В начале разработки месторождения на нем уже имеется ряд разведочных скважин, большинство которых должно быть передано в эксплуатацию. Разведочные скважины, как уже указывалось, должны быть пробурены, перфорированы и обвязаны с учетом последующего превращения их в эксплуатационные.
По каждой из разведочных скважин должен быть установлен наибольший допустимый дебит в соответствии с указанными выше рекомендациями. Таким образом устанавливается дебит месторождения, обеспечиваемый разведочными скважинами, превращенными в эксплуатационные.
Если задаваемый проектом суточный дебит месторождения меньше суммарного начального дебита разведочных скважин, дополнительное разбуривание может быть отложено. Если же задаваемый дебит выше начального, расчеты должны производиться с учетом необходимости обеспечения новыми скважинами разницы между заданным дебитом и начальным. При этом, определяя начальный дебит, надо иметь в виду, что некоторые скважины должны быть использованы в качестве резервных.
Падение дебита скважин
По мере падения пластового давления будет снижаться забойное давление и, следовательно, дебит скважин. Принимая депрессию постоянной
Рп - Р3 = С,(IV, 103)
можно написать уравнение для определения дебита скважины, исходя из уравнения кривой дебит — давление:
Р^ — рй3 Aq + Bq.(IV, 104)
Используя условие (IV,103), получим:
С (2РП — С) = Aq + Bq2.(IV, 105)
Как указывалось, коэффициенты А и В должны мало изменяться в процессе эксплуатации месторождения. Поэтому для расчетов принимаем их постоянными, равными значениям, полученным при первоначальных испытаниях. В ходе эксплуатации коэффициенты Ап В могут немного уменьшиться (см. выше), что позволит увеличить дебит против расчетных значений.
В основу дальнейших расчетов кладется зависимость пластового давле
ния от суммарного отбора газа ~- , представленная на фиг. 43, или при
V0
заданном изменении отбора во времени зависимость Рп от времени t.
По уравнению (IV, 105) определяем q для заданных значений Рп, а затем на фиг. 43 находим соответствующее значение Q или время t. Произведя такой расчет для всех пробуренных скважин, определим уменьшение дебита, обеспечиваемого разведочными скважинами, во времени.
Если режим месторождения не установлен, то расчеты следует производить для газового режима. При первой разработке расчеты практически всегда будут вестись для газового режима. Лишь в дальнейшем, при доразработке пласта, их можно будет производить с учетом реального режима пласта.
Число вновь пробуриваемых скважин
Величины коэффициентов А и В в уравнении кривых дебит — давление ля данного месторождения определяются по данным испытаний разведоч- ых скважин. Устанавливая конструкцию забоя скважин в соответствии изложенными выше соображениями, можно оценить вероятные значения А ; В для новых скважин.
Эти значения могут быть приняты одинаковыми для всего месторождения. Если имеется большое количество разведочных скважин и достаточно подробные сведения о характеристиках различных частей пласта, то величины А и В могут быть приняты переменными по пласту в зависимости от величины проницаемости в различных участках пласта.
Далее, по уравнению (IV, 105) при заданной предельной допустимой величине депрессии С определяется падение дебита во вновь пробуренной скважине. Таким образом определится дополнительный дебит, даваемый одной новой скважиной.
Количество потребных скважин и время их ввода в эксплуатацию определятся делением потребного дебита на дебит одной скважины:
уу ^задан Фразв~ q»
где ^дадан — потребный (заданный) суточный дебит месторождения в целом;
Сразв — дебит, обеспечиваемый разведочными скважинами;
q^ — дебит одной новой скважины.
Величины <2разв и q0 убывают со временем в соответствии с уравнением (IV, 105). Величина ^задан изменяется во времени в соответствии с проектным заданием.
Число скважин будет непрерывно возрастать со временем. Однако на больших и достаточно мощных месторождениях могут быть построены скважины с весьма большими дебитами (приблизительно 1 млн. ж3/сутки и более), и тогда незначительным увеличением числа скважин (может быть, на одну- две скважины) будет покрываться падение дебита действующих скважин. При современном ведении разведки, когда пробуривается очень много разведочных скважин, значительная часть которых используется в качестве эксплуатационных, вообще число новых эксплуатационных скважин будет крайне ограниченно.
Расположение эксплуатационных скважин на площади газовой залежи для притока к ним газа практически не имеет существенного значения при равномерных хорошо проницаемых коллекторах. Это тем более справедливо, когда количество скважин ограниченно. Поэтому скважины легко обеспечить от обводнения языками краевой воды. С этой целью желательно расцолагать скважины в сводовой части структуры, избегая расположения скважин вблизи контура газоносности.
Если месторождение неоднородно по структуре и состоит из отдельных блоков или полей, заметно отличающихся друг от друга своими характеристиками, то скважины надо располагать с учетом этих обстоятельств. На каждый отдельный блок должны быть проведены скважины в количестве, достаточном для дренирования этого блока.
Эксплуатационные режимы месторождения
Эксплуатацию месторождения можно разделить на три периода. Первый период эксплуатации соответствует транспортировке газа по магистральному газопроводу на большие расстояния без головной компрессорной станции.
Газ при этом подается в магистральный газопровод и движется по нему за счет собственного давления. Для этого в начале газопровода должно быть обеспечено давление, равное приблизительно 40—50 ат. На пути от пласта до начала газопровода газ теряет некоторое давление, потери происходят в пласте, в стволе скважины, в устьевом оборудовании и внутри промысловой сети. Поэтому в пласте должно сохраняться несколько большее давление.
Принятый технологический режим скважины определяет депрессию — потерю давления в пласте. Потери в стволе скважины зависят от выбора диаметра колонны и фонтанных труб. Потери в оборудовании определяются в зависимости от того, какое оборудование должно быть установлено на промысле. Потери в промысловом газопроводе зависят от выбранной схемы газопровода и в конечном счете от числа и расположения скважин; они могут быть приблизительно определены заранее, а их максимальная допустимая величина может быть задана.
Суммированием всех перечисленных потерь определяется минимальная величина пластового давления, при которой газ будет поступать в газопровод при достаточном давлении. Затем по графику зависимости пластового давления от суммарного отбора определяется суммарное количество газа, которое может быть добыто в первый период эксплуатации. Зная заданный суточный отбор газа, можно определить и продолжительность бескомпрессорной эксплуатации.
Второй период эксплуатации месторождения соответствует транспортировке газа по магистральному газопроводу, но при наличии головной компрессорной станции. В этот период давление на юловках скважин должно обеспечить подачу газа на установленную компрессорную станцию.
Третий период эксплуатации месторождения наступает, когда давление в пласте снижается настолько, что транспортировка газа на большие расстояния может оказаться невыгодной. Переход от второго периода эксплуатации к третьему должен быть определен экономическими соображениями. По мере падения пластового давления падает дебит скважин, и потому для поддержания постоянного суммарного дебита надо все время увеличивать число скважин. Число скважин будет особенно резко возрастать в последние годы эксплуатации месторождения. С некоторого времени дальнейшее увеличение числа скважин станет экономически нерациональным. С этого момента дальнейшее бурение следует прекратить и продолжать эксплуатировать месторождение с постепенно убывающим суммарным дебитом. Наступает период работы месторождения на истощение.
Расчет снижения добычи при заданном числе скважин может быть произведен численным методом по уже имеющимся данным. Для расчета определяется пластовое давление, соответствующее началу работы на истощение (Ро) и остатку запасов газа (О —■ Qo\ где О0 — количество отобранного газа. В качестве исходных данных принимается зависимость пластового давления от суммарного отбора в последний период. Для этого берется кривая Рп по Q (фиг. 51) на участке от начального значения Ро до Рп = 0 ати и зависимость, перепада квадратов давления от дебита [формула (IV, 104)].
Далее, для заданных значений Рп от Ро до нуля через 1—2 ат вычисляются соответствующие значения дебита q для каждой скважины и суммарный суточный дебит месторождения:
N
7с = S 9i ,
1 где qc — суммарный дебит;
qi — дебит скважины с номером I:
N^— число скважин.
По графику фиг. 51 для каждого значения Рп определяется соответствующее значение суммарного отбора Q.
Таким образом, получается ряд значений давлений Ро, Рр Р2, Р3,..., ряд значений суточных дебитов ^с0, ^с1, qC2, qC3,--, ряд суммарных отборов Qo, Qp Q2,...
Ряд соответствующих значений времени можно вычислить приближенно по формуле линейной интерполяции:
Zo 0, t^ —•Zo 0, t^ —•Qi Qo .9С0 + 9С1 ’2Qi Qo .9С0 + 9С1 ’2^2 ~ ^1 “^^2 ~ ^1 “^Q2-Q19с2 + ?dQ2-Q19с2 + ?d(IV, 106)(IV, 106)
Zo 0, t^ —•
Zo 0, t^ —•
Qi Qo .9С0 + 9С1 ’2
Qi Qo .9С0 + 9С1 ’2
^2 ~ ^1 “^
^2 ~ ^1 “^
Q2-Q1
9с2 + ?d
Q2-Q1
9с2 + ?d
(IV, 106)
(IV, 106)
Фиг. 51. Эксплуатационные режимы месторождения.Фиг. 51. Эксплуатационные режимы месторождения.Зависимость qc от t дает затухание дебита месторождения в третий период его эксплуатации.
Фиг. 51. Эксплуатационные режимы месторождения.
Фиг. 51. Эксплуатационные режимы месторождения.
Порядок проведения расчетов
Как уже указывалось, расчеты по прогнозу работы месторождения должны производиться сериями, последовательно уточняющими полученные ре
зультаты.
Расчеты первой серии про-
изводятся после испытания раз
ведочных скважин. Вычисляются убывание пластового давления по суммарным отборам (см. фиг. 43) для возможных режимов пласта, отбор (1разв месторождения, обеспечиваемый разведочными скважинами, количество скважин, необходимых для обеспечения заданного дебита, ввод новых скважин
в эксплуатацию по годам. Для новых скважин задаются зависимость давления от дебита и начальный дебит.
Расчеты второй серии производятся после пробуривания и испытания новых скважин, вводимых в строй в течение первых 2—3 лет эксплуатации. После испытания этих скважин уточняются заданные коэффициенты Л и /У и вычисляется суммарный дебит месторождения на первые годы эксплуатации.
Во время эксплуатации ведется наблюдение за пьезометрическими скважинами, за изменением пластового давления и за суммарным отбором.
Организации, эксплуатирующие месторождение, должны производи и, систематическое сравнение фактических значений пластового давления и измеренных уровней подошвенной воды с предварительно вычисленными. На основании анализа сравнений расчетов с фактическими результатами устанавливается реяшм месторождения, выясняется величина коэффициента пиезопро
водности, уточняются запасы месторождения.
Расчеты третьей серии производятся после появления обоснованных данных для изменения первоначальных запасов или других целей и во всяком случае перед началом бурения второй группы скважин, бурение которых намечается на следующие 3—5 лет эксплуатации. 13 этот раз заново произво
дятся все расчеты.
Расчеты других серий производятся по мере накопления новых данных или перед началом больших работ по реконструкции промыслового хозяйства (постройка компрессорной станции, бурение новых скважин и т. п.).
Таким образом, предлагаемые расчетные методы позволяют сделать первый расчет поведения пласта и установить требования к конструкции
промысла на весь период жизни месторождения. По мере эксплуатации месторождения и наблюдения за его работой делаются последовательные приближения по расчету действительного поведения пласта. Результаты каждой серии расчетов уточняют характеристики месторождения и указывают на необходимые изменения промыслового хозяйства месторождения.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЦИОНАЛЬНОЙ РАЗРАБОТКИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рациональная разработка газовых месторождений
В основу рациональной разработки газового месторождения должен быть положен принцип наибольшей народнохозяйственной эффективности принятой системы разработки.
Под системой разработки понимается число и расположение скважин, последовательность ввода скважин в эксплуатацию, эксплуатационные режимы отдельных скважин и месторождения в целом, использование пластовой энергии, выбор основных элементов конструкции скважин (диаметр колонн, забой) и оборудование промысла, обеспечивающее необходимую надежность подачи газа.
Выбор системы разработки месторождения определяется целью использования добываемого газа; выбор существенно зависит от того, будет ли газ направлен в магистральный газопровод (от мощных месторождений высокого давления) или он будет использован для местных нужд или для переработки. Размер добычи газа в каждый отрезок времени определяется его потреблением, так как наземное хранение газа в больших масштабах нерационально, а подземное хранение не нашло еще широкого распространения. Таким образом, план добычи газа должен точно совпадать с планом его потребления.
В основу разработки месторождения и, следовательно, в основу всех расчетов по выбору системы разработки должен быть положен установленный государственным планом круг потребителей газа (существующих и намеченных к строительству), анализ изменения потребления по количеству и давлениям во времени и т. п. Чем подробнее и полнее будут соответствующие исходные данные, чем лучше они обоснованы, тем больший народнохозяйственный эффект даст принимаемая система разработки.
С этой точки зрения в начальной стадии проектирования разработки должен быть дан анализ будущего потребления газа и прогноз возможного увеличения промышленных запасов газа на разрабатываемом месторождении и на смежных с ним месторождениях.
В дальнейшем следует оценить оптимальные в технико-экономическом отношении сроки полной выработки данного газового месторождения или группы месторождений.
Процесс эксплуатации мощного газового месторождения (с большими запасами газа высокого давления), в частности, в том случае, если оно входит в группу газовых месторождений, отличающихся характеристиками, разделяется на несколько последовательно сменяющих друг друга периодов. В первый период, пока давление газа на выходе с промысла выше давления, которое требуется в начале магистрального газопровода, газ следует транспортировать на дальние расстояния без установки головной компрессорной станции. Давление в пласте будет при этом выше давления в начале газопровода на суммарную величину потерь давления в пласте, стволе скважины и промысловом газопроводе.
Во второй период, когда пластовое давление упадет и будет ниже давления, требующегося в начале газопровода, вблизи промысла должна быть
сооружена головная компрессорная станция. Второй период будет продолжаться до тех пор, пока компримирование газа до необходимого давления не станет экономически нерациональным. При использовании газа высокого .давления для химической переработки или для местных целей необходимо предусмотреть рациональное использование энергии, освобождающейся в результате редуцирования газа.
В третий период, т. е. при существенном снижении пластового давления, выгоднее использовать добываемый газ для местного газоснабжения.
В течение длительной эксплуатации суммарная добыча по месторождению может сохраняться постоянной или возрастать в зависимости от потребления. При этом по мере уменьшения количества газа в пласте падает его давление, уменьшается дебит отдельных газовых скважин. Поэтому в эксплуатацию приходится дополнительно вводить новые скважины.
К концу эксплуатации поддержание заданного дебита возможно только при значительном увеличении числа скважин. G некоторого момента дальнейшее увеличение числа скважин становится экономически невыгодным и потому приходится снижать суммарную суточную добычу газа — это время работы месторождения на истощение. Газ продолжает поступать из скважин во все уменьшающемся количестве. Однако поступление. газа продолжается до тех пор, пока давление в пласте не упадет до давления, превышающего атмосферное на вес столба газа в стволе скважины. Промышленная эксплуатация такого истощающегося месторождения в большинстве случаев становится нерациональной значительно раньше, чем прекращается приток газа из скважин. На самом последнем этапе газ используется для местных нужд.
Из изложенного выше видно, что число эксплуатационных скважин в разные периоды эксплуатации месторождения должно быть разным, но одним из наиболее эффективных способов снижения затрат на добычу газа является общее уменьшение числа эксплуатационных скважин, пробуренных на месторождении, а также уменьшение числа работающих скважин в каждый момент эксплуатации (при условии обеспечения заданного плана добычи газа). Соответственно задачей рациональной разработки и эксплуатации газового месторождения является подача на поверхность потребного количества газа при минимальном числе скважин. Иными словами, задачей разработки является обеспечение наибольшего допустимого дебита каждой скважины.
Конструкция скважины должна обеспечивать наибольший дебит скважины при минимальных потерях давления в пласте, призабойной зоне и стволе скважины. Потери давления в призабойной зоне определяются конструкцией забоя скважины (открытый или перфорированный забой), состоянием призабойной зоны, ее пористостью и проницаемостью. Чем меньше потери давления в призабойной зоне и в самом забое, тем больше будет дебит скважины при , т о м же падении давления в пласте (при той же депрессии). Это весьма важное обстоятельство, потому что желательно эксплуатировать скважины при минимальной депрессии; чем больше депрессия, тем более опасной становится возможность разрушения забоя, подтягивания подошвенной воды и обводнения скважины.
Суммарная площадь перфорационных отверстий определяет перепад давлений и величину фильтрационной скорости в призабойной зоне пласта. Чем больше площадь перфорационных отверстий, тем меньше фильтрационная скорость, тем меньше опасность разрушения призабойной зоны. Поэтому увеличение суммарной площади перфорационных отверстий и числа отверстий, приходящихся на 1 пог. м трубы, позволяет увеличить дебит отдельной «скважины и, следовательно, уменьшить число скважин.
11 Заказ 1377.
Улучшение путей продвижения газа в призабойной зоне также ведет к уменьшению фильтрационных скоростей, к увеличению дебитов скважин при неизменной депрессии. Поэтому желательны тщательная очистка забоя от остатков глинистого раствора и цемента, солянокислотная обработка и т. п. Желательно осуществлять возможно большее внедрение перфорационных пуль в породу, что также ведет к снижению сопротивления призабойной зоны.
Вся пластовая энергия, заключающаяся в сжатом газе, должна быть использована рационально. Эта энергия расходуется на приток газа к забою, на подъем газа по стволу, на движение газа в газопроводе. Потери энергии в пласте сосредоточены главным образом в призабойной зоне, и они могут быть уменьшены путем улучшения конструкции забоя. Потери давления в стволе могут быть уменьшены правильным выбором диаметра колонны.
Диаметр ствола скважины и диаметр фонтанных труб (если последние необходимы) должны быть выбраны таким образом, чтобы потери давления в стволе были минимальными. Излишние потери давления в стволе скважины приведут к снижению возможных дебитов скважины, к непроизводительным потерям энергии.
В настоящее время на многих месторождениях большое количество энергии теряется на поверхности при регулировании работы скважины (штуци- рование). Необходимо использовать эту энергию. Одним из наиболее рациональных способов использования энергии газа является использование ее для выработки электроэнергии в газовых турбинах.
До настоящего времени такое использование энергии газа было невыгодным из-за малого дебита скважин и большого их количества; при этом требуется большое количество малых турбин, что сильно усложняет их обслуживание и снижает эффект их использования.
Высказанные выше положения об увеличении дебита скважины, позволяющие представить промысел как малое количество высокодебитных скважин, сделают эффективным и использование газовых турбин, ибо в этом случае потребуется малое количество сравнительно мощных турбин.
Таким образом, основным элементом рациональной разработки и эксплуатации газового месторождения является создание оптимальной конструкции скважины, обеспечивающей наибольший возможный дебит газа. Поэтому в предыдущих разделах данной главы было уделено основное внимание вопросам расчета притока газа к забою, расчетам движения газа по стволу скважины и выбору на основе этих расчетов оптимальной конструкции скважины.
Система разработки и эксплуатации должна обеспечить добычу газа без потерь. Возможная изоляция отдельных участков газоносного пласта и потери заключенного в них газа должны быть предотвращены.
Вследствие неоднородности пласта могут существовать отдельные изолированные блоки, дренаж которых не обеспечивается принятой системой скважин. В процессе эксплуатации по мере продвижения воды также могут образоваться изолированные части пласта, в которых может быть потеряно значительное количество газа.
Необходимо всемерно улучшать методику разведки и изучения месторождений, чтобы сократить число своевременно не выявленных изолированных блоков. Расположение и эксплуатационные режимы скважин надо подбирать так, чтобы была исключена возможность изоляции отдельных участков пласта краевыми и подошвенными водами.
Газ не должен быть потерян ни в пласте, ни на пути из пласта к потребителю. Принятая конструкция скважин, устьевого и наземного оборудования должна обеспечить надежную герметизацию добычи газа. Оборудование должно также предотвратить возможные аварии на скважинах. Наконец, должна быть предусмотрена возможность подземного ремонта скважин.
С этой целью необходимо работать над созданием устьевого оборудования, позволяющего производить под давлением спуск и подъем фонтанных труб, перфорацию колонн и другие операции.
Связь между разработкой и эксплуатацией месторождения
В основу рациональной разработки должны быть положены возможно более точные и подробные данные по всем характеристикам разрабатываемого месторождения. К этим данным относятся прежде всего сведения о запасах и давлении газа, о строении пласта, о режиме месторождения, о контурных водах и другие данные, полученные в процессе разведки. Затем должны быть учтены данные и соображения о потребностях в газе, их изменении во времени, о характеристиках соседних эксплуатируемых месторождений, получаемые в результате анализа народнохозяйственного значения разрабатываемого месторождения в комплексе действующих месторождений и месторождений, введение которых в строй в будущем представляется достаточно вероятным.
Перечисленные исходные данные и указания организация, проектирующая разработку, получает, с одной стороны, от организаций, проводивших разведку и эксплуатацию данного месторождения, и, с другой стороны, от правительственных органов, определяющих общие перспективы развития народного хозяйства в районах, тяготеющих к данному газоносному району. Система разработки определяется также газодинамическими расчетами: расчетами движения газа в пласте, особенно в призабойных зонах газовых скважин, и соображениями по эксплуатации, определяющими режимы скважин, конструкцию их и т. п.
Многие из исходных материалов имеют приближенный характер вследствие недостаточности данных и методов разведки, известной схематизации газодинамических расчетов, невозможности точного прогноза на ряд лет вперед народнохозяйственных условий эксплуатации того или иного газового месторождения.
Рассмотрим основные моменты схематизации и неточности в определении исходных данных для разработки месторождений. Разведка производится ограниченным числом скважин. Следовательно, все характеристики, определяемые при разведке, имеют местное, точечное значение. Так, например, проницаемость и пористость определяются по отдельным кускам керна, взятым при бурении разведочных скважин. Известно, что при бурении скважины удается поднять на поверхность небольшое количество керна, причем, как правило, удается извлечь лишь наиболее плотные образцы. Таким образом, в результате обработки кернового материала можно установить лишь точечные и обычно заниженные значения проницаемости и пористости, которые затем формально осредняются по всему пласту в целом. Перенесение результатов точечных измерений пористости и проницаемости на весь пласт — один из источников ошибок.
Разведка, произведенная ограниченным числом скважин, не может дать также точных сведений о геометрии пласта. Контуры и объем пласта определяются приближенно. В результате данные о запасах газа, определяемых как произведение пластового давления на объем пласта и на его пористость (объем порового пространства), оказываются приближенными.
В процессе дальнейших исследований по методике проектирования разработки газовых месторождений следовало бы попытаться изучить вопрос о том, как отражаются возможные изменения запасов газа рассматриваемого месторождения или близлежащих месторождений на предлагаемой системе разработки.
И*
Газодинамические расчеты производятся по упрощенной схеме пласта. При составлении схемы принимаются во внимание исходные фактические данные по геометрии пласта, его пористости и проницаемости, но они неизбежно схематизируются. Пласт принимается обычно однородным по структуре, так как в настоящее время еще нет разработанной методики расчета движения газа в неоднородных пластах. Вследствие схематизации исходных данных результаты газодинамических расчетов оказываются также приближенными.
В процессе эксплуатации месторождения при проведении систематических промысловых испытаний и наблюдений, показывающих, как изменяются те или иные характеристики месторождения, можно уточнить первоначальные исходные данные и первоначальные расчеты.
Большую роль в этом отношении должно сыграть рассмотрение суммарных характеристик пластов, которые можно получить путем обработки результатов промысловых испытаний действующих разведочных и эксплуатационных скважин. Как было указано, можно ввести понятие об эквивалентной проницаемости призабойной зоны, об эффективных размерах пластов, о сопротивлении перфорационных отверстий. Эти суммарные характеристики позволяют уточнить данные о запасах, расчетные схемы и т. д.
В процессе эксплуатации эти характеристики так же, как и некоторые другие, будут систематически изменяться. Например, по мере разработки призабойной зоны вследствие выноса породы при эксплуатации газовых скважин будет постоянно снижаться сопротивление призабойной зоны, что в свою очередь будет способствовать некоторому увеличению дебитов скважин. Однако может быть и обратное явление — ухудшение путей, подводящих газ к скважине.
Наблюдение за изменением характеристик отдельных скважин и пласта в целом дает возможность уточнить исходные данные. Так, например, характер падения давления в пласте по мере отбора газа позволяет уточнить сведения о запасах газа. Рассмотрение характера падения давления и систематические наблюдения за уровнем подошвенных вод в наблюдательных скважинах газоносной площади и изменением напора в пьезометрических скважинах позволяют уточнить исходные сведения о режиме месторождения.
Из сказанного выше ясно, что рациональная разработка газового месторождения неотделима от его эксплуатации. Намеченная на основании исходных данных первоначальная система разработки должна соответственно видоизменяться с учетом данных последующей эксплуатации месторождения.
В задачи первого проекта разработки, составляемого на основании данных разведки месторождения, входит выбор числа и расположения скважин, назначение технологического режима их эксплуатации, выбор оборудования промысла, расчеты падения давления в пласте в зависимости от суммарных отборов и во времени и т. д. Эти расчеты делают, исходя из предположения наименее выгодных условий. Так, например, при решении вопросов о расположении скважин и о глубине забоев эксплуатационных скважин расчеты ведут, исходя из возможности поднятия подошвенной воды, т. е. предполагая водонапорный режим, которого может не быть в реальных условиях. Расчеты падения давления производят соответственно газовому режиму, при котором давление падает более резко, чем при водонапорном режиме. Такой метод расчета всегда дает некоторый «запас». В процессе эксплуатации может выясниться, что в действительности имеются более выгодные условия, обеспечивающие при той же системе разработки большие дебиты, более длительный срок работы месторождения и т. д.
В процессе эксплуатации на основании систематических наблюдений за эксплуатационными и пьезометрическими скважинами, на основании срав-
нения результатов газодинамических расчетов с фактическими величинами и на основании учета фактического потребления газа производятся повторные расчеты, уточняется первоначальная система разработки и, если требуется, производится доразведка и доразработка месторождения.
Таким образом, проектирование разработки крупных газовых месторождений должно производиться последовательными этапами. Каждый этап уточняет предыдущий и дает указания для эксплуатации месторождения на некоторый период.
Однако само собой разумеется, что при составлении первоначального проекта разработки необходимо использовать все имеющиеся данные, чтобы этот проект был полноценным; в этом случае основные положения первого проекта сохранят свою силу на все время разработки месторождения.
ЛИТЕРАТУРА
Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. ГТТИ, 1947.
Щ е л к а ч е в В. Н. и Л а и у к Б. Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат, 1949.
Христианович С. А., Симонов Н. А., Гальперин В. Г., Милли.о ящиков М. Д. Прикладная газовая динамика, ч. 1. Изд. ЦАРИ, 1948.
М и и с к и й Е. М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах. Сб. «Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов». Гостоптехиздат, 1951.
М а с к е т М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Гостоптехиздат, 1949.
Ч а р н ы й И. А. Безнапорный приток жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам и иглофильтрам. Изв. АН СССР, ОТН, № 2, 1953.
Ч а р н ы й И. А. О притоке к несовершенным скважинам при одновременном существовании различных законов фильтрации в пласте. Изв. АН СССР, ОТН, № 6, 1950.
X е й н А. Л. Теоретические основы и методика определения параметров пластов по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтраций жидкости и газа. Сб. «Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1953.
X е й н А. Л. Экспериментальные и промысловые исследования перфорации газовых скважин. Сб. «Добыча, транспорт и переработка природных газов», вып. V. Гостоптехиздат, 1954.
Чарный И. А. О продвижении подошвенной воды в газовых залежах купольного типа. Изв. АН СССР, ОТН, № 9, 1950.
Стрижов И. Н. и Ходанович И. Е. Добыча газа. Гостоптехиздат, 1946.
Л а п у к Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1947.
Ю ф и н А. П. Напорный гидротранспорт, Госэнергоиздат, 1950.
Адамов Г. А. Движение реальных газов по вертикальным трубам при высоком давлении. Сб. «Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов». Гостоптехиздат, 1951.
ГЛАВА V
ДОБЫЧА ГАЗА
ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Подготовка газовой скважины к эксплуатации начинается еще до окончания ее бурения, при вскрытии продуктивного пласта. От правильной проходки ствола, начиная от кровли пласта, зависит не только первоначальный дебит скважины, но и весь процесс ее эксплуатации в дальнейшем.
Основное внимание в этом случае должно быть уделено правильной обработке ствола глинистым раствором.
Глина из раствора оседает на стенках скважины, а вода отфильтровывается в пласт. Естественно, что чем выше давление столба раствора по сравнению с давлением в продуктивном пласте и чем более проницаем пласт, тем больше воды проникает в пласт при бурении. Качество глинистого раствора должно быть таким, чтобы на стенках скважины не образовывалась слишком толстая корка; в противном случае поры продуктивного пласта будут настолько закрыты, что при освоении скважины могут возникнуть серьезные осложнения и приток газа к забою будет очень затруднен. Кроме того, раствор должен обладать малой фильтрующей способностью, так как вода, проникая в призабойную зону, образует водяной затвор, оттесняя газ и затрудняя его поступление к забою при освоении скважины.
Чтобы избежать отмеченных выше осложнений, в глинистый раствор добавляют специальные реагенты.
При вскрытии дренированных или высокопроницаемых продуктивных пластов глинистый раствор заменяют нефтью, если давление столба нефти может предохранить от преждевременного газового выброса. Наконец, в некоторых районах, где скважины бурят общепринятым вращательным способом, при подходе к продуктивному пласту переходят на канатный способ бурения, при котором, как известно, не требуется наличия в скважине столба жидкости и вскрытие пласта происходит при отсутствии какого-либо давления со стороны скважины.
Существуют и другие методы создания нормальных условий для притока газа к забою при освоении скважины. В частности, может быть применен при вскрытии продуктивного пласта так называемый герметичный способ бурения под давлением, при котором вместо глинистого раствора скважина заполняется закачанным из газопровода газом; давление газа в скважине поддерживается и регулируется при помощи специальной герметичной головки на устье. Естественно, что при этом способе вскрытый в скважине забой, так же как и призабойная зона, будет совершенно чистым.
Глубина вскрытия продуктивного пласта (по мощности) зависит от наличия подошвенных вод в пласте или агрессивности вод в пласте, залегающем ниже продуктивного пласта. При отсутствии воды пласт вскрывается на полную мощность. При наличии подошвенной воды или при нежелании подвести забой слишком близко к уровню нижних вод забой скважины не доводят до
подошвы продуктивного пласта, иными словами, пласт вскрывается скважиной не на полную мощность.
В понятие «конструкция скважин» входят глубина скважины, размеры обсадных колонн, глубина их спуска, устройство забоя и т. п. В целом конструкция скважины зависит от глубины залегания продуктивного пласта, ожидаемой эксплуатационной характеристики, характеристики проходимых пород и пород, подстилающих продуктивный пласт (в отношении их крепости, водонасыщения и пр.).
В самом начале бурения во избежание искривления ствола скважины в шахте устанавливают вертикальный отрезок трубы длиной 2—3 м (так называемое направление). Первой колонной обычно является кондуктор — колонна, спускаемая на различную глубину (в современных конструкциях газовых скважин глубина спуска кондуктора обычно не превышает 300 ж). Кондуктор предназначен для предохранения скважины от обвалов верхних пластов и от проникновения воды из этих пластов. Наличие кондуктора позволяет также надежно оборудовать устье скважины для предотвращения возможных газовых выбросов при бурении. В глубокую скважину, если она проходит горизонты с мощным притоком вод, после прохождения этих горизонтов спускают водозакрывающую колонну и цементируют ее. Последней колонной является эксплуатационная, через которую скважина сообщается -с пластом. В большинстве современных конструкций после кондуктора спускают только одну колонну — эксплуатационную.
Для эксплуатационной характеристики скважины особое значение имеет конструкция забойной зоны, зависящая в основном от крепости продуктивных пород. Различают конструкции скважин с открытым и закрытым забоем. При неустойчивых, рыхлых породах, склонных к обваливанию (например, слабосцементированные пески), применяется закрытая конструкция забоя. Эксплуатационную (последнюю) обсадную колонну спускают в этом случае до забоя и цементируют, благодаря чему между стенками колонны и продуктивным пластом образуется цементное кольцо. Затем при помощи перфоратора колонну и цементное кольцо простреливают пулями.
В конструкциях с открытым забоем цементировку продуктивного пласта не производят. При достаточно устойчивых породах, при которых, однако, эксплуатация скважин без всякого крепления невозможна, забойную часть обсаживают трубами. В этом случае нижняя часть эксплуатационной колонны является фильтром, т. о. состоит из труб с просверленными в них ранее (на поверхности) дырами.
Эксплуатационную колонну с фильтром спускают до забоя таким образом, чтобы дыры фильтра находились против продуктивного пласта. Затем производят так называемую манжетную заливку: цемент через специальные отверстия нагнетается в пространство над манжетой. Таким образом, при помощи цементного кольца продуктивный пласт оказывается разъединенным с вышерасположенными пластами. Сам же продуктивный пласт цементировке не подвергается. Иногда эксплуатационную колонну не доводят до забоя, а останавливают в кровле продуктивного пласта и цементируют. Затем разбуривают продуктивный пласт и спускают сетку или «хвостовик» (дырчатые трубы), выполняющие ту же роль, что и фильтр в описанной выше конструкции. Голова, т. е. верхняя часть сетки, обычно располагается выше башмака (низа) последней колонны.
Наконец, при весьма устойчивых породах (например, известняках), слагающих продуктивные пласты, применяется конструкция с полностью открытым забоем, без всякого крепления. После спуска последней обсадной колонны в кровлю продуктивного пласта и цементировки скважину бурят на требующуюся мощность продуктивного пласта и на этом процесс проводки скважины
заканчивают. В отношении эксплуатационных возможностей такая скважина наиболее совершенна, так как в ней создаются наилучшие условия для притока газа к забою.
Как сказано выше, сообщение между пластом и внутренней частью обсадной колонны создается либо перфорацией, либо спуском в скважину дырчатых труб — фильтров.
Перфорация производится при помощи стреляющего аппарата — перфоратора. Существует несколько типов перфораторов, один из которых показан на фиг. 52. Перфоратор состоит из нескольких камер. Каждая камера с одной стороны рассверлена под пороховой заряд и ствол. В ствол перфоратора забиваются пули. Воспламенение пороха и выстрел производятся при помощи электрического запальника, соединенного с кабелем, на котором спускается перфоратор в скважину на нужную глубину
Фиг. 52. Перфоратор.
1 — штуцерное отверстие; 2 — железные и клингеритовые прокладки; 3 — ствол; 4 — пуля.
За последнее время получила широкое распространение торпедная перфорация, предложенная лауреатом Сталинской премии Ю. А. Колодяжным. Принципиальное отличие этого способа перфорации от описанного выше заключается в том, что торпедная перфорация осуществляется при помощи разрывных пуль замедленного действия. Пуля, проникнув в породу, разрывается, благодаря чему породы в призабойной зоне пласта разрыхляются. Этим достигается по сравнению с обычной перфорацией улучшение условий для притока газа к забою.
Фильтры, изготовляемые на поверхности, для создания притока газа в скважинах, в которых применяются конструкции с открытым забоем, бывают различными. Простейший тип фильтра — обыкновенная труба с круглыми дырами. Применяются также фильтры с отверстиями трапецоидальной формы с широкой стороной трапеции, обращенной внутрь обсадной колонны для того, чтобы песчинки, попавшие в отверстия фильтра с наружной стороны, не закупоривали отверстия для прохода газа, а проваливались внутрь. На фиг. 53 изображен кольцевой щелевидный фильтр конструкции ГрозНИИ, состоящий из колец, насаженных на трубу с отверстиями и стянутых на ней верхней муфтой. Размер щелей фильтра определяется по фракционному составу песка, который должен удерживаться фильтром.
На большинстве газовых месторождений, продуктивные пласты которых сложены известняками и плотными песчаниками, забойная часть не обсаживается трубами, т. е. применяется конструкция с открытым забоем. В слабо сцементированных породах применяются конструкции с закрытым забоем (с перфорацией колонн). Оборудование забоя со спуском в скважину фильтра имеет для современных конструкций газовых скважин весьма ограниченное распространение.
Законченная бурением газовая скважина обычно заполнена буровой жидкостью (глинистым раствором). С целью очистки забоя скважины перед возбуждением притока газа (если нет опасности газового выброса из-за понижения противодавления на пласт) заменяют глинистый раствор водой.
Процесс возбуждения скважины заключается в понижении давления •толба жидкости на забой, т. е. в создании разности давлений пласта и скважины, разрушении глинистой корки на стенках забоя и вызове притока газа из пласта. В процессе вызова притока газа должны быть созданы условия для полной очистки забоя от грязи и шлама с целью обеспечения нормаль
ного поступления газа в скважину.Обычно в газовую скважину, подготовляемую к эксплуатации, спускаютного поступления газа в скважину.Обычно в газовую скважину, подготовляемую к эксплуатации, спускаютколонну фонтанных труб, по которой в дальнейшем происходит движение газаколонну фонтанных труб, по которой в дальнейшем происходит движение газаФиг. 53. Кольцевой щелевидный фильтр ГрозНИИ.Фиг. 53. Кольцевой щелевидный фильтр ГрозНИИ.от забоя к устью (в некоторых случаях фонтанные трубы не спускают). Возбуждение скважин при отсутствии колонны фонтанных труб про- f- О изводят путем оттартывания жидкости при по- и мощи желонки до уровня, при котором создав- Я шаяся разность между пластовым давлением и 1 Ц давлением оставшегося столба жидкости достаточ- ;«
ного поступления газа в скважину.
Обычно в газовую скважину, подготовляемую к эксплуатации, спускают
ного поступления газа в скважину.
Обычно в газовую скважину, подготовляемую к эксплуатации, спускают
колонну фонтанных труб, по которой в дальнейшем происходит движение газа
колонну фонтанных труб, по которой в дальнейшем происходит движение газа
Фиг. 53. Кольцевой щелевидный фильтр ГрозНИИ.
Фиг. 53. Кольцевой щелевидный фильтр ГрозНИИ.
на для разрушения глинистой корки на стенках Д забоя и преодоления давления столба жидкости; при этих условиях начинается приток газа из \ пласта в скважину. Как только начинается при- : ток газа, тартание прекращают и очистка сква- жины от оставшейся жидкости произво- дится путем продувки скважины в атмо- Ж сферу.
При наличии колонны фонтанных труб освоение скважины производится при помощи поршня, спускаемого в фонтанные трубы, или . W путем продавливания скважины сжатым возду- i Д хом посредством передвижного компрессора s2
(или сжатым газом от газопровода). Поршень ■ ■ ..... ? (фиг. 54) спускается в фонтанные трубы на ка- ВИГ нате. Основной его деталью является корзинка ' Мг 2 с резиновой манжетой 3. При ходе вниз пор- шень свободно проходит на нужную глубину, i W При ходе вверх клапан поршня 1 под давле- ?w^^
нием жидкости закрывается, а манжета раз- с
дается и создает надежное уплотнение со стенками фонтанной колонны. Применение поршня является более активным способом возбуждения скважин, чем тартание, так как в первом случае за один рейс извлекается все количество жидкости от уровня до места погружения порш]
Фиг. 54. Поршень для освоения скважины.. При спускеФиг. 54. Поршень для освоения скважины.. При спускежелонки количество извлеченной за рейс жидкости равно объему желонки.
Фиг. 54. Поршень для освоения скважины.
. При спуске
Фиг. 54. Поршень для освоения скважины.
. При спуске
Наилучшим способом возбуждения скважины по условиям регулирования процесса возбуждения и техники безопасности является продавливание скважины сжатым воздухом или газом. Этот способ заключается в том, что в скважину, в кольцевое пространство между обсадными и фонтанными трубами, при открытых на устье фонтанных трубах закачивают сжатый воздух или газ и оттесняют жидкость до нижнего конца (башмака) труб, после чего происходит выброс столба жидкости через верхний, открытый конец фонтанной колонны. Вследствие снизившегося противодавления начинается работа
сил пласта и осуществляется приток газа в скважину.
Все указанные способы возбуждения газовых скважин не отличаются от способов освоения фонтанных нефтяных скважин, достаточно подробно вписанных в учебных пособиях и книгах по добыче нефти.
Газовую скважину в течение некоторого времени после ее возбуждения продувают в атмосферу при отсутствии противодавления на устье, если это возможно и не грозит обвалом пород и подтягиванием воды к забою. Если это невозможно, то продувку производят с созданием противодавления на устье. После того, как газовая струя будет очищена от воды, грязи и шлама, проводится первичное испытание газовой скважины.
ПРОДУКТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СКВАЖИНЫ
До тех пор, пока скважина закрыта, т. е. газ из устья не поступает во внешнюю среду, во всем пласте существует одно и то же давление; давление в одной точке незначительно отличается от давления в другой точке благодаря различному расположению этих точек на структуре. Этот фактор может иметь существенное значение при крутопадающих пластах и пластах значительной мощности. В условиях наших месторождений этот фактор, если судить по данным геологических разрезов и наблюдений величины давления пласта по отдельным скважинам, практически не играет роли.
Давления на устьях скважин при отсутствии добычи из них газа также будут равны между собой и будут несколько ниже давления в пласте; разность давлений на устье и в пласте обусловлена весом столба газа от устья до забоя. Для подобных условий систему пласт — скважины можно считать находящейся в статическом положении. Давление на устье скважины в этом случае называется статическим, а давление в забое — пластовым.
При открытии устья одной или нескольких скважин статическое равновесие в системе нарушается и в результате создающейся депрессии (разности между давлением в пласте и давлением в забое скважины) начинается движение газа по пласту и далее по скважинам к наземным газовым сетям. Естественно, что чем больше депрессия (т. е. чем ниже давление в забое), тем больше дебит скважины.
Для того чтобы правильно осуществлять эксплуатацию газовых скважин, надо знать их продуктивную характеристику. Определить продуктивную характеристику скважины — это значит выявить зависимость между дебитом скважины и депрессией, а также установить поведение пласта и скважины при различной депрессии.
Продуктивная характеристика определяется путем испытания скважины. Испытание заключается в определении при данном динамическом пластовом давлении ^Р^ соответствующего противодавления на забое (рабочего, или забойного, противодавления Р3 ) для построения кривой зависимости между дебитом и рабочим давлением. Эта кривая может иметь вид: Q — / (Рп — Р3), либо Q — t {Рп — Р^У либо Q = / (Р3) в зависимости от способа обработки материалов испытания. Целью испытания является определение оптимального дебита, который соответствует наилучшим условиям работы пласта и скважины в данный момент, и установление по данным испытания режима работы скважины на определенный период т. е. проектирование режима эксплуатации скважины. Кроме того, результаты испытания скважины должны использоваться для определения различных параметров пласта и скважины н в первую очередь для определения проницаемости и влияния степени несовершенства скважины.
Вследствие многообразия природных факторов продуктивные характеристики скважин, проведенных на различные пласты, могут резко отличаться друг от друга. Например, на одних газовых месторождениях могут быть ■скважины, суточный максимальный дебит которых не превышает нескольких тысяч кубических метров, на других — скважины, максимальный суточный дебит которых при той же конструкции забоя, что и в первом случае, может доходить до 1,5—2,0 млн. ж3 и более, причем пластовое давление в первом случае может быть даже выше, чем во втором, так как дебит зависит не только от давления, но и от проницаемости пород. На выбор оптимальных условий эксплуатации могут влиять разнообразные факторы: имеются месторождения, продуктивные породы которых сложены рыхлыми песками, а действие вод таково, что незначительное снижение давления приводит к обводнению скважины; очевидно, что для подобных скважин наилучшее рабочее давление незначительно отличается от пластового. На отдельных месторождениях возможно снижение рабочего давления при эксплуатации вплоть до атмосферного давления на устье. '
Пробуренная и подготовленная к эксплуатации газовая скважина по своей конструкции не отличается от обычной нефтяной скважины, однако в данном случае в отличие от нефтяной скважины применяется один способ эксплуатации — фонтанный (вопрос об отсосе вакуумного газа, как не имеющий практического значения, мы не рассматриваем). Вертикальный подъем газа по скважине (от забоя до устья) производится либо по колонне фонтанных труб, либо непосредственно по обсадной эксплуатационной колонне. Существует еще один способ оборудования скважины, заключающийся в том, что в законченную скважину при наличии в потоке газа капельно-жидкой влаги спускают не один, а два концентричных ряда труб: наружный ряд — фонтанные трубы диаметром IV2—^" и внутренний ряд — сифонные трубы диаметром V4— V'. В этом случае поток газа направляется по кольцевому пространству между фонтанными и сифонными трубами, а сифонные трубы служат для периодического извлечения скопляющегося на забое столба жидкости при перекрытых фонтанных трубах. Оборудование скважины двумя колоннами труб, т. е. с применением сифонных труб, у нас обычно не применяется. Вынос влаги обеспечивается спуском фонтанных труб соответствующего диаметра, при котором скорость потока достаточна для выноса капельножидкой влаги. Фонтанные трубы предохраняют от истирания обсадные колонны при наличии пыли в струе газа, а также от коррозии, если в газе присутствует сероводород, позволяют производить работы при необходимости глушения скважины закачкой глинистого раствора или воды в затрубное пространство. Наконец, фонтанные трубы дают возможность наилучшим образом осваивать скважины и контролировать эксплуатацию.
Иногда в многодебитных скважинах диаметр фонтанных труб лимитирует пропуск по скважине требующегося количества газа, в то время как наличие капельно-жидкой влаги требует обеспечения нужной скорости потока. В таких случаях можно спускать один ряд труб — сифонных для периодического выдавливания жидкости, а поток газа направлять непосредственно по обсадной колонне, если для осуществления этого нет каких-либо ограничивающих причин (например, присутствие песка в струе газа).
В процессе испытания скважины могут быть определены следующие показатели.
Абсолютный свободный (потенциальный) дебит скважины (^аос. св в HM^lc-ymKU^, т. е. теоретический высший предел суточной добычи, который может быть достигнут при противодавлении (рабочее давление) на забое скважины, равном 1 ата. Сопротивлением движению газа по скважине в этом случае можно пренебречь. Следовательно, абсолютный свободный
дебит является исключительно функцией параметров пласта и самого газаг а также конструкции забоя скважины.
Свободный дебит скважины (<2СВ в нм3) сутки), т. е. максимальная добыча из скважины, когда противодавление на ее устье отсутствует и газ свободно вытекает в атмосферу (противодавление на устье в этом случае равно 1 ата). Очевидно, что QCB < ^абс. св, так как при определении QCB на забое скважины будет противодавление, равное сумме потерь на трение при прохождении газа по скважине и веса столба газа от устья до забоя. При наличии в скважине фонтанной колонны следует различать: QCB — дебит, газа, истекающего в атмосферу при его движении по обсадной колонне (фонтанные трубы отсутствуют); ^св. ф — дебит газа, истекающего в атмосферу при его движении от забоя до устья по фонтанной колонне; ^Св.к — дебит газа при движении по кольцевому пространству.
Очевидно, что
Qcb. ф < Qcb И Qcb. в <1 Qcb-
Дебит газа (^, Q^, Q3 и т. д.), соответствующий различному противодавлению на забое (соответственно Р31, Р3а, Р3з и т. д.), и поведение скважины (вынос частиц породы и влаги) при работе на каждой из этих точек.
Текущее пластовое давление (Рп).
На основании проведенного испытания помимо графической зависимости между дебитом и давлением и определения оптимальной точки для эксплуатации может быть выведена аналитическая зависимость между дебитом, рабочим давлением и пластовым давлением, необходимая для проектирования режима эксплуатации скважины. Обработка результатов испытания дает возможность определить параметры пласта и скважины.
Определение текущего пластового давления и рабочего давления на забое может производиться непосредственно путем замера глубинным манометром. Однако этот способ еще не нашел применения при испытании газовых скважин. Для вычисления давления на забое определяют по манометру давление на устье скважины, а затем пользуются формулами для пересчета, в достаточной степени точными (особенно при наличии фонтанных труб).
Переходя к вопросу определения давления в скважине, необходимо отметить следующее.
При определении текущего пластового давления в закрытой скважине давление на устье Рс (статическое давление) в любой точке будет одинаковым. Таких точек может быть одна, если колонна фонтанных труб отсутствует, либо две, если имеется колонна фонтанных труб, либо три, если дополнительно спущена колонна сифонных труб. При движении газа по пласту к скважине давление на устье в зависимости от места установки манометра будет различным. Например, для первого случая, если^давление на забое равно Р8, давление на устье (на головке скважины) будет равно РГ, причем Рг < Р3 на сумму давления столба газа и потерь на трение при прохождении газа по обсадной колонне. Во втором случае, т. е. при наличии фонтанной колонны, на устье могут быть зафиксированы давление Рг на головке фонтанных труб и давление PR — динамическое давление неподвижного столба газа в кольцевом пространстве при движении столба газа по фонтанной колонне. Очевидно, что Рг < Рд на величину потерь давления на трение. Наконец, если в скважину спущены также сифонные трубы, то давление может быть замерено в трех точках, причем ^сиф = Рд, где РСИф — давление в, сифонных трубах.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ
Определение давления на забое по давлению на устьев случае неподвижного столба газа
Бесконечно малый объем газа удельного веса уг (в кГ[м3^ при высоте dl создает давление, направленное вниз:
dP = 7x41.
(V,l)
Для бесконечно малого количества газа dG в кг уравнение Клапейрона имеет вид:
Pdv = zdGRT,
•где v — удельный объем газа в м^1кг\ z — коэффициент сжимаемости;
R — газовая постоянная 1 кг газа в kPmIV; Т— абсолютная температура в ° К.
Отсюда
dG _ Р dv — zRT ’
(V,2)
ео
dG dv ” ^г'
Подставляя значение 7Г в уравнение (V, 1), имеем:
dP=dl^- dv
или
аР = аЬкг-
(V, 3)
Газовые постоянные обратно пропорциональны удельным весам:
ув R
•откуда
где у в — удельный вес воздуха;
RB— газовая постоянная 1 кг воздуха;
7 — относительный удельный вес газа (по воздуху); y = -^L
Ув
Подставим в уравнение (V, 3) полученное значение R:
dP = dl
Ру^ВТ
или
(V,4)(V,4)dP ydl
(V,4)
(V,4)
Выразив давление Р не в кГ/м2, а в кГ^см1 и проинтегрировав уравнение (V, 4) в пределах от Рг (от забоя) до Р^ (до устья), получим:
PlL
Г dP _ Г ydl./ Р " J zR Т ’Р»о в
где Рг—давление на забое;
Р2—давление на устье;
L — глубина скважины.
Вынесем постоянные за знак интеграла:
Plь
Г dP _ у Г dl
J ~’
р3в о
откудач
L
Р2 RBJ zT ‘
Приняв Т = Тср = const и z = zcp = const, т. е. считая, что значения температуры и коэффициента сжимаемости постоянны по всей высоте столба газа от забоя до устья и равны их среднему значению, приведем уравнение (V, 5) к следующему виду:
1 —L —?L^"■RBzcprcp1 —L —?L^"■RBzcprcpvLили Px = p^eR^T^ *vLили Px = p^eR^T^ *
1 —L —?L
^"■RBzcprcp
1 —L —?L
^"■RBzcprcp
vL
или Px = p^eR^T^ *
vL
или Px = p^eR^T^ *
Поскольку газовая постоянная 1 кг воздуха 7?в= 29,27 кГм/1 К, а 29 27 = 0,03415, будем иметь:
0,03415 yL
(V, 6)(V, 6)PY = P2e Zcpt°p .
(V, 6)
(V, 6)
Формулой (V, 6) можно пользоваться для практического определения забойного давления. Так как для скважин глубиной порядка 1000 м в условиях отечественных месторождений средняя температура близка к 300° К (27° С), на практике получила распространение формула
0,03415 yL 0,0001138 yL
(V, 7)(V, 7)рх = Рйе 300 Z°P = Р2е
(V, 7)
(V, 7)
Вводя дополнительное упрощение и принимая удельный вес газа одинаковым по всей высоте столба от забоя до устья равным его среднему значению ут. ср, можно написать:
Рт 2dP — dlyr- Ср или dP = dl —^^—
где ДР — давление столба газа в скважине;
Р24--2среднее давление в скважине.
на -у-, получим:на -у-, получим:Заменив давление Р в кГjM2 на Р кГДм2 и R
на -у-, получим:
на -у-, получим:
Интегрируя это выражение в пределах от Рх (от забоя) до Рй (до устья), принимая Т = Тср и z — zcp, получим:
Тан какТан какРуРу=(рJ в ср ср \/=(рJ в ср ср \/
Тан как
Тан как
Ру
Ру
=(р
J в ср ср \/
=(р
J в ср ср \/
ДР _ р1р2
Lyf p .у ^2 \cp1 cp \^ /Lyf p .у ^2 \cp1 cp \^ /2 " 22
Lyf p .у ^2 \
cp1 cp \^ /
Lyf p .у ^2 \
cp1 cp \^ /
р р — _ . е.
р р _ LyP^.LyP!
12 2RzТ - 2BbzcDTc_ ’
В Lp UpD UP Up
! куда
p (1L? \ _ p
1 I 19 dm j x 2 I9 R 'T*
\^-“в^ср1 ср /\ ^в cpJ cp -
Следовательно,
/1+
Р _р /2-KBZcpTcp
\27?вгСр77Ср
Поскольку RB = 29,27, то/1 +\ 1-Поскольку RB = 29,27, то/1 +\ 1-При T = 300° КПри T = 300° К0,017075 yLz Тср ср0,017075ср ср0,017075 yLz Тср ср0,017075ср ср(V,8)(V,8)• 1 + 0,0000569^-\ 1 — 0,0000569 —\zcp• 1 + 0,0000569^-\ 1 — 0,0000569 —\zcp(V, 9)(V, 9)
Поскольку RB = 29,27, то
/1 +
\ 1-
Поскольку RB = 29,27, то
/1 +
\ 1-
При T = 300° К
При T = 300° К
0,017075 yL
z Тср ср0,017075
ср ср
0,017075 yL
z Тср ср0,017075
ср ср
(V,8)
(V,8)
• 1 + 0,0000569^-
\ 1 — 0,0000569 —
\zcp
• 1 + 0,0000569^-
\ 1 — 0,0000569 —
\zcp
(V, 9)
(V, 9)
Сравнивая Ъти формулы с формулами (V, 6) и (V, 7), можно написать:
при Т’ = 300°Кпри Т’ = 300°К/0,03415 yL 'Р — РСР °Р I210,03415 yL ’4 Z cpf ср ', „ , 0,0001138 yL х/ 1 + —— \Р _ Р ср I12|0,0001138 yL I\ 1 2z //0,03415 yL 'Р — РСР °Р I210,03415 yL ’4 Z cpf ср ', „ , 0,0001138 yL х/ 1 + —— \Р _ Р ср I12|0,0001138 yL I\ 1 2z /(V, 8а)(V, 8а)(V,9a)(V,9a)
при Т’ = 300°К
при Т’ = 300°К
/0,03415 yL '
Р — РСР °Р I
210,03415 yL ’
4 Z cpf ср '
, „ , 0,0001138 yL х
/ 1 + —— \
Р _ Р ср I
12|0,0001138 yL I
\ 1 2z /
/0,03415 yL '
Р — РСР °Р I
210,03415 yL ’
4 Z cpf ср '
, „ , 0,0001138 yL х
/ 1 + —— \
Р _ Р ср I
12|0,0001138 yL I
\ 1 2z /
(V, 8а)
(V, 8а)
(V,9a)
(V,9a)
Формула (V, 8) для определения давления на забое имеет практически до глубины L ~ 2000 м ту же степень точности, что и формула (V, 6).
Кроме того, существует еще упрощенная формула, выводящаяся непосредственно из (V, 6), основанная на следующем.
Если выражение ех разложить в ряд, то
е'х = 1 + ж + "у^у + j х2хз + 1х2хЗх4 Ь • • • •
Фиг. 55. Определение среднего критического давления по относительному удельному весу газа.Фиг. 55. Определение среднего критического давления по относительному удельному весу газа.зависимости от глубины скважин. Формулазависимости от глубины скважин. Формулаех ~1 4- ж.ех ~1 4- ж.Отбрасывая члены правой части этого выражения, начиная от третьего члена, получим:
Фиг. 55. Определение среднего критического давления по относительному удельному весу газа.
Фиг. 55. Определение среднего критического давления по относительному удельному весу газа.
зависимости от глубины скважин. Формула
зависимости от глубины скважин. Формула
ех ~1 4- ж.
ех ~1 4- ж.
Чем меньше абсолютное значение ж, тем более справедливо подобное упрощение. Для данного случая
0,03415 yLx = --tср ср
т. е. ж находится в прямой в этом случае принимает вид
(V, 10)(V, 10а)(V, 10)(V, 10а)Р^рЛ 1 +0,03415^-)\zcpy ср/
(V, 10)
(V, 10а)
(V, 10)
(V, 10а)
или же^при Т = 300° К
Р^ рЛгд 0,0001138 -^-Y
\"ср /
Формулами (V, 10) и (V, 10а) вполне можно пользоваться при глубине скважины до 700 м. Формулы (V, 6) — (V, 10) применимы как для определения пластового давления Рп по статическому давлению на устье Рс, так и для
определения рабочего (забойного) давления Р3 по давлению Рд, замеренному в кольцевом пространстве. В том и в другом случае вычисляется давление неподвижного столба газа. В первом случае, если пользоваться, например, формулой (V, 7):
0,0001138 yL
Ри = Рсе z«p ,
а во втором случае
0,0001138 yL р^р^е^ .
Фиг. 56. Определение сродней критической тем-
Коэффициент z для при- пературы по относительному удельному весу газа, родного горючего газа наиболее просто и достаточно точно можно определить при помощи графика, изображенного на фиг. 22, и двух вспомогательных графиков, изображенных на фиг. 55 и 56. На фиг. 22 даны значения z в зависимости от приведенных давлений и температур. Зная относительный удельный вес у данного газа, по фиг. 55 и 56 можно определить для него значения среднекритического давления Д^ и среднекритической температуры Ткр. Затем по фактическому давлению газа Р и температуре Т определяют (см. стр. 49)
пр р И ^р гр"
Для полученных значений 7Jnp и Тпр находят значение z и, подставляя в формулу, по которой производится расчет [см. формулы (V, 6) — (V, 10)], определяют величину давления на забое1.
Поскольку в этом случае нужно определить значение zcp, соответствующее значениям 7)ср и Тср, то расчет производят в следующем порядке.
Зная величину у, давление на устье Р^ и величину Тср, пользуясь графиками, изображенными на фиг. 22, 55 и 56, определяют значение zy — коэффициента сжимаемости газов применительно к давлению на устье.
Пользуясь выбранной для расчета формулой [формулой (V, 6), (V, 8) пли (V, 10)], определяют ориентировочное среднее давление:
р _ z ср. орр _ z ср. орУ~ з2У~ з2
р _ z ср. ор
р _ z ср. ор
У~ з
2
У~ з
2
где Р3—давление неподвижного столба газа на забое.
По полученному значению Рср. ор определяют приведенное ориентировочное среднее давление:
рр ср. ор
2 ср. н р. ор ' р кр
и по фиг. 22 определяют zcp.
Полученное значение zcp подставляют в формулу (V, 6), (V, 8) или (V, 10) и определяют значение забойного давления Рэ (или пластового давления Рп\
Величина Р3 (или Р^) может быть уточнена сравнением полученной оконча- р +Р /Р +Р \
тельной величины Рср = —-2^или Рср = —J с принятым Рср. ор. Если разность Рср — Рср. Ор не влияет на величину zcp, то повторных расчетов не требуется. При значительных расхождениях между Рср и Рср. ор принимается новое значение Рср. ор, соответственно определяется новое значение zcp и делается пересчет для определения Р3 до тех пор, пока полученное среднее давление не совпадет с принятым для определения zcp.
Практика показывает, что при глубинах до 1000 м повторных расчетов вообще не требуется, а для более глубоких скважин иногда требуется не более одного пересчета.
Определим пластовое давление по давлению на устье.
Примем глубину скважины £ = 2000 м, относительный удельный вес газа у = 0,57, среднюю температуру в скважине 300° К, абсолютное статическое давление на устье 180 кГ/см2.
Пластовое давление определим, пользуясь формулой (V, 6).
s0,03415 у£_
Для определения величины е , где s = ——, воспользуемся табл. 22, в ко
торой даны величины е8 для различных значений ' ^-.
Для у=0,57 значения критических параметров определим по фиг. 55 и 56:
Следовательно,Следовательно,Ри=47,5 кГ/сш2 и Г =198° К.кр 71ьр
Следовательно,
Следовательно,
„180 о q m300 . -
Рир- 47,5 “3’8 И Тпр 198 1’5’
Графиками, изображенными на фиг. 55 и 56, можно пользоваться, если в газе содержится азот, сероводород и углекислота, каждого не более 2—3% объемн. При большем содержании указанных примесей значения среднекритических давлений и температур определяют в соответствии с мольным составом газа [17].
12 Заказ 1377.
По фиг. 22 для этих условий находим zv = 0,772. Тогда
yL _о^хжо_^ср" 0,772X300- ’ 3 ~ ’
По табл. 22 для —-_— = 4,9 имеем е®р = 1,1821. Соответственно "у* ср
С,,,= 196-4
р_ 196-4
^ср.пр- 47,5
Для этих условий по фиг. 22 находим zcp = 0,778; следовательно,
у£ _ 0,57 X 2000 _Л OQZQ
— бТттзхЗоб 4,8843'
Точное значение е® находим по табл. 22 интерполяцией для значений 4,8 и 4,9:
11 1781
ts = l,l781 + ' - foij^ " - - X 843 = 1,1781 +0,0034 = 1,1815, откуда
Pn = Pces = 180 X 1,1815 = 212,67 кГ[смъ.
Проверка следующая: получено
Р^^80^+21^67, = 196 33 кГкл1,_
принято
Рср. ОР = j96>4 ^Ь^ следовательно,
Лщ.ор-Лф=0>07*^^
Вполне очевидно, что подобное расхождение не может влиять на величину zcp. Поэтому окончательно примем (округляя до десятых долей атмосферы):
Рп= 212,7 кГ;см^.
Существуют формулы для определения давления на забое по давлению на устье скважины, в которых значение z не осредняется, а принимается переменным в зависимости от изменения Р. Однако для чисто газовых скважин глубиной до 2000 м применение этих формул це повышает точности расчетов по сравнению с приведенными расчетами [15, 17].
Определение давления на забое по давлению на устьев случае движущегося столба газа
При отсутствии колонны фонтанных труб давление на забое при эксплуатации скважины можно определить аналитически только по давлению на головке скважины движущегося столба газа Рг. Для этого необходимо решить задачу, связанную с движением газа по трубам.
Рассматривая движение газа на участке между двумя сечениями, в соответствии с первым началом термодинамики имеем:
dq = di — vdP
?L zT
0,03415yL zf
2?
1 + ^
l + 2s
1
2?
es
e2s
e2s— 1
e2s— 1
e2s— 1
e2s— 1
es
1 + *
e2s
T+2s
2 s-
2se2s
0,3
0,01024
0.02; 49
1.01024
1,02049
48,8043
1,0103
1,0207
0,0207
1,0102
0,0203
0,9907
1,0000
1,0001
0,4
0,01366
0,02732
1,01366
1,02732
36,6032
1,0138
1,0277
0,0277
1,0139
0,0270
0,9883
1,0001
1,0004
0,5
0,01707
0,( 3415
1,01707
1,03415
29,2826
1,0172
1,0347
0,0347
1,0161
0,0335
0,9855
1,0002
1,0005
0,6
0,02049
0,04 4)8
1/12049
1,04098
24,4021
1,0207
1,0418
0,0418
1,0200
0,0401
0,9785
1,0002
1,0008
0J
0,02390
0,04780
1,02390
1,04780
20,9205
1,0242
1,0490
0,0490
1,0251
0,0467
0,9770
1,0002
1,0011
0,8
0,02732
0,05464
1/-2732
1,05464
18,3016
1,0277
1,0561
0,0561
1,0267
0,0531
0,9718
1,0003
1,0014
0,9
0,03074
0,66 = 47
1,03074
1,06147
16,2680
1,0312
1,0634
0,0634
1,0313
0,0596
0,9696
1,0004
1,0018
1,0
0,03415
0,06830
1,03415
1,06830
14,6413
1,0347
1,0707
0,0707
1,0351
0,0660
0,9663
1,0005
1,0020
1,1
0,03757
0,0-7513
1,03757
1,07513
13,3103
1,0384
1,0780
0,0780
1,0382
0,0723
0,9623
1,0006
1,0026
1,2
0,04098
0,08196
1,04098
1,08196
12,2010
1,0418
J ,0855
0,0855
1,0432
0,0788
0,9614
1,0007
1,0033
1,3
0,04440
0.08879
1,04440
1,08879
11,2625
1,0454
1,0929
0,0929
1,0463
0,0850
0,9573
1,0009
1,0038
1,4
0,04781
0,6-9562
1,04781
1,09562
10,4580
1,0490
1,1004
0,1004
1,0491
0,0912
0,9538
1,0011
1,0044
0,05123
0,10245
1,05123
1,10245
9,7609
' 1,0526
1,1079
0,1079
1,0532
0,0974
0,9507
1,0013
1,0049
1,6
0,05464
0,0)928
1,05464
1,10928
9,1508
1,0561
1,1155
0,1155
1,0569
0,1035
0,9471
1,0014
1,0056
1,7
0,05806
0,11611
1,05806
1,11611
8,6125
1,0598
1,1231
0,1231
1,0602
0,1096
0,9439
1,0016
1,0063
1,8
0,06147
0,12294
1/6147
1,12294
8,1340
1,0634
1,1308
0,1308
1,0639
0,1157
0,9411
1,0018
1,0070
1,9
0,06489
0,12977
1/ 6489
1,12977
7,7059
1,0670
1,1386
0,1386
1,0680
0,1217
0,9378
1,0020
1,0078
2,0
0,06830
0,13660
1,(6830
1,13660
7,3206
1,0707
1,1464
0,1464
1,0717
0,1277
0,9348
1,0022
1,0086
2,1
0,07172
0,14343
1,07172
1,14343
6,9720
1,0743
1,1542
0, i 542
1,0750
0,1336
0,9315
1,0024
1,0094
2,2
0,07513
0,15026
1,07513
1,15026
6,6551
1,0780
1,1622
0,1622
1,0795
0,1396
0,9288
1,0026
1,0103
2,3
0,07855
0,15710
1,07855
1,15709
6,3654
1,0816
1,1701
0,1701
1,0828
0,1454
0,9255
1,0028
1,0112
2,4
0,08196
0,16392
1,08196
1,16392
6,1005
1,0855
1,1781
0,1781
1,0865
0,1512
0,9224
1,0033
1,0122
2,5
0,08538
0.17075
1,08538
1,17075
5,8565
1,0892
1,1861
0,1861
1,0899
0,1569
0,9189
1,0035
1,0131
2,6
0,08879
0,17758
1,08879
1,17758
5,6313
1,0929
1,1943
0,1943
1,0942
0,1627
0,9162
1,0037
1,0142
2,7
0,09220
0,18441
1,09220
1,18441
5,4227
1,0966
1,2025
0,2025
1,0980
0,1684
0,9131
1,0040
1,0153
2,8
0,09562
0,19124
1,09562
1,19124
5,2290
1,1004
1,2107
0,2107
1,1018
0,1740
0,9098
1,0043
1,0163
2,9
0,099035
0,19807
1,099035
1,19807
5,0487
1,1041
1,2191
0,2191
1,1062
0,1797
0,9073
1,0046
1,0176
3,0
0,10245
0,20490
1,10245
1,20490
4,8804
1,1079
1,2274
0,2274
1,1098
0,1853
0,9043
1,0049
1,0187
3,1
0,10586
0,21172
1,10586
1,21172
4,7232
1,1117
1,2358
0,2358
1,1137
0,1908
0,9012
1,0053
1,0199
3,2
0,10928
0,21856
1.10928
1,21856
4,5756
1,1155
1,2444
0,2444
1,1182
0,1964
0,9233
1,0056
1,0212
3,3
0,11270
0,22540
1.11270
1,22540
4,4365
1,1193
1,2528
0,2528
1,1215
0,2018
0,8953
1,0059
1,0224
3,4
0,11611
0,23222
1,11611
1,23222
4,3063
1,1231
1,2614
0,2614
1,1257
0,2072
0,8923
1,0063
1,0237
3,5
0,11953
0,23906
1,11953
1,23906
4,1830
1,1269
1,2699
0,2699
1,1290
0,2123
0,8880
1,0067
1,0249
0,12294
0,24588
1,12294
1,24588
4,0670
1,1308
1,2787
0,2787
1,1335
0,2179
0,8862
1,0070
1,0263
Таблица 22
Поправки на вертикальность при расчетах давления столба газа и потерь давления при движении вертикального потока газа
Определение давления на забое скважины
yL zT
0,03415yL zT
2s
1 + *
14-2s ,
1
2 s
es
e2s
2s , e —1
e2s-l
e2s — 1
e2s — 1
es
T+T
e2s
I 4-2s
2s
e2s
2se2s
3,7
0,12636
0,25272
1,12636
1,25272
3,9569
1,1347
1,2875
0,2875
1,1376
0,2233
0,8836
1,0074
1,0276
3,8
0.12977
0,25954
1,12977
1,25954
3,8529
1,1386
1,2964
0,2964
1,1420
0,2286
0,8808
1,0078
60293
3,9
0,13319
0,26638
1,13319
1,26638
3,7540
1,1425
1,3053
0,3053
1,1460
0,2339
0,8780
1,0082
1,0307
4,0
0,13660
0,27320
1,13660
1,27320
3,6603
1,1464
1,3142
0,3142
1,1500
0,2390
0'8748
1 '0086
1,0322
4,1
0,14002
0,28004
1,14002
1,28004
3,5709
1,1505
1,3237
0,3237
, 1,1559
0,2445
0,8730
60092
1,0341
4,2
0,14343
0,28686
1,14343
1,28686
3,4860
1,1542
1,3322
0,3322
1,1589
0,2494
0'8694
1,0094
60352
4,3
0,14685
0,29370
1,14685
1,29376
3,4048
1,1581
1,3412
0,3412
i 1,1617
0,2540
0'8648
1,0098
1,0367
4,4
0,15026
0,30052
1,15026
1,30052
3,3276
1,1622
1,3507
ь 0,3507
) 1,1670
0,2596
0'8638
1,0104
1,0386
4,5
0,15368
0,30736
1,15368
1,30736
3,2535
1,1661
1,3598
0,3598
i 1,1706
0,2646
0,8609
1,0108
1,0401
4,6
0,15710
0,31420
1,15710
1,31420
3,1827
1,1701
1,3691
0,3691
1,1747
0,2696
0'8580
1,0112
60418
4,7
0,16050
0,32100
1,16050
1,32100
3,1157
1,1740
1,3783
0,3783
1,1785
0,2745
0,8553
1,0116
1 '0434
4,8
0,16392
0,32784
1,16392
1,32784
3,0503
1,1781
1,3879
0,3879
i 1,1832
0,2795
0,8526
1,0122
1,0452
4,9
0,16734
0,33468
1,16734
1,33468
2,9879
1,1821
1,3974
0,3974
I 1,1874
0,2844
0,8498
60126
1'0469
5,0
0,17075
0,34150
1,17075
1,34150
2,9283
1,1861
1,4068
0,4068
, 1,1912
0,2892
0,8469
60131
1 /1486
5,1
0,174! 7
0,34834
1,17417
1,34834
2,8708
1,1903
1,4168
06168
! 1,1965
0,2942
0,8446
1,0137
1,0508
5,2
0,17758 .
i),35516
1,17758
1,35516
2,8156
1,1943
1,4264
0,4264
1 1,2066
0,2989
0'8416
1,0142
l'O526
5,3
0,18100
0,36260
1,18100
1,36200
2,7624
1,1984
1,4362
0,4362
1,2050
0,3037
0,8389
1'0147
1,0545
5,4
0,18441
0,36882
1,18441
1,36882
2,7113
1,2025
1,4460
0,4460
; 1,2092
0,3084
0,8362
1'0153
1,0564
5,5
0,18783
0,37566
1,18783
1,37566
2,6620
1,2066
1,4559
0,4559
j 1,2114
0,3131
0,8335
60158
1,0583
5,6
0,19124
0,38248
1,19124
1,38248
2,6145
1,2107
1,4658
0,4658
I 1,2178
0,3178
0,8309
60163
1,0603
5, /
0,19466
0,38932
1,19466
1,38932
2,5686
1,2149
1,4750
0'4750
i 1,2200
0,3220
0^8270
1,0169
1,0617
5,8
0,19807
0,39614
1,19807
1,39614
2,5244
1,2191
1,4862
04862
; 1,2274
0,3271
0^8257
60175
1,0645
5,9
0,20149
0,40298
1,20149
1,40298
2,1815
1,2232
1,4962
0,4962
1,2313
0,3316
0,8229
1,0180
1,0664
6,0
0,20490
0,40980
1,20490
1,40980
2,4402
1,2274
1,5065
0,5065
1,2360
0,3362
0,8204
1,0186
1,0686
6,1
0,20832
0,41664
1,20832
1,41664
2,4002
1,2316
1,5168
0,5168
i 1,2404
0,3408
0,8180
1'0192
60707
6,2
0,21173
■ 0,42346
1,21173
1,42346
2,3615
1,2358
1,5272
0,5272
| 1,2450
0,3452
0,8152
1,0199
1,0729
6,3
0,21515
0,43030
1,21515
1,43030
2,3240
1,2401
1,5378
O',5378
1 1,2498
. 0,3497
0,8127
60205
1,0752
6,4
0,21856
0,43712
1,21856
1,43712
2,2877
1,2444
1,5485
0*5485
s 1,2548
0,3542
0,8103
60212
1,0770
6,5
0,22198
0,44396
1,22198
1,44396
2,2525
1,2486
1,5590
O',5590
' 1,2591
0,3586
0,8077
1,0220
1,0797
6,6
0,22539
0,45078
1,22539
1,45078
2,2184
1,2528
1,5695
0,5695
! 1,2634
• 0,3629
0,8050
60224
1,0818
6,7
0,22880
0,45760
1,22880
1,45700
2,1853
1,2571
1,5803
0,5803
i 1,2681
0,3672
0,8024
1'0230
1,0846
6,8
0,23222
0,46444
1,23222
1,46444
2,1531
1,2614
1,5911
0,5911
i 1,2727
0,3715
0,7999
1,0237
1,0865
6,9
0,23564
0,47128
1,23564
1,47128
2,1219
1,2656
1,6017
0,6017
1 1,2767
0,3757
0,7972
1'0242
1,0886
7,0
0,23905
0,47810
1,23905
1,47810
2,0916
1,2699
1,6126
0,6126
| 1,2813
0,3798
0,7944
60249
1,0904
Продолжение табл. 22
Добыча газа
или
2
7=/2—ix— J* vdP,(V, 11)
i
где q— количество тепла, полученное 1 кг газа при переходе от первого ко второму сечению, в кГм]кг;
I — удельное теплосодержание (энтальпия) газа в кГм,кг;
у — удельный объем газа в м31кг;
Р—давление газа в кГ/м?.
' ' Количество тепла q можно рассматривать как
[ч = Чн 4- Чт,
Где qH — тепло, внесенное извне, например вследствие теплообмена с окру- жающей средой;
■ Чт — тепло, полученное от работы сил трения при движении газа.
Течение газа по трубопроводу (в скважине или на поверхности) есть процесс движения с преодолением сил трения, но без производства внешней работы. Для подведения 1 кг газа к первому сечению должна быть затрачена работа соседних частиц газа, равная Рх^Ч; для того чтобы это количество газа могло перейти ко второму сечению, оно должно совершить работупо выталкиванию других частиц газа, равную Р^.
Полная энергия 1 кг газа в любом сечении будет равна сумме его потен- чальной, кинетической и внутренней энергии.
Потенциальная энергия определяется положением газа в поле внешних ст (для вертикального потока это будет сила тяжести).
Потенциальная энергия
Епот ”
де х — высота по вертикали от плоскости, принимаемой за пулевую, в л». Кинетическая энергия
-С'кин — 2 ’
;е w — скорость газа в м!сек\
g — ускорение силы тяжести в м/сек2.
Внутренняя энергия
Е№ — и.
Уменьшение полной энергии 1 кг газа вследствие произведенной им рапы при переходе от первого сечения ко второму будет равно т:
Ех ■ ■ Е^ = ^2^2 РзР1 •
Если на пути между двумя сечениями 1 кг газа получает извне коли чество теплоты qH, то в соответствии с законом сохранения энергии имеем:
Ег Е^ + Р2г2 — Р^ — qH, т. е.■
Ж1 + 2^ + «1 = ^2 ++ «2 + ^2у2 — P1V1 — Чн-
Индексы 1 и 2 в приведенном ниже уравнении указывают соответственно первое и второе сечения.■
Из термодинамики известно, что теплосодержание i = и Д- Pv. Вводя это значение i в полученное уравнение и производя перегруппировку членов уравнения, получаем:
ж2 — ххД-= о.
Согласно (V,11)
2
Чк = ^2 — к — / vdP — *\
i
где F — тепло, полученное в результате трения; F = qT.
Подставив в выведенное уравнение это значение qH, получим:
2
ж2 — Ж1 + -^^т^1- 4- у vdP + F = 0.
В дифференциальной форме это уравнение имеет вид:
dx + ^ 4- vdP + dF = 0.
Выразим потери на трение величиной, пропорциональной квадрату скорости:
doc 4- ^ 4- voLP 4- Я ™7ldx = 0,(V, 12)
где Я— безразмерный коэффициент трения;
d— диаметр трубопровода в лк
Уравнение (V, 12) выведено для общего случая движения газа и применимо при любом характере процесса (при наличии теплообмена, при теплоизолированном потоке и т. п.).
При движении газа по фонтанной колонне в скважине происходит сложный тепловой процесс, приводящий к некоторому уменьшению температуры газа на устье по сравнению с температурой на забое. Однако для расчетов движения газа температура принимается постоянной на всем пути движения газа. Поэтому процесс движения газа принимается как изотермический, и при движении газа по горизонтальным трубопроводам на поверхности (газосборные сети) температура при расчетах также принимается постоянной (для горизонтальных трубопроводов допускаемая погрешность в этом случае будет еще меньше, так как обычно на некотором расстоянии от начала трубопровода температура газа становится постоянной — равной температуре окружающей среды). д
Таким образом, в приводимых ниже расчетах принимаем температуру газа постоянной (71 = const).
Если суточное количество проходящего по трубопроводу газа равно G кг, а его удельный вес при нормальных условиях [т. е. при Т = 293° К (20° С) и Р = 760 мм рт. ст.] равен уг кГ/м3, то суточный объем Qhm3 можно выразить следующим образом:
где у—относительный удельный вес газа по воздуху;
У о — удельный вес воздуха при 0° С и 760 мм рт. ст.; у0 = 1,293 кГ/м?.
Подставляя значение уг, получим:
Г) — 2936 = G273уу01,205 у
л. ш
G = 1,205 у(Л
Количество газа в лН в рабочих условиях, т. е. при температуре Т и давлении Р, для любого сечения трубопровода согласно уравнению Клапейрона определяется по формуле
ПzGRT
ураб р •
Так как G 1,205 yQ, то
,_ 1,205 zyQRT
ураб — ' р •
Поскольку R = — , имеем:
_1,205 zQ х 29,27 ТQ гzQT
<2раб = р= 35,270 -р- .
Соответственно секундная скорость газа
86400^ ’4
где d— диаметр трубопровода в м, может быть выражена в следующем виде:
4<?раб4X35,272QT
3,14 х 864(Ж23,14x8640(W2
rdQT^ ,52х 10~bQTz dP
w = 52 X 10-543-; dw =,2 v .
лцставив полученные значения w и dw в уравнение (V, 12), выразив „ йzRT ^RBT 29,27zTпол , 9
удельный объем у через у = —р— = ^р = —^р— и Учтя> что g=9,ol Арсек-, получим:
( уР . (52xlO-5)2Q2№yP \ ,52X10”°QTzx52xto”bQTzdPyP
k. 29,27 zT ’2x9,81 РЧ& Х29,27 zT)^ +9,81 Р^Х29,21 zT
пл II
. ^llXlO-^Tzv \ 7. 9^2Х 10-vzQ^TzydP
dP ^0,03415 -т 4- Яpj5) dx Н.
Приняв Р в кГ 1слР вместо Р в кГ/м2, q в тыс. hai3[сутки вместо Q в нм3[сутки, D в cai вместо d в ai, получим уравнение в следующем виде:
ДР _ (о,03415 -^ 4-Я ^^ ^p^-^-yx-V ^^^TzydP , (у13)
Принимая значение z постоянным по всему пути движения газа и учитывая, что движение потока газа принимается изотермическим, имеем:
dl* - " (-р1 ++ "А аР’(V’ 14)
где
_ 471 х 10-4^2Tzy р _ 0,03415 у р _ 942Х10~692Гзу
Член — dP в уравнении (V, 14) учитывает влияние изменения скоростного напора, которое для обычных условий движения газа по трубопроводам очень незначительно, и им можно пренебречь. Поэтому получаем: dP = -.^РСй4-^ dx.(V, 15)
Обозначим н" — К и решим уравнение относительно dx. Тогда, помно- С2
жив обе части уравнения на 2С2 и произведя соответствующие преобразования, получим:
^PdP 2С dx
Интегрирование этого уравнения в пределах от Р = Рх до Р = Р2 дает следующую зависимость между начальным и конечным давлениями:
1П— 2С L
или
Р^^К = (Р* + #) е2СгГ(V, 16)
Для горизонтального потока газа из уравнения должен быть исключен член, учитывающий влияние силы тяжести, т. е. РСг. Тогда уравнение (V, 15) примет вид:
dP = — ~ dx
или
PdP = — С xdx,
откуда после интегрирования получим:
PX^ — P^ = 2CXL.{N,\^
Подставляя в уравнения (V, 16) и (V, 17) значения СХ1 Сг и К, имеем: для вертикального потока газа
0,0683 ?LРхг — Р^е я0,0683 ?LРхг — Р^е я/ 0,0683 yLl,38g2z2T2/. / ^D^ \/ 0,0683 yLl,38g2z2T2/. / ^D^ \(V, 18)(V, 18)
0,0683 ?L
Рхг — Р^е я
0,0683 ?L
Рхг — Р^е я
/ 0,0683 yL
l,38g2z2T2/. / ^
D^ \
/ 0,0683 yL
l,38g2z2T2/. / ^
D^ \
(V, 18)
(V, 18)
(точное значение коэффициента равно 1,377),
для горизонтального потока газа
(V, 18а)(V, 186)(V, 18а)(V, 186)п 90,094 q^TzyXL
(V, 18а)
(V, 186)
(V, 18а)
(V, 186)
12)5
откуда
0.0683 yL2, 0,0683 yL
Р^е + 1,38_ !
О,0683 VL " pi— р^е гТ
0,0683 yL — •
е zT — 1
Формулу (V, 18) можно написать следующим образом:
0,0683 tLР^ — Р?е0,0683 tLР^ — Р?е0,094 q^Tzy^L0,094 q^Tzy^LzT0,0683 yLzT0,0683 yL0,0683 yL e0,0683 yL e
0,0683 tL
Р^ — Р?е
0,0683 tL
Р^ — Р?е
0,094 q^Tzy^L
0,094 q^Tzy^L
zT
0,0683 yL
zT
0,0683 yL
0,0683 yL e
0,0683 yL e
где PY — давление на головке скважины.
0,0683 yL „у
Если принять= 2s, то формула для вертикального потока
газа примет вид:
/ 2s 1 \
IР^-Р^* = КдД^—),(V, 19)
№ <7в — вертикальный поток газа;
| qr— горизонтальный поток газа.
I . Для горизонтального потока [см. формулу (V, 18а)]
1Р? — Р^ = Kq^.(V, 20)
Г Для обоих случаев, т. е. для формул (V, 19) и (V, 20):
0,094 TzyXL
; Пользуясь формулами (V, 19) и (V, 20), можно произвести сравнение пропускной способности вертикального и горизонтального трубопроводов при равных значениях коэффициента К и при соответственно равных начальном и конечном давлениях, т. е. при Р3 = Рх и Рт = Р^.
Из формулы (V, 20) имеем:
Р^ = KqT^ + Р^-
| Подставляя это значение Р^ в формулу (V, 19) и принимая во внимание, что Р3 = Рг и Рг = Р2, получим:
;^р^вЧ^^^-/Р5-1).<v, 21)
Следует учесть, что величина e2s — 1 всегда больше единицы.
Необходимо помнить, что все приводимые нами расчеты, касающиеся вертикальных потоков, относятся к движению газа снизу вверх; при движении сверху вниз в формуле (V, 12) изменится знак у члена, выражающего величину потерь на трение, так как в этом случае
dx — — dl, где dx — приращение потенциальной энергии; dl — приращение пути движения газа.
При практическом решении задач по определению давления в формуле (V, 18) должно быть принято конкретное значение коэффициента трения Я (см. фиг. 47).
Выражая коэффициент сопротивления Я в зависимости от числа Рейнольдса уравнением
-0,1358
Re0-13
подставляя в значение числа Рейнольдса вместо скорости г дебит q в тыс. м3 {сутки, из формулы (V, 186) получим:
PiPi0,0683 vL0,0683 vL0,04^1,87 / ^Цть 2)4,87^0,13 \е
Pi
Pi
0,0683 vL
0,0683 vL
а при Т = 300° К
/
б,0002276 уЬ2 1 87 / 0,0683 уЕ \
Я + 3600 Д’удз (е -Д (V'22»)
Как видно из фиг. 47, значение коэффициента Л изменяется только до определенного значения числа Рейнольдса. Этому предельному значению числа Рейнольдса соответствует предельная скорость газа и, следовательно, предельный дебит дПр- Величина предельного дебита в зависимости от диаметра фонтанной колонны и значение Л при q > ^Пр определяются по табл. 23.
Таблица 23
Величины предельного дебита 7пр и коэффициента сопротивления 2 придвижении газа по колонне
Диаметр фонтанной колонны, дюймы
7 пр ’ тыс. нм3/сутки
Значение 2 при 7 > ^пр
Диаметр фонтанной колонны, дюймы
^пр, тыс. нм3/сутки
Значение 2 при
Ч^Чпр
1
зд
0,028
3
37,5
0,024
I1 /2
6,5
0,027
4
70,0;
0,023
2
15,0
0,026
100,0
0,022
27г
28,0
0,025
6
150,0
0,021
Примечание. Если величина дпр ниже указанной в данной таблице, то Л опре- / Q .0,13
деляется по формуле Л= 0,029 |—■
При движении газа по кольцевому пространству формулы (V, 186) и (V, 22) в принципе остаются теми же, но вместо значения D в них должно быть подставлено значение эффективного диаметра 7)эф:
Таблица 24Таблица 24
Таблица 24
Таблица 24
Величины предельного дебита ?пр и коэффициента сопротивления 2 при движениигаза по кольцевому пространству
8
8
^5 Д 5
g
7, о р 3
я $ о -
О'
= 3^
^СО ;^
Q
Рч и ^гЯ
„ 3
S я § g Я
р, Я я 2
H1L
щ Л
2 ° 3 я 3
|=д|^
8
Г^
2 8 я д’® ^ >i о я 2
я 5 —'=Я я. a 3 3
Я Р,
2 в 7g
Я- о я 2
Я " -—-aS
И 5 3 3
G 3
Я Д Я Рч
ССРчК я к
гС Рч д д
о н
со д
ГС Рч я я
со я
1
16
0,029
4
2
40
0,027
3
1
30
0,027
5
2
84
0,025
4
1
60
0,025
6
2
147
0,024
5
1
110
0,024
4
272
26
0,029
6
1
135
0,024
5
272
70
0,026
3
1V2
19
0,029
6
272
112
0,025
4
" ^72
45
0,027
'5
3
43
0,028
5
172
87
0,025
6
3
96
0,026
6
- 172
140
0,024
6
4
53
0,028
Примечание. Если величина дпр ниже указанной в данной таблице, то Л определяется по фор- / D I0-13
муле Л= 0,029 1—I
\ /
где Dy — внутренний диаметр внешней трубы;
D^ — наружный диаметр внутренней трубы.
Величина предельного дебита в зависимости от площади кольцевого пространства и значение X при q > дПр приведены в табл. 24.
Кроме того, в формулы вводится поправка е, которая определяется по следующим формулам:
при q < ^Пр
Г , г) I Г) 1,13
при q>qnp
V DT—D. ‘
Таким образом, формула для определения давления при вертикальном движении газа по кольцевому пространству будет иметь следующий вид:
при q>qnp
^1^10,0683 yLР^е ZT -t0,0683 yLР^е ZT -t1,38^№Л । ^оузть хPi + £>2^ф \ЧУ рг-р^1,38^№Л । ^оузть хPi + £>2^ф \ЧУ рг-р^(V, 23)(V, 23)
^1
^1
0,0683 yL
Р^е ZT -t
0,0683 yL
Р^е ZT -t
1,38^№Л । ^оузть хPi + £>2
^ф \ЧУ рг-р^
1,38^№Л । ^оузть хPi + £>2
^ф \ЧУ рг-р^
(V, 23)
(V, 23)
при q<qnp
РуРР^ У’13 Ру Р^)РуРР^ У’13 Ру Р^)(V, 24)(V, 24)@^Т^^ 7 ^'^^ ,Эф '
РуРР^ У’13 Ру Р^)
РуРР^ У’13 Ру Р^)
(V, 24)
(V, 24)
Для приближенных расчетов давления на забой, т. е. для случая вертикального движения газа, может быть применено значение
.0,009407
Формула для определения давления на забое в этом случае может быть написана следующим образом:
р t Ч р 2^>2s , / 0,004112 ^TzyZx е^ 1
6 +р5,333") e2s •VP
В табл. 22 приведены для различных значений ~ значения es, e2s, ~2Г“ и другие величины, необходимые для подстановки в различные формулы для определения давления столба газа и потерь давления при движении вертикального потока газа.
Значения D1^7 и £)5’333 для разных значений D даны в табл. 25а и 256, :а значения q1,87 и у0,13 —в табл. 26.
В формулах (V, 18) — (V, 25) введено среднее значение коэффициента з, соответствующее среднему давлению Рср. Среднее давление при неподвижном • столбе газа определяется как среднеарифметическая величина между начальным и конечным давлениями. Для движущегося потока газа
9/р 2\
Р -„DA.-\
” з■
Соответственно при определении давления Ру по давлению Ра несколько меняется методика расчетов, заключающаяся в данном случае в следующем
Конструкция
„4,8?
Д5
* Dx~tk
у/ ( РуД-Р^ \МЗ г < Д3 - Д2 /
1
2
3
4
5
6
Р/2-3"
5,85
5 449
6 860
2,121
2,338
172-4"
8,79
39 570
52 480
1,690
1,809
Рк-Ь"
11,74
196 800
223 400
1,492
1,571
Рк-Ь"
14,72
487 200
691 800
1,389
1,450
2—4"
8,014
25 230
33 040
2,003
2,192
2—5"
11,18
127 600
174 600
1,676
1,798
2—6"
13,96
376 400
530 900
1,521
1,606
272-4"
6,878
11 990
15 420
2,657
3,016
273-5"
10,39
89 300
121 600
1,924
2,094
272-6"
13,3
297 500
416 900
1,687
1,809
3-5"
9,07
46 080
61 240
2,633
2,986
3—6"
12,33
205 700
285 100
1,954
2,131
4—6"
10,02
74 890
101 000
2,851
3,268
Таблица 25а
Значения Рэф, Д^87, Д^ф,
1/ Dx-yp^ 1/ 14-Дг\ V Di—Р^ Рх—РД кольцевому пространству
при движении газа по
Таблица 256
Значения D, D^^, D5 при движении газа по трубам
D
Д4-87
D5
дюймы
см
1
2
3
4
172
4,03
886,8
1062
2
5,03
2611
3221
272
6,2
7228
9162
3
7,59
19340
25180
4
10,03
75120
101400
12,7
237500
330400
6
15,2
569900
811000
(порядок определения Рх приводим для вертикального потока газа, считая, что Pi = Р3 и Рй = РР)-
Сначала для значений РГ и 7’ср определяем приведенное давление на устье Р^. у и ТПу, пользуясь графиками на фиг. 55 и 56, а затем по графику на фиг. 22 находим значение zy (устьевое z). По полученному значению zy 0,0683yL
уД —- m 2s
находим величину ——— . После этого определяем величину е *у ср — еор ср
(для этой цели можно пользоваться табл. 22).
Подставляем в выбранную для расчета формулу значение zy и е^р и находим ориентировочное забойное давление Р3. ор; по формуле
9 /р —{ р лL,
' ср. ор о ' 3. Ор Т р I ° \Г3. ор
находим ориентировочное среднее давление Р^. ор
Табл и ц а 26 Значения у0,13 и д1,87
у
„,0,13 у
^,87
q
gl,87
0,55
0,925
10
74
145
11 020
0,56
0,927
15
158
150
11 720
0,57
0,929
20
271
155
12 470
0,58
0,931
25
411
160
13 550
0,59
0,933
30
587
165
14 030
0,60
0,935
35
771
170
14 790
0,61
0,938
40
990
175
15 630
0,62
0,940
45
1233
180
16 480
0,63
0,941
50
1 503
185
17 380
0,64
0,944
55
1 799
190
18 240
0,65
0,945
60
2 113
195
19 140
0,66
0,947
65
2 455
200
20 030
0,67
0,949
70
2 818
205
21 040
0,68
0,951
75
3 206
210
22 030
0,69
0,952
80
3 573
215
23 010
0,70
0,953
85
4 055
220
23 990
0,71
0,956
90
4 508
225
25 060
0,72
0,958
95
4 989
230
26 060
0,73
0,960
100
5 495
235
27 160
0,74
0,961
105
6 026
240
28 250
0/75
0,963
110
6 561
245
29 380
115
7 145
250
30 480
120
7 727
125
8 337
130
8 974
135
9 638
140
10 300
Затем определяем ориентировочное среднее приведенное давление: р
• ср. пр. ор р •
Зная ^Ср. пр. ор и 7\1р, по фиг. 22 находим zcp, а также определяем величину '.д и соответственно e2s. Подставляя полученные значения zcp и e2s 2ср-г ср
в выбранную для расчетов формулу, определяем значение Рг.
Проверку производим следующим образом. Определяем значение ^ср по формуле
Рср - з + рз + рг)
и сравниваем Pop с ^ср. ор- Если разность РрР ^ср. ор не влияет на опреде ление величины zcp, то повторных пересчетов не требуется. В противном случае принимаем новое значение Рср. ор, по нему определяем zcp и e2s и делаем пересчет до совпадения значения РСр.ор с Рср.
Рассмотрим примеры определения давления на забое Рд по давлению движуще! ося столба газа Рг.
Пример 1. Глубина скважины £ = 500 м. Относительный удельный вес газа у=0,6. Диаметр фонтанных труб З1^". Абсолютное давление движущегося газа на голоске фонтанных труб Рг = 30 кГ!ел^. Суточный дебит газа ^ = 25000 л»3; Т’ср = 47°С (320°К).
Требуется определить давление на забое Р3.
Согласно табл. 23 q < дпр, поэтому расчет производится по формуле (V, 22).
Для у = 0,6 по фиг. 55 и 56 находим: Рир —47,3 кГ/см? и Ткр = 201°К. Следова- 320
тельно, Р =—— = 0,64; Т1,59 и z =0,950 (см. фиг. 22); следова-
тельно,
yL"УРсрyL"УРср0,6 х 5000,950x 3200,6 х 5000,950x 320= 0,99 ~ 1,0.= 0,99 ~ 1,0.
yL"УРср
yL"УРср
0,6 х 5000,950x 320
0,6 х 5000,950x 320
= 0,99 ~ 1,0.
= 0,99 ~ 1,0.
По табл. 22 находим е9р = 1,0707. По формуле (V ,22) определяем:
з. орз. ор30- X 1,0707 +^^!1х0-0707.
з. ор
з. ор
2)4,87^0,13
По табл. 25 и 26 находим ^1,87 = 411; Р4,87 = 7228; у0,13 = 0,935. Следовательно,
Р -l/qon V 10,04 х 0,9502 х 320^X4112
ор у “ОО х 1,0707 4~7228 x0 935 X 0,0707 — 31,28 ъГ1см .
Определим ориентировочное среднее давление:
2 /302\
Рср. ор =(31 >28 + 31^8+ЗДОО )= 30,64 кГ1смЧ
Значит,
Р30,645q б4
ср. пр. ор 47 3—
Сравнивая значение Рср пр ор с Рпр , видим, что они совпадают. Поэтому дальнейшие расчеты не нужны, так как zcp ^ z^ и значение Рд = 31,28 кГ(смй может быть принято как правильное.
Пример 2. Газ движется по кольцевому пространству между обсадной 5" колонной и 2У1а" фонтанными трубами. Давление движущегося столба газа Рг, замеренное в кольцевом пространстве, равно 53,40 кГ1см2 при суточном дебите ^ = 638000 нм5.
Глубина установки башмака (низа) фонтанной колонны L=1010 м. Башмак колонны фонтанных труб установлен в середине интервала прострела дыр, поэтому давление у башмака практически равно забойному давлению Р . Средняя температура газа в фонтанной колонне равна 33° С, или Рср = 306°К; у = 0,57.
Требуется определить забойное давление.
Согласно табл. 24 q > дпр. Поэтому, поскольку расчет должен производиться для условий движения газа в кольцевом пространстве, забойное давление Рд определяем по формуле (V,23).
Но фиг. 55 и 56 для у = 0,57 будем иметь P„n = 47,5 kPIcm5 и Т =198°К. Соот- ветственно
р13 и т -^-155
пр. у 47,5 —J пр 198’
По фиг. 22 находим z =0,905 и вычисляем
-Д57 Х_Ю10_ __zyTcp 0,905x306’’ ’
По табл. 22 находим е^ = 1,1542, по табл. 24—величину коэффициента трения 2 = 0,026.
Пользуясь табл. 25а, определяем:
О1ф = Ю,39М; Уэф5 = 121600; j/^l±5>- = i,924.
Подставляя численные величины в формулу (V,23), определяем ориентировочное- забойное давление:
n 1 гх 0.9052 х 3062 х 1,92, х 0/1542“
Р=. »р= V 53’4° Х 14542 +121600=
= /3291+0,6531 х 6382 X 0,^9052 X 0,1542 =
= /3291+2729 = 77,59 кГ(смг
Следовательно,
2 /53 402\
Рср. ор=з~ (77’59 + 77^9 + 53До) = 66,23 кГ!см!>'
Для Рср. ор = 66’23 кГМ
__66,23__1
ор. пр. ор— 47,5 “
По фиг. 22 находим zcp = 0,885, затем получим:
7L0,57 X 1010
zCpTCp0,885 x 306’
По табл. 22, интерполируя между значениями e2s для 2,1 и 2,2, получаем:
e2s = 1,1542+ 1,1622~У542 X 250=1,1542 + 0,0020=1,1562.
1000
Подставляя в формулу (V, 23) значения z = 0,885 и e2s= 1,1562, имеем
Pa=V53,402 X 1,1562 + 0,0531 х 6382 X 0,8852 х 0,1562 = V 3296 + 2653 = 77,13 кГ/с,и-
и
Рср = 4" +*3+77,1?+53,40 ) - 65-98 кГ1с"е'
Сравниваем Рср = 65,98 кГ1см? и Рср ор = 66,23 кГ)смг. Соответствующие приведенные давления
р — _65,98 _^’23_ — 1 40
пр. ср 47,52 ср. пр. ор— 47,5 Со-
считаем, что подобное расхождение не выходит за пределы точности определения zcp. Поэтому значение Р3 = 77,13 кГ^см1 может быть принято как правильно .
ИСПЫТАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
До последнего времени целью испытания газовых с ажин являлось определение продуктивной характеристики испытываемой жажины. т. е. определение се потенциального дебита, условий ее работы (выноса песка, воды, конденсата) при различных противодавлениях, а также связи между ве дебитом и противодавлением, что необходимо для качественного проектирования режимов работы скважин. В настоящее время круг задач, которые требуется разрешить при испытании отдельных скважин, расширился. Испытание скважины должно выявить также различные параметры продуктивного пласта, в первую очередь его проницаемость, и определить влияние степени несовершенства скважины на ее дебит.
Все существовавшие до последнего времени методы исследования скважин были направлены только на определение их продуктивной характеристики.
Некоторые из этих ранее применявшихся методов ограничивались только получением кривых зависимости между дебитом и давлением по практическим данным замеров.
Более поздние методы позволили выявить аналитическую зависимость между дебитом и давлением. Пользование полученными уравнениями давало возможность прогноза работы скважины на будущее.
В последнее время детальная теоретическая разработка вопросов влияния упругих сил пласта и насыщающих его жидкостей и газа, а также развитие теории установившегося давления жидкостей и газа в пористой среде позволили усовершенствовать методику испытания газовых скважин для установления их параметров и проектирования их технологических режимов и применить результаты этих испытаний для определения параметров пласта.
Методы исследования газовых скважин можно подразделить следующим образом:
исследование по кривым нарастания давления (при остановке скважины) или по кривым падения давления (при пуске скважины); этот метод аналогичен методу, применяемому в нефтяных скважинах;
исследование на различных режимах работы в условиях установившегося движения газа; этот метод аналогичен методу пробных откачек, известному в гидрогеологии и нефтяном деле.
Метод пробных откачек в применении к газовым скважинам имеет две основные разновидности:
исследование скважин на различных точках путем снижения давления до нуля и определения свободного дебита скважин непосредственным замером;
исследование скважин при сравнительно незначительном снижении давления и работе на различных режимах и вывод общих зависимостей с использованием различных формул, связывающих величины дебита и противодавления; этот метод исследования называется испытанием скважин по способу противодавления г.
В настоящее время почти повсеместно применяется второй способ. Это вызвано тем, что испытание высокодебитных, высоконапорных скважин с выпуском газа в атмосферу нежелательно из-за огромных потерь газа и резких депрессий, способствующих пробкообразованию или засорению забоя. В отдельных случаях такой способ не желателен по противопожарным соображениям. Наконец, техника замера газа, выходящего в атмосферу под большим давлением в больших количествах через открытый конец трубы, весьма сложна.
При методе пробных откачек каждая точка должна быть взята в условиях установившегося потока газа по пласту к скважине, благодаря чему кривая дебит—давление, составленная по этим точкам, дает истинную картину зависимости между количеством газа, поступающего из пласта, и давлением на забое. Кроме того, пользуйсь этим методом, можно выявить поведение скважины при работе на различных режимах, определяя содержание частиц породы и влаги в поступающем газе.
Для определения интервала времени, в течение которого поток можно считать установившимся, необходимо знать, как происходит в испытываемой скважине процесс изменения давления и дебита при переходе от одной точки к другой.
Для испытания скважины в различных точках пользуются набором диафрагм разного проходного сечения или изменяют диаметр регулируемого шту-
Вообще говоря, при испытании по методу пробных откачек используется метод противодавления, однако в данном случае подчеркивается, что давление не снижается до нуля и каждое показание дебита соответствует достаточно высокому противодавлению (т. е. забойному давлению Р^.
мера. Процесс стабилизации, т. е. установление постоянных величин давления ма устье скважины и дебита при заданном проходном сечении диафрагмы юли штуцера, происходит в разных скважинах по-разному. Есть скважины, ■В которых процесс стабилизации заканчивается в течение 15 мин.; в некото- ■рых скважинах этот процесс продолжается не менее 2 час. или не менее Куток. Чем больше истощен пласт и чем меньше его проницаемость, тем ■дольше длится процесс стабилизации.
В При испытании скважины способом противодавления вначале определяют Статическое давление. Затем берут несколько характерных точек дебит — давление, причем наинизшее давление выбирают с таким расчетом, чтобы не снизить давления в пласте ниже возможно допустимого. Берут, как правило, не менее четырех точек. Лучшим следует считать принятый в настоящее время да газовых промыслах шеститочечный способ испытания.
< Выбор способа обработки результатов испытаний зависит от тех теорети- |еских предпосылок, которыми определяется характер притока газа из пласта в скважину. Весьма распространенным на газовых промыслах способом обработки результатов испытаний является обработка по так называемой степенной формуле
:*Q-c^-p3^n,(v,26)
Где Q дебит скважины в нм4 [сутки;
с — коэффициент пропорциональности (при м — 1 коэффициент продуктивности скважины);
* Р3 — абсолютное текущее пластовое давление в кГ[слР;
Р3 — абсолютное текущее забойное давление в кР^см2-;
/г — показатель, зависящий от режима фильтрации газа.
Уравнение притока газа (V, 26) при логарифмировании приобретает вид:
lg Q - lg с + п lg (/V - Рр\(V, 26а)
следовательно, в логарифмической сетке координат, где по оси абсцисс -откладываются значения lg Q, а по оси ординат 1g (Рп2 — Рр^, зависимость между этими величинами должна изобразиться прямой линией. Величина п в этом случае определяется как тангенс угла наклона прямой к оси ординат.
Параметры для каждой точки, т. е. дебит Q, динамическое давление в кольцевом пространстве Рд и давление на головке РГ, определяются в условиях стабилизовавшегося потока газа. По статическому давлению на устье Рс вычисляют пластовое давление. Ри, а по давлению Рд (при отсутствии колонны фонтанных труб — по давлению Рг") определяют соответственно каждому значению Q значения рабочего (забойного) давления Р3. По полученным значениям Рп и Рэ определяют значение фактора давления Рр— Рр. Затем в логарифмических координатах (^, Рр — Рр^ наносят полученные точки. При соединении этих точек согласно уравнению (V, 26а) должна получиться прямая линия. Абсолютный свободный дебит ^абс. св, очевидно, должен соответствовать ординате Рр— Рр при Р3 = 1, т. е. ординате Рр— 1. Поскольку Рр — 1 обычно очень незначительно отличается от величины Рр, именно эту ординату (т. е. соответствующую Рп2) принимают для определения абсолютного свободного дебита скважины.
Значения сип определяют либо графическим, либо аналитическим путем.
Как показывают теоретические исследования, полученная линия не должна быть прямой, а должна загибаться кверху влево вследствие непрерывно изменяющихся условий фильтрации по мере изменения дебита. Поэтому полученное при подобных испытаниях значение абсолютного свободного дебита скважины @абс. св является несколько завышенным.
13 Заказ 1377.
Для многих скважин эксплуатационная характеристика в течение 2— 3 лет при повторных испытаниях выражается одной и той же прямой или близкой к ней прямой, особенно если характеристика берется не по всему диапазону дебитов от нуля до ^абс. св» а для отбора 10—20% от ^8бс. св-
При повторных испытаниях через полгода или год чаще получается характеристика скважины, выраженная прямой линией, параллельной первоначальной прямой. Если линия передвигается влево, т. е. если значение коэффициента с с течением времени уменьшается, то это свидетельствует об ухудшении проницаемости пласта (засорение забоя), и, наоборот, если по мере эксплуатации линия, построенная по точкам испытаний, передвигается вправо, то, значит, проницаемость улучшается (очищение поровых каналов в призабойной зоне).
Разновидностью этого способа является так называемый упрощенный способ обратного давления, при котором значение п заранее принимается равным единице, т. е. принимается, что падение давления газа в пласте по мере его продвижения происходит в соответствии с линейной фильтрацией..
Следовательно, в этом случае уравнение притока газа к забою примет вид:
Q = C^_p^ И Qa6c.CB=cP^.
Следовательно,
Q Рп2-Р32
v абс. свп
Если в координатной сетке по оси абсцисс откладывать значения Q, а по оси ординат Р32, то получится прямая линия.
Этот способ, как приближенный, применяется в отдельных случаях на малодебитных и истощенных месторождениях, для скважин которых по данным наблюдений значение п, как правило, близко к единице, а определение статического давления, следовательно, и текущего пластового давления затруднено из-за весьма медленной стабилизации давления в закрытой скважине. В этом случае обычно берут две точки, для которых определяют значения Q и ^д2. Через эти точки проводят прямую. Точка пересечения данной прямой с осью ординат определяет значение Р^.
Этот способ, конечно, является ориентировочным и вообще может быть применен лишь для условий, о которых сказано выше. Как показывает анализ большого количества испытаний газовых скважин, проведенных на наших промыслах," значение п может колебаться в больших пределах. Наибольшее число испытаний дает значение п в пределах 0,7—0,8, однако это количество не превышает 25 % от общего числа значений п, получаемых в результате обработки данных испытаний различных скважин.
Основная погрешность формулы (V, 26) заключается в том, что постоянные значения с и п, принимаемые при расчетах, теоретически не обосновываются.
При обработке результатов испытаний следует пользоваться формулой
P^-P^ = aQ-VbQ^(V, 27)
где а и b — коэффициенты, зависящие от параметров пласта, конструкции забоя и параметров газа.
Теоретические расчеты подтверждают правильность двучленной формулы и ее большее по сравнению со степенной формулой соответствие природе явлений. В этом случае пользование логарифмическими координатами не-
представляется возможным. Зависимость между Q и Р^ — Р32 должна выражаться в обычной координатной сетке. Зависимость между Р^ — Р^ и Q будет представлена параболой (фиг. 57а).Порядок производства испытания скважины в данном случае тот же, что и при ранее описанных способах. Разница заключается лишь в обработкепредставляется возможным. Зависимость между Q и Р^ — Р32 должна выражаться в обычной координатной сетке. Зависимость между Р^ — Р^ и Q будет представлена параболой (фиг. 57а).Порядок производства испытания скважины в данном случае тот же, что и при ранее описанных способах. Разница заключается лишь в обработкематериалов, которая состоит в следующем.После определения Рп, Q и Р3 для ряда точек на графике строится кривая (см. фиг. 57а). Для того чтобы датьматериалов, которая состоит в следующем.После определения Рп, Q и Р3 для ряда точек на графике строится кривая (см. фиг. 57а). Для того чтобы датьQ, тыс. нм31сутки57а. Обработка результатовQ, тыс. нм31сутки57а. Обработка результатованалитическое выражение этой кривой, требуется определить численное значение коэффициентов а и b в формуле (V, 27).аналитическое выражение этой кривой, требуется определить численное значение коэффициентов а и b в формуле (V, 27).Фиг. ждуФиг. ждуQ, тыс. нм3[сутки576. Приведение зависимости ме- Q и Рд — Pg при пользованииQ, тыс. нм3[сутки576. Приведение зависимости ме- Q и Рд — Pg при пользованииФиг.Фиг.испытания скважины но методу противодавления при помощи двучленной формулы. Зависимость между Q и Pj — Р*.испытания скважины но методу противодавления при помощи двучленной формулы. Зависимость между Q и Pj — Р*.двучленной формулой к прямолиней-ной зависимости.двучленной формулой к прямолиней-ной зависимости.
представляется возможным. Зависимость между Q и Р^ — Р32 должна выражаться в обычной координатной сетке. Зависимость между Р^ — Р^ и Q будет представлена параболой (фиг. 57а).
Порядок производства испытания скважины в данном случае тот же, что и при ранее описанных способах. Разница заключается лишь в обработке
представляется возможным. Зависимость между Q и Р^ — Р32 должна выражаться в обычной координатной сетке. Зависимость между Р^ — Р^ и Q будет представлена параболой (фиг. 57а).
Порядок производства испытания скважины в данном случае тот же, что и при ранее описанных способах. Разница заключается лишь в обработке
материалов, которая состоит в следующем.
После определения Рп, Q и Р3 для ряда точек на графике строится кривая (см. фиг. 57а). Для того чтобы дать
материалов, которая состоит в следующем.
После определения Рп, Q и Р3 для ряда точек на графике строится кривая (см. фиг. 57а). Для того чтобы дать
Q, тыс. нм31сутки
57а. Обработка результатов
Q, тыс. нм31сутки
57а. Обработка результатов
аналитическое выражение этой кривой, требуется определить численное значение коэффициентов а и b в формуле (V, 27).
аналитическое выражение этой кривой, требуется определить численное значение коэффициентов а и b в формуле (V, 27).
Фиг. жду
Фиг. жду
Q, тыс. нм3[сутки
576. Приведение зависимости ме- Q и Рд — Pg при пользовании
Q, тыс. нм3[сутки
576. Приведение зависимости ме- Q и Рд — Pg при пользовании
Фиг.
Фиг.
испытания скважины но методу противодавления при помощи двучленной формулы. Зависимость между Q и Pj — Р*.
испытания скважины но методу противодавления при помощи двучленной формулы. Зависимость между Q и Pj — Р*.
двучленной формулой к прямолиней-ной зависимости.
двучленной формулой к прямолиней-ной зависимости.
Коэффициенты а и Ъ удобнее всего представить графически. Для этого р 2р 2
строится график зависимости—от Q. Эта зависимость представляется
р 2р 2
прямой линией (фиг. 576), ибо если принять——^—д, a Q — х,то у = а-^-Ьх (уравнение прямой). После построения графика можно определить, насколько фактическая зависимость отклоняется от двучленной формулы (если точки не ложатся на прямой линии). Кроме того, численное значение а (и 6 можно определить непосредственно по графику; величина коэффициента b {определится как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс (см. фиг. 576), р величина коэффициента а — как отрезок, отсекаемый на оси ординат.
Следует учесть, что .непосредственное значение b как тангенса угла на- iР 2р 2
клона можно определить только в том случае, если масштаб величин - п- -^—— a Q один и тот же. Поскольку это условие обычно не соблюдается, величина b щя какой-либо точки на полученной прямой определяется по формуле
X
Р 2 р 2
де у — _2__—1_ и х — Q, а величина а определяется указанным выше пособом.
Непосредственно графически может быть определен абсолютный свобод- ый дебит, для чего на прямолинейном графике надо найти точку, абсцисса р 2
оторой Q будет соответствовать ординате . При построении же графика ) параболе ^абс. св можно определить только аналитически, потому что
13*
продолжение кривой линии за область имеющихся точек может дать существенную погрешность.
Абсолютный свободный дебит может быть определен аналитическим путем по формуле (V, 27). Если пренебречь величиной РД- = 1, то формула принимает вид:
' Р^ — &Q абс. св ^^абс. св»
откуда
1/ а2-|-4Р 26—а
абс. св = - •(V> 28)
. Рассмотрим пример обработки результатов испытания скважины по формуле
Q = c<P^-P^.
На основании замера давления на устье перед началом испытания скважины получено значение Рс = 93,72 кГ[см2‘. Путем подсчета по формуле (V, 6) пластовое давление определено равным Рп = 101,41 еРД-м?. Следовательно, Р2 = 10284. Скважину испытывали на шести режимах работы, при которых определяли дебит и давление Рг. Фонтанные трубы отсутствовали, движение газа происходило по 6" обсадной колонне. Забойное (рабочее) давление Р3 определяли по формуле (V, 186). В результате получена следующая таблица.
№ испытания (см. фиг. 58а)
РТ> кЕДм"
Рз, кГДм?
р 2 з
р 2О 2
П3
9, тыс. нм31 сутки
1
2
3
4
5
6
1
90,90
98,32
9667
617
114,8
2
85,72
92,73
8599
1685
297,2
3
80,33
86,77
7528
2756
440,9
4
69,20
74,65
5574
4710
638,2
6
61,91
66,71
4449
5835
688,8
5
86,36
93,36
8716
1568
293,6
На логарифмическом графике по данным граф 5 и 6 данной таблицы строим прямую линию — продуктивную характеристику скважины. Определяем значения п и с по двум точкам 7 и II (фиг. 58а):
_ ху — х^ _ 1g 600—1g 230 _ 2,7782 — 2,3617 _
У1~У2 — Ig^W-AgHTOO ~ 3,6232 — 3,0414’
lg с = 1g 9 ™ 1g (Р^-Р^).
Для тех же точек
lg cv = 1g 600—0,72 1g 4200 = 0,1695;
lg с„ = lg 230 — 0,72 lg 1100 = 0,1719.
Следовательно,
(lg c)cp = 0,1707 и с =1,481.
Уравнение притока газа имеет вид:
9 = 1,481 (Рп2— Р32)0,72 тыс. нмДсутки или
9 = 1481 (Рп2-—Рд2)0,72 нмДсутки.
Абсолютный свободный дебит скважины (см. точку А па фиг. 58а) равен:
@абс. св ~ 1050000 мД сутки.
Рассмотрим пример обработки результатов испытания скважины по двучленной формуле
Ри2 —Р32 = а94-б92.
Q, тыс. нм3! су ткиQ, тыс. нм3! су ткиФиг. 58а. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании степенной формулой.Фиг. 58а. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании степенной формулой.Q, тыс. нм3 [су ткиQ, тыс. нм3 [су ткиФиг. 586. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании двучленной формулой.Фиг. 586. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании двучленной формулой.
Q, тыс. нм3! су тки
Q, тыс. нм3! су тки
Фиг. 58а. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании степенной формулой.
Фиг. 58а. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании степенной формулой.
Q, тыс. нм3 [су тки
Q, тыс. нм3 [су тки
Фиг. 586. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании двучленной формулой.
Фиг. 586. Пример обработки результатов испытания скважины при пользовании двучленной формулой.
Путем замера давления на устье перед началом испытания скважины получено значение Рс = 25,12 кГ/см2.
При подсчете по формуле (V, 6) получено абсолютное пластовое давление = 27,08 кГ[см2. Следовательно, Р^ = 733. Газ поступает но фонтанной колонне щетром 21/2". В результате определения забойных давлений Р3 по динамическому чепшо столба газа Рд па устье получена следующая таблица.
4 испы
тания
Лс кГ [см2
Л- к Г [см2
р 2 3
р 2р 2
П3
Q, тыс. нм3[сутки
Р 2р 2
П3
Q
L • 1
22,38
24,08
580
153
17,2
8,88
I ' 2
21,69
23,34
545
188
21,4
8,79
ж з
19,67
21,16
448
285
30,6
9,31
18,36
19,75
390
343
37,2
9,22
в 5
17,03
18,32
336
397
39,8
9,97
6
15,73
16,90
286
447
44,2
10,11
На графике (фиг. 586) строим линию продуктивной характеристики скважины. Коэффициент а формулы (V, 27) определяется точкой пересечения этой линии с осью ’ординат и равен в данном случае 7,25. Коэффициент Ъ определяем для точки р 2р 2 —— = 10 и Q = 40 (фиг. 586). Следовательно,
Основное уравнение притока газа к забою будет имееть вид:
Рп2 __ ру = 7?25 Q + 0,069 Q2,
где Q выражено в тыс. нм3[сутки, отсюда
|/ а24-4Рп26 — а
^абс. св ”26=
1/7^+Тх ДЖ5Г7,33—7,25 _
0,0138
= 64000 нм3 [сутки.
Двучленная формула позволяет определить при обработке фактического материала такие параметры, как проницаемость пласта и влияние степени несовершенства скважины на ее дебит; степенная же формула не дает ответов на эти вопросы. Для проектирования работы скважины также будет более правильным производить расчеты по двучленной формуле.
Однако при пользовании двучленной формулой требуется большая точность замеров дебитов и соответствующих им давлений во время испытаний скважин, а для этого необходимы внедрение точной и безотказно работающей контрольно-измерительной аппаратуры и высокая культура проведения работ по исследованию скважин.
При исследовании газовых скважин рекомендуется пользоваться образцовыми манометрами, дающими погрешность не более 0,35% от максимального показания шкалы.
Перед исследованием скважины манометр надо проверить на грузовом прессе.
Фиг. 59. Оборудование скважины при ее испытании.
1 — породоуловитель; 2 — диафрагменный измеритель критического течения; 3— манометры; 4 — термометрические карманы.
Так как по данным исследования устанавливается технологический режим скважины, то при исследовании на каждой точке необходимо вести тщательное наблюдение за струей газа с целью определения характеристики потока: появления в струе жидкой влаги и твердых частиц, увеличения или уменьшения выносной примеси.
При испытании скважины необходимо определить минимально возможное противодавление, которое необходимо для предупреждения разрушения забоя, недопущения подтягивания конуса воды или других осложнений при эксплуатации.
На фиг. 59 показана схема оборудования скважины при ее испытании. Одним из элементов оборудования, внедренного недавно для более качественного определения характеристики скважины при ее испытании, является породоуловитель. Назначение породоуловителя — выделение из струи газа твердых частиц; проверка породоуловителя после испытания на каждой точке дает возможность определить количество выносимой породы и ее фракционный состав.
При испытании скважин необходимо придерживаться следующих основных правил.
Испытание необходимо проводить, переходя от меньших дебитов к большим, начиная от замера статического давления.
В этом случае при наличии в газе капельно-жидкой влаги, выходящей из пласта в возрастающем количестве по мере увеличения отбора газа, имеется большая гарантия в том, что влага не будет выпадать на забое и,
ледовательно, величина забойного давления не будет искажена при выявлении.
При возможности желательно проводить серию контрольных замеров )т больших дебитов к меньшим, выбирая по давлению те же точки, что и при тервой серии замеров.
Окончательный замер дебита и давления в каждой точке надо произво- щть по окончании периода стабилизации.
В условиях непрерывно эксплуатирующегося месторождения (пласта) аспытания отдельных скважин необходимо производить разновременно, соблюдая нормальный режим эксплуатации вблизи расположенных скважин в период испытания отдельной скважины.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Под технологическим режимом эксплуатации газовой скважины понимается заданный режим работы скважины, т. е. суточный отбор газа и соответствующее этому отбору противодавление, а также пределы возможных откло- нений от заданного отбора. Технологический режим устанавливается на основе данных испытания скважины; на режим влияют и внешние факторы, в первую очередь пропускная способность газосборных и магистральных сетей и потребность в газе, которые в отдельных случаях являются корректирующими факторами при установлении режима. Технологический режим скважины устанавливается на определенный срок — обычно на 3 месяца или на полугодие.
При установлении технологического режима эксплуатации следует руководствоваться теми основными факторами, которые должны лечь в основу •определения рабочего дебита скважины и соответствующего этому дебиту рабочего (забойного) противодавления, т. е. факторами, которые кладутся ® основу проекта разработки данного месторождения (пласта) в целом.
Например, для скважин, которые пробурены с целью эксплуатации продуктивных пластов, сложенных известняками, плотными мергелями, плотными доломитами, но в которых снижение давления ниже определенной величины способствует подъему конусов подошвенной или нижней воды и разница между давлением в пласте и давлением в забое может явиться причиной обвалов призабойной зоны и пробкообразования в стволе, наиболее рациональным надо признать режим постоянной депрессии. Это значит, что каждую скважину надо эксплуатировать таким образом, чтобы разность Рп — Р3 = Д (депрессия пласта) оставалась с течением времени постоянной величиной.
Для слабосцементированных пород особенно при незначительной пористости и извилистых путях для подхода газа к забою скважины, когда чрез- ='мерная скорость движения в призабойной зоне приводит к отрыву частичек породы и забиванию ими зоны вокруг забоя и самого забоя, следует признать рациональной эксплуатацию, при которой поддерживается постоянная скорость движения газа в забое. Очевидно, что подобный режим должен соответствовать зависимости
= v8 = const,
^.где Q — текущий суточный дебит скважины;
f Р3 — текущее давление на забое (рабочее противодавление);
F — площадь фронта фильтрации;
у3 — скорость движения газа в забое.
Наиболее замедленный режим—реяшм постоянного противодавления на забое, или Р3 = const, может быть рекомендован для исключительно тяжелых
условий эксплуатации, при частом пробкообразовании и засорении призабойной зоны, когда первоначальный вызов притока газа связан с движением массы рыхлой породы. Естественно, что эксплуатация скважины по этому режиму не может продолжаться длительное время, особенно при быстром темпе падения пластового давления в залежи; следовательно, эксплуатация скважины по этому режиму является ступенчатой, т. е. скважина эксплуатируется определенный период (например, полгода, год и более) при постоянном противодавлении, а затем переводится на работу при новом (пониженном) значении забойного давления.
Однако иногда на практике такой режим применяют не для ограничения скорости движения газа или депрессии в пласте, а для обеспечения заданного давления в начале газосборных сетей (режим будет соответствовать зависимости Рт = const), для пропуска необходимого количества газа. В этом случае технологический режим эксплуатации определяется не совокупностью геолого-технических факторов, а пропускной способностью наземных сетей.
Наконец, можно отметить режим постоянного дебита скважины. Этот режим связан не с геолого-техническими факторами, влияющими на производительность скважины, а с потребностью в газе при заданном числе скважин.
Специфика эксплуатации газовых скважин в отличие от нефтяных скважин заключается в неразрывности процессов добычи газа из скважин и его транспортировки до точек потребления, иногда расположенных весьма далеко от объектов добычи. При описании возможных режимов эксплуатации скважин условия транспортировки газа по наземным сетям не учитывались. На практике весьма часто, особенно в условиях месторождений средней полосы, сложенных устойчивыми породами, отбор газа из скважины может быть принят неограниченным, т. е. может достигать величины свободного дебита. Но получение у устьев скважин больших количеств газа при атмосферном давлении совершенно нерационально, так как это потребует установки при каждой скважине агрегата для компримирования газа с целью его подачи по наземным сетям. Поэтому в данном случае эксплуатация всей системы (включая скважины и наземные сети) строится таким образом, чтобы наиболее экономичным путем подать под давлением скважины газ либо к конечной точке — непосредственно потребителю, либо к ближайшей компрессорной станции.
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ |ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
Наиболее ответственным участком наземного оборудования, устанавливаемого для эксплуатации газовых скважин, является устьевое оборудование, предназначенное для улавливания газа, поступающего на поверхность, а также для направления его в систему газосборных сетей. Нарушение контроля за поднимающимся на поверхность газом, утечка его из устьевого оборудования через неплотности в местах соединения деталей или в результате порчи труб могут привести к тяжелым последствиям — к открытым газовым фонтанам и сложным авариям. Поэтому на устьях скважин должно быть установлено высококачественное оборудование, изготовляемое на заводах нефтяного машиностроения; после монтажа этого оборудования обязательно должна быть произведена опрессовка для проверки качества соединения деталей.
Арматура для оборудования устья состоит из трех частей: колонной головки, трубной головки и елки. Елка выпускается в комплекте с трубной головкой под названием фонтанной арматуры. Для оборудования устья газовых скважин применяется нефтяная арматура, выпускаемая для эксплуатации фонтанных и компрессорных нефтяных скважин.
t ... Литьевая арматура выпускается на пробное (испытательное) давление 75, 150 и 250 ат.
^ Ввиду того, что устьевая арматура может испытывать переменную на- )фузку от нуля до максимума, а также вследствие динамичности нагрузки ^весьма быстрое изменение давления, например при освоении скважин), расчетное рабочее давление арматуры принимают равным 50 % от пробного.
Колонная головка служит для герметизации и соединения всех обсадных
Колонн, спущенных в скважину.Колонн, спущенных в скважину.рфиг. 60. Колонная головка при Фиг. 61. Колонная головка £ адноколонной конструкции сква- при двухколонной конструк- живы.ции скважины.j,рфиг. 60. Колонная головка при Фиг. 61. Колонная головка £ адноколонной конструкции сква- при двухколонной конструк- живы.ции скважины.j,Фиг. 62. Колонная головка для скважины низкого давления.Фиг. 62. Колонная головка для скважины низкого давления.
Колонн, спущенных в скважину.
Колонн, спущенных в скважину.
рфиг. 60. Колонная головка при Фиг. 61. Колонная головка £ адноколонной конструкции сква- при двухколонной конструк- живы.ции скважины.j,
рфиг. 60. Колонная головка при Фиг. 61. Колонная головка £ адноколонной конструкции сква- при двухколонной конструк- живы.ции скважины.j,
Фиг. 62. Колонная головка для скважины низкого давления.
Фиг. 62. Колонная головка для скважины низкого давления.
Конструкция колонной головки может быть различной в зависимости от числа колонн, спущенных в скважину. Большинство газовых скважин на наших промыслах имеет одноколонную конструкцию, т. е., кроме кондук- । тора, спускается еще одна (эксплуатационная) колонна. При этом обвязке [ подлежат только две колонны (кондуктор и эксплуатационная колонна). [ Колонная головка для данной конструкции скважины показана на фиг. 60. На фиг. 61 изображена колонная головка для двухколонной конструкции скважины. На фиг. 62 показана колонная головка для скважины низкого давления (до 40 ат^ одноколонной конструкции; корпусом колонной головки является сведенный на конус верх кондуктора, на который сверху навинчивается колонный фланец. Верхний фланец колонной головки служит для установки на нем трубной головки.
Учитывая специфику работы газовых скважин, Институт ВНИИГАЗ разработал несколько конструкций колонных головок применительно к условиям оборудования газовых скважин (фиг. 63). Отличительными особенностями этих головок являются:
наличие сальниковых уплотнений для предупреждения проникнове
ния газа снизу;
наличие широкоопорного пьедестала, создающего устойчивость для всей арматуры, заякоренной в бетонной подушке; 4
укрепление обсадных колонн при помощи шлипсов (т. е. не наглухо), что более удобно при дополнительных усилиях в колонне, возникающих в связи с резким охлаждением больших масс газа й, следовательно, стенок обсадной колонны вследствие расширения газа; это явление наблюдается при поступлении газа из пласта в скважину и его движении по обсадной колонне вверх. Колонная головка, изображенная на фиг. 63, запроектирована из стандартных деталей, изготовляемых отечественными заводами нефтяного машиностроения.
Фиг. 63. Колонная головка для газовых скважин.
Трубные головки служат для подвески и укрепления фонтанных труб (диаметром 1^2—4") и Для герметизации кольцевого пространства между фонтанными и обсадными трубами. На фиг. 64 показана трубная головка, состоящая из крестовика 4, двух ниппелей 5, трех задвижек 1, двух переводников 6, буфера 7 для установки манометра, по которому определяется давление неподвижного столба газа в кольцевом пространстве между фонтанными и обсадными трубами, и специального фланца 2 со втулкой 3, служащей для подвески фонтанных труб.
Боковые отводы на трубных головках позволяют осуществлять необходи- ; мые операции, например закачку газа для создания противодавления в сква- j жине, закачку воды или раствора при глушении скважины, эксплуатацию скважины, если это потребуется, по кольцевому пространству между фонтанными и обсадными трубами и т. д.
Елка скважины состоит из вертикального ствола и боковых отводов — выкидов. Различают крестовые елки, когда оба выкида расположены по горизонтальной линии (фиг. 65), и двухъярусные (фиг. 66), когда один выкид рас-.
Простейшая трубная головка.Простейшая трубная головка.Фиг. 65. Крестовая елка.Фиг. 65. Крестовая елка.|юложен над другим. По типу соеди- гений елки бывают резьбовые и флан- евые. Елки изготовляются с про- юдным диаметром ствола 21/а", 3" 4".
Простейшая трубная головка.
Простейшая трубная головка.
Фиг. 65. Крестовая елка.
Фиг. 65. Крестовая елка.
Выбор типа и диаметра устьевого орудования так же, как и рабочего вления, зависит от конструкции кважины и ее продуктивной характеристики. Рабочее давление арма- ы принимается равным ожидаемому наибольшему давлению, т. е. ;татическому давлению скважины, иаметр фонтанной арматуры должен ^©ответствовать выбранному диаметру нтанных труб.
Фиг. 64.Фиг. 64.Фланцевая арматура по сравнению с резьбовой более удобна для монтажа I демонтажа, но требует внимательного обслуживания, так как пропуск во флан- (евой арматуре может легче возникнуть, чем в резьбовой, хотя применяемые сальные прокладки из мягкого металла создают весьма хорошее уплотнение.
Фиг. 64.
Фиг. 64.
[
Крестовая арматура более устойчива, чем двухъярусная, так как она ниже ло высоте и уравновешена одинаковым весом двух струн, направленных в разные стороны. Двухъярусная арматура применяется, когда при эксплуа- ^тации есть опасность разъедания арматуры. Это происходит обычно
в крестовине или тройнике в месте поворота струи и перехода ее от вертикального движения к горизонтальному; в данном случае верхняя струна является рабочей, а нижняя — запасной. При разъедании тройника задвижка между струнами перекрывается, струя газа идет по нижней струне, что дает возможность ремонтировать верхнюю струну без остановки скважины.
Фиг. 66. Двухъярусная елка (резьбовая).
Многолетний опыт показал, что на газовых скважинах нет необходимости устанавливать двухъярусную арматуру, широко применяемую на нефтяных скважинах. Наилучшим типом елки для газовых скважин является фланцевая крестовая елка.
Особенно ответственной деталью является нижняя задвижка на стволе, называемая центральной или коренной. Этой задвижкой надо пользоваться лишь в исключительных случаях. Как правило, она должна быть открыта, а временная остановка или пуск скважины должны производиться при помощи боковых задвижек. На высокодебитных скважинах и на тех скважинах, где есть опасность порчи плашек при работе задвижками (например, проедание песком) или засорения задвижек, на каждой боковой струне должны быть установлены две задвижки: одна рабочая, другая резервная, которая так же, как и центральная задвижка фонтанной арматуры, должна быть всегда открыта.
Верх фонтанной арматуры оборудуется буфером, на котором устанавливается манометр для замера давления на головке. Для замера температуры
йза рядом с местом установки манометра на фонтанной арматуре ввариваются ^рмометрические карманы.
' В комплекте с фонтанной арматурой обычно поставляются штуцеры, Тужащие для регулирования работы скважины.
Описанная выше фонтанная арматура применяется для эксплуатации Нефтяных и газовых скважин. В связи с увеличением давлений и дебитов по новым скважинам к устьевому оборудованию предъявляются повышен- toe требования. Поэтому в настоящее время начат выпуск фонтанной арма-
^ Фиг. 67. Задвижка фонтаннойФиг. 68. Усовершенствованная задвижка.
^ ■арматуры.а — задвижка открыта; б — задвижка закрыта (точками пока-
^зано пространство, заполненное смазной).
туры на пробное давление 400 и 600 ат. Однако специфика эксплуатации ; газовых скважин требует следующего изменения конструкции выпускаемой ; арматуры.
t 1. Поскольку в высокодебитных скважинах при существующих конструк- ' циях елок с выкидами, расположенными под прямым углом к стволу, развиваются значительные потери на трение и происходит значительная вибрация, необходимо иметь конструкцию елок с выкидами, плавно отходящими от ствола и имеющими большой радиус закругления при повороте.
Вследствие наличия значительных разрывающих усилий, направленных вертикально вверх, необходимо укреплять арматуру стяжками с обязательным заякориванием в бетонный фундамент.
Должна быть изменена конструкция основной рабочей детали — задвижки.
В качестве основной конструкции задвижки для фонтанных нефтяных скважин принята конструкция, изображенная на фиг. 67. Подъем запорного клина 1 в этой задвижке осуществляется путем вращения в корпусе задвижки шпинделя 2.
Смазка резьбы клина и шпинделя на нефтяных скважинах производится в корпусе задвижки нефтью. На газовых скважинах подобная смазка отсутствует, резьба шпинделя и клина находится в условиях сухой газовой среды,
что затрудняет открывание и закрывание задвижки; иногда задвижка вообще не открывается или не закрывается. Кроме того, карманы в нижней части корпуса задвижки забиваются пылью и грязью, вследствие чего при закрывании задвижки клин иногда не доходит до конца и требуемая герметизация не достигается.
Для арматуры газовых скважин крайне желательно иметь самосмазываю- щиеся задвижки с масляной ванной, не имеющие карманов в корпусе (фиг. 68). В небольшом количестве такие задвижки применяются на некоторых скважинах; необходимо наладить их серийный выпуск.
В настоящее время приступили к замене задвижек арматуры газовых скважин пробковыми самосмазывающимися кранами, рассчитанными на высокое давление. Этот вид запорного устройства, как более простой и удобный в эксплуатации, также должен найти широкое применение при оборудовании вступающих в строй новых газовых скважин.
РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДВУХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ
В ОДНОЙ СКВАЖИНЕ
В огромном большинстве случаев газовые месторождения являются многопластовыми. Если скважины, пробуренные на таком месторождении, эксплуатировать, вскрывая одним стволом два продуктивных пласта или более, то газ из пластов с более высоким давлением будет перетекать в пласты с более низким давлением, что недопустимо. Поэтому до последнего времени для эксплуатации каждого пласта бурили отдельные скважины.
Однако можно осуществить подземное оборудование скважины таким образом, что газовые пласты не будут сообщаться между собой и газ из каждого пласта при соответствующем забойном (рабочем) противодавлении будет направляться к устью. Это дает возможность эксплуатировать несколько пластов (два и более) одновременно одной скважиной, что значительно сокращает буровые работы. Очевидно, что чем больше пластов эксплуатируется в одной скважине, тем сложнее подземное оборудование.
Чтобы отделить в скважине одну часть ствола от другой применяют пакеры. Основным элементом пакера является сальник, манжета которого, прижимаясь к стенкам обсадной колонны или непосредственно к породе (при установке пакера в забое, при открытой конструкции скважины), создает необходимую герметизацию.
Конструкции пакеров различны. По месту установки пакеры делятся на забойные (устанавливаемые в забое) и стволовые (устанавливаемые в скважине на любой глубине). Конструктивно они различаются:
по типу уплотняющего сальника (резиновый, пеньковый, свинцовый и т. д.);
по типу устройства для расклинивания сальника;
по типу устройства для закрепления пакера (при его установке в стволе скважины).
Помимо того, что пакеры используются для осуществления раздельной эксплуатации газовых горизонтов одной скважиной, они применяются для изоляции притока воды или разобщения верхней части ствола от нижней с целью «снятия» давления с колонной головки скважины.
Следует также упомянуть о конструкциях пакеров, имеющих верхний клапан. В этом случае при подъеме пакера из скважины сперва приподнимается верхний клапан, сообщающий нижнюю часть скважины с верхней, а затем уже сдвигается с места вся колонна фонтанных труб, вместе с которой обычно спускается пакер.
Наиболее просты по конструкции забойные пакеры и пакеры, которые можно устанавливать на обрезе эксплуатационных колонн (фиг. 69).
На фиг. 70 показана конструкция стволового пакера, выпускаемого нашими заводами. Этот пакер шлипсового типа. Для его закрепления в стволе на его корпусе имеются шлипсы. На корпусе 3 пакера имеются резиновая манжета (кольцо) 4 и конус 5, который может перемещаться только вверх. Ниже корпуса имеется шлипсовый упор, представляющий собой цилиндр 9,
к которому наверху прикреплены на узких планках четыре шлипса 6, а внизу — два крючкообразных замка 11. На шлипсовом упоре прикреплены плоские пружины 7. При спуске пакера в скважину на колонне фонтанных труб шлипсовый упор соединяют с корпусом при помощи крючкообразных замков 11, захватывающих винты 10 корпуса. При движении пакера вниз пружины 7 и 8 от трения об обсадную колонну сокращаются и подтягивают замки 11, которые .благодаря этому надежно захватывают винты 10.
После спуска пакера на заданную глубину колонну несколько приподнимают вверх и поворачивают вправо для вывода винтов 10 из замков, так как при подъеме колонны вверх и повороте вправо шлипсовый упор благодаря пружинам остается на месте. После этого колонну опускают вниз, конус 5 расширяет шлипсы, которые сцепляются при помощи насечки с обсадной колонной, а конус 5 передвигается вверх и распирает резиновое кольцо 4, уплотнив кольцевое пространство. Извлекают пакер простым подъемом труб. При подъеме в первую очередь открывается перепускной клапан, образованный деталями 1 и 2, благодаря чему еще до подъема пакера, создается сообщение между верхней и нижней частями скважины.
Имеются и другие конструкции пакеров, для которых способ укрепления в стволе и принцип расклинивания сальника основаны на использовании хвостовика под пакером, упирающегося в забой скважины.
, За последние годы на наших газовых промыслах [гнашла широкое применение раздельная эксплуатация
Фиг. 69. Пакер, установленный на обрезе колонны.Фиг. 69. Пакер, установленный на обрезе колонны.1 — подвод от линии для продавливания газом; 2 — первый ряд фонтанных труб; 3—второй ряд фонтанных труб; 4 — верхний горизонт;5 — пакер; 6 — нижнийгоризонт.1 — подвод от линии для продавливания газом; 2 — первый ряд фонтанных труб; 3—второй ряд фонтанных труб; 4 — верхний горизонт;5 — пакер; 6 — нижнийгоризонт.[двух газовых горизонтов одной скважиной.
Фиг. 69. Пакер, установленный на обрезе колонны.
Фиг. 69. Пакер, установленный на обрезе колонны.
1 — подвод от линии для продавливания газом; 2 — первый ряд фонтанных труб; 3—второй ряд фонтанных труб; 4 — верхний горизонт;
5 — пакер; 6 — нижнийгоризонт.
1 — подвод от линии для продавливания газом; 2 — первый ряд фонтанных труб; 3—второй ряд фонтанных труб; 4 — верхний горизонт;
5 — пакер; 6 — нижнийгоризонт.
L В первых скважинах, оборудованных для эксплуатации по этому способу, Иыла использована сама конструкция скважины.
г Пакер-сальник для разобщения верхнего и нижнего пластов устанавливали на имевшийся в стволе скважины обрез последней обсадной колонны или ■а голову сетки (летучки). Пакер спускали на колонне фонтанных труб ■фиг. 69). Освоение нижнего пласта осуществлялось путем поршневания В фонтанной колонне. При эксплуатации скважины газ из нижнего горизонта ■оступал по фонтанным трубам 2. Для освоения и эксплуатации верхнего ■таста параллельно с первым рядом труб в межтрубное пространство спускали второй ряд труб. Освоение верхнего пласта производилось нагнетанием (или воздуха) в межтрубное пространство и вытеснением жидкости через ■рнтанные трубы 3, по которым в дальнейшем осуществляли эксплуатацию ■рхнего пласта.
Этот способ получил ограниченное применение, так как он связан с не- Икодимостью иметь в скважине обрез обсадной колонны или сетку. Кроме*
того, для спуска двух параллельных рядов труб требуются скважины сравнительно большого диаметра.
В дальнейшем был разработан метод, позволяющий эксплуатировать одной скважиной раздельно два пласта независимо от конструкции скважины, ее глубины, давления и дебита газа. По этому методу в скважину спускают одну колонну фонтанных труб с пакером, который может закрепляться в скважине на любой глубине (например, пакер шлипсового типа). Газ, поступающий
из нижнего пласта, поднимается по фонтанной колонне; эксплуатация верхнего пласта производится по кольцевому пространству между фонтанной и обсадной колоннами.При освоении скважины для эксплуатации по описываемому методу устьевое оборудование снабжают специальным сальником, в котором может двигаться верхняя труба фонтанной колонны (фиг. 71). После того как пакер спущен на место и посажен, производят подъем клапана 12 (фиг. 71, а\ При этом в скважину, в кольцевое пространство между обсадными и фонтанными трубами, начинают нагнетать газ. Оттеснив уровень жидкости до места установки пакера, впуск газа прекращают, задвижку 11 перекрывают и клапан 12 сажают на место (фиг. 71, б) путем опускания фонтанной колонны вниз. Затем крепят фонтанные трубы к трубной головке. После этого, т. е. уже при собранном и закрепленном оборудовании, производят разрядку кольцевого пространства через задвижку 10 в атмосферу. Благодаря создающейся внезапной резкой депрессии осуществляется освоение верхнего пласта. Нижний пласт может быть освоен поршневанием в фонтанных трубах.На практике нашел применение об- освоения двух пластов; в этом случаеиз нижнего пласта, поднимается по фонтанной колонне; эксплуатация верхнего пласта производится по кольцевому пространству между фонтанной и обсадной колоннами.При освоении скважины для эксплуатации по описываемому методу устьевое оборудование снабжают специальным сальником, в котором может двигаться верхняя труба фонтанной колонны (фиг. 71). После того как пакер спущен на место и посажен, производят подъем клапана 12 (фиг. 71, а\ При этом в скважину, в кольцевое пространство между обсадными и фонтанными трубами, начинают нагнетать газ. Оттеснив уровень жидкости до места установки пакера, впуск газа прекращают, задвижку 11 перекрывают и клапан 12 сажают на место (фиг. 71, б) путем опускания фонтанной колонны вниз. Затем крепят фонтанные трубы к трубной головке. После этого, т. е. уже при собранном и закрепленном оборудовании, производят разрядку кольцевого пространства через задвижку 10 в атмосферу. Благодаря создающейся внезапной резкой депрессии осуществляется освоение верхнего пласта. Нижний пласт может быть освоен поршневанием в фонтанных трубах.На практике нашел применение об- освоения двух пластов; в этом случаеФиг. 70. Пакер ПС.Фиг. 70. Пакер ПС.легченный способ одновременного посадка клапана на место производится при уже освоенной скважине, в которой вызван приток газа. Этот способ может быть применен при незначительных давлениях и дебитах.
из нижнего пласта, поднимается по фонтанной колонне; эксплуатация верхнего пласта производится по кольцевому пространству между фонтанной и обсадной колоннами.
При освоении скважины для эксплуатации по описываемому методу устьевое оборудование снабжают специальным сальником, в котором может двигаться верхняя труба фонтанной колонны (фиг. 71). После того как пакер спущен на место и посажен, производят подъем клапана 12 (фиг. 71, а\ При этом в скважину, в кольцевое пространство между обсадными и фонтанными трубами, начинают нагнетать газ. Оттеснив уровень жидкости до места установки пакера, впуск газа прекращают, задвижку 11 перекрывают и клапан 12 сажают на место (фиг. 71, б) путем опускания фонтанной колонны вниз. Затем крепят фонтанные трубы к трубной головке. После этого, т. е. уже при собранном и закрепленном оборудовании, производят разрядку кольцевого пространства через задвижку 10 в атмосферу. Благодаря создающейся внезапной резкой депрессии осуществляется освоение верхнего пласта. Нижний пласт может быть освоен поршневанием в фонтанных трубах.
На практике нашел применение об- освоения двух пластов; в этом случае
из нижнего пласта, поднимается по фонтанной колонне; эксплуатация верхнего пласта производится по кольцевому пространству между фонтанной и обсадной колоннами.
При освоении скважины для эксплуатации по описываемому методу устьевое оборудование снабжают специальным сальником, в котором может двигаться верхняя труба фонтанной колонны (фиг. 71). После того как пакер спущен на место и посажен, производят подъем клапана 12 (фиг. 71, а\ При этом в скважину, в кольцевое пространство между обсадными и фонтанными трубами, начинают нагнетать газ. Оттеснив уровень жидкости до места установки пакера, впуск газа прекращают, задвижку 11 перекрывают и клапан 12 сажают на место (фиг. 71, б) путем опускания фонтанной колонны вниз. Затем крепят фонтанные трубы к трубной головке. После этого, т. е. уже при собранном и закрепленном оборудовании, производят разрядку кольцевого пространства через задвижку 10 в атмосферу. Благодаря создающейся внезапной резкой депрессии осуществляется освоение верхнего пласта. Нижний пласт может быть освоен поршневанием в фонтанных трубах.
На практике нашел применение об- освоения двух пластов; в этом случае
Фиг. 70. Пакер ПС.
Фиг. 70. Пакер ПС.
Существенным моментом при освоении скважины в данном случае является то, что посадка пакера на место и расклинивание сальника производятся раньше, чем начинается нагнетание газа или воздуха в скважину. При дальнейших операциях пакер сидит неподвижно, герметичность сальника не нарушается — поднимается и опускается только верхний клапан пакера. Перед началом освоения скважины необходимо проверить герметичность сальника, что можно осуществить опрессовкой кольцевого пространства между фонтанными и обсадными трубами водой, сжатым газом или воздухом при закрытом верхнем клапане пакера. В случае же применения пакеров без верхних клапанов приходится производить при освоении скважины отдавливание жидкости через щель между сальником пакера и обсадной колонной, а посадку пакера осуще-
1ять под давлением или при уже освоенной скважине, что не всегда жела- эно. Однако на ряде скважин с целью раздельной эксплуатации двух газо- пластов применены пакеры без верхнего клапана.
Фиг. 71. Оборудование скважины для раздельной эксплуатации двух горизонтов.
/— первая стадия — освоение верхнего горизонта, клапан пакера приподнят, б — вторая стадия — дапан пакера посажен на место; 1 — трубная головка; 2 и 3 — фланцы; 4 — переводная катушка; — задвижка; 6 — планшайба; / — катушка; 8 — сальник; 9 — верхняя труба фонтанной колонны; У и* И — задвижка; 12 — клапан; h — высота подъема колонны фонтанных труб при освоении скважины»
РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
г Регулирование работы скважины осуществляется путем создания и под- Ьржания требуемого давления на устье (т. е. противодавления). Регулиро- ■ние работы скважины может быть вызвано изменением ее режима, связан- шм с геолого-техническими факторами, приводящими к необходимости умень- ■ггь или увеличить противодавление на забой скважины, а также изменением Ьювий движения газа в наземных сетях (увеличившееся или уменьшившееся юление).
В данном случае речь идет о текущем регулировании в процессе эксплуа- ■ции. Помимо этого по мере разработки залежи (так как давление в ней ■дает) при эксплуатации скважины обычно необходимо периодически регу- ■ровать давление на головке.
к Регулирование может быть ручным и автоматическим. Ручное регулиро- ■вие осуществляется при помощи штуцеров (фиг. 72), в которых происходит ■осселирование газа.
К При текущем регулировании работы газовых скважин могут быть два ■ественно различных случая.
Заиае 1377.
В одном случае, если при создавшихся условиях истечение газа через штуцер будет критическим, т. е. скорость газа по выходе из штуцера будет равна скорости звука в газе (для природного газа эта величина составляет около 400 м{сек), давление в сети не будет сказываться на работе скважины. Это значит, что регулирование одних скважин не связано с регулированием
других.
В другом случае скорость газа по выходе из штуцера меньше критической. При этом уменьшение подачи газа по нескольким скважинам приведет к падению давления в газосборной сети.
Фиг. 72. Штуцер.Фиг. 72. Штуцер.Дебит скважин, работа которых не регулировалась, увеличится вследствие уменьшения давления за штуцером, т. е. в газосборных сетях. Следовательно, в этих условиях между работой отдельной скважины и работой сети газопроводов существует неразрывная связь и регулирование отдельной скважины связано с регулированием всех скважин, из которых газ поступает в общую газосборную сеть.
Фиг. 72. Штуцер.
Фиг. 72. Штуцер.
Описанные выше два качественно различных явления легко объяснимы
— тело штуцера; 2 — отверстие в штуцере; при исследовании процесса Нротека- 3 — шайба; 4 и 5 — фланцы.ния газа через штуцер.
При нормальной эксплуатации течение газа по выкидным линиям и в штуцере, который устанавливается обычно вблизи скважины, подчиняется законам установившегося движения. Уравнение движения газа в этом случае имеет вид:
^1 + ^г4- ^ = ж2 + -^-+ м2 + Р^ — Pxvx — qn,
где хг — потенциальная энергия 1 кг газа в кГм!кг.,
кинетическая энергия 1 кг газа в кГм[кг\
иг — внутренняя энергия 1 кг газа в кГм[кг‘,
Рг — давление в кГ1м^;
vx — удельный объем в лР!кг (в данной формуле индекс 1 указывает на входное сечение штуцера, а индекс 2 — на выходное сечение штуцера);
qn — тепло, внесенное извне при прохождении 1 кг газа через штуцер, в кГм!кг.
Так как срок пребывания частиц газа в штуцере мал и диаметр штуцера обычно значительно меньше диаметра подводящего и отводящего трубопроводов, течение газа через штуцер можно рассматривать как адиабатический про- цесс.истечения через малое отверстие, т. е. без теплообмена со внешней средой.
Следовательно, в этом случае qn = 0. Поскольку течение горизонтально, то хх = хй.
Учитывая, что Pv + и = г, где i — одна из основных термодинамических функций, называемая теплосодержанием или энтальпией, можно преобразовать приведенное выше уравнение следующим образом:
+ "ST ™ Z2 + "IF
ИЛИ
^ = ^~^(у'29>
Выше было приведено уравнение для движения газа между двумя сечениями [см. формулу (V, 11)]:
2
q = 12 — 1г — J vdP.
1
Здесь q — полное количество тепла, полученное 1 кг газа при переходе от первого сечения ко второму сечению, т. е. тепло, полученное извне в результате теплообмена, и внутреннее тепло, полученное вследствие процессов, происходящих при течении газа. Внутреннее тепло получается за счет работы сил трения при прохождении через штуцер. Следовательно, q = qn + qTp. Поскольку процесс принят как адиабатический, то qn = 0. Кроме того, если работой сил трения пренебречь, то можно для этого случая написать:
q ~ qn ~Ь 7тр = 0 или
2
f2 — 1г — J vdP = 0,
1
откуда [см. уравнение (V, 29)]
21
fl)dP= fpdP.
2g 2g. J J
2
Примем, что газ, протекающий через штуцер, не отклоняется от законов для идеальных газов, т. е. является идеальным.
Из термодинамики известно, что уравнение адиабаты для идеального газа имеет вид:
P»k = Р^,(V, 30)
где к — показатель адиабаты.
Из уравнения (V, 30) имеем:
1
Рк
1
Следовательно, интеграл J vdP можно привести к виду:
2
А—1А—А
Л к - Р. к ) =
21
У равнение -—- = -^- ~f- J* vdP можно написать следующим образом:
2
^+-^1Р^^+-^1Р^
^+-^1Р^
^+-^1Р^
Так как скорость wt обычно мала по сравнению со скоростью w2 и вообще значение кинетической энергии в общем балансе энергии невелико, можно принять в уравнении (V, 32) 2^ = 0. Соответственно
w2w2(V. 33)(V. 33)
w2
w2
(V. 33)
(V. 33)
Перейдем от скорости к объемному количеству газа, выраженному в нормальных кубических метрах, т. е. приведенному к t = 20° С и давлению 760 мм рт. ст. Обозначим через q количество газа в нм3, проходящего через щтуцер в 1 сек., через / — площадь штуцера в мй, через уг и у2 — удельный вес газа в кГ)м3 соответственно в первом и втором сечениях.
При давлении Р2
@раб = W^f.
В свою очередь
q = w2/ -2- = wj -^-,
4ун
где ун—.удельный объем в нормальных условиях в зР/ка;
ун — удельный вес газа в нормальных условиях в кГ/м3.
Обозначая ун через относительный удельный вес (по воздуху) и учитывая, что ун. в = 1,205 кГ]м3, имеем:
Выразим у2 через уг Из условия адиабатичности процесса получим:
илиилиСледовательно,Следовательно,11, п \ к/ п \ кW2fyi\-p^)W^\P?I1,205 уz^x х 1,205 у11, п \ к/ п \ кW2fyi\-p^)W^\P?I1,205 уz^x х 1,205 у(V,34)(V,34)
или
или
Следовательно,
Следовательно,
11
, п \ к/ п \ к
W2fyi\-p^)W^\P?I
1,205 уz^x х 1,205 у
11
, п \ к/ п \ к
W2fyi\-p^)W^\P?I
1,205 уz^x х 1,205 у
(V,34)
(V,34)
Использовав уравнение (V, 33), получим:
q =q =2gk Ру к—1 Vy2gk Ру к—1 Vy(V, 35)(V, 35)
q =
q =
2gk Ру к—1 Vy
2gk Ру к—1 Vy
(V, 35)
(V, 35)
Учитывая, что уравнение (V, 35) выведено для условий движения RTy гр
идеального газа, заменим величину у. через —„—. 1 ак как газовые по- - хГу
стоянные обратно пропорциональны удельным весам, то
-R^=— ИЛИ ^ГДВ Ту.-R^=— ИЛИ ^ГДВ Ту.RbVb = 29,277Г 7RbVb = 29,277Г 7
-R^=— ИЛИ ^ГДВ Ту.
-R^=— ИЛИ ^ГДВ Ту.
RbVb = 29,277Г 7
RbVb = 29,277Г 7
где 29,27 — газовая постоянная 1 кг воздуха.
Следовательно,Следовательно,_/ 1/ 2gk Р^уq— 1,205 у Г к— 1 29,2774_/ 1/ 2gk Р^уq— 1,205 у Г к— 1 29,2774через коэффициент А, получим:через коэффициент А, получим:(V, 36)(V, 36)
Следовательно,
Следовательно,
_/ 1/ 2gk Р^у
q— 1,205 у Г к— 1 29,2774
_/ 1/ 2gk Р^у
q— 1,205 у Г к— 1 29,2774
через коэффициент А, получим:
через коэффициент А, получим:
(V, 36)
(V, 36)
29,27 TiУ?!
Подставляя полученное значение vx в уравнение (V, 35), приводим уравнение к виду:
(Р2У / р2 \ к
\pJ \pJ
При пользовании формулой (V, 36) для определения действительного расхода реального газа в формулу должны быть введены поправки: на трение 99; на сжатие струи ip; на отклонение от законов для идеальных газов е, В свою очередь
6 = е^£2£3, где £х — поправка на неидеальность адиабатической работы;
£2 — поправка на неидеальность адиабатического процесса при переходе от значения у2 к значению ух по формуле (V, 34);
£3 — поправка на отклонение от законов для идеальных газов при замене у, значением ^2..
Так как для реальных газов Pv = zRT, то очевидно, что
1
кУч
: где zx — коэффициент отклонения от законов для идеальных газов при давлении Рх и температуре Т.
! Обозначив (pipe = pi или q)ipexe2 = /(х, приводим формулу (V, 36) к виду:
*1/ (А1)6 _ (А) 6
•5 = 0,1534^1 V —■(V, 37)
-Поправку рсх определяют обычно при тарировании штуцеров или диафрагм,
если ими предполагают пользоваться как измерительными приборами.
; При к = 1,3 (что соответствует физическим свойствам природных^ горючих газов), заменив / на -^—и приняв с/ в еж, а ^ в кГ!см\ получим для суточ- v ного количества газа
Г СбГ77
;(?сут = 95900 ^PXV(V,38)
Фиг. 73. Зависимость дебита от перепада давлений.Фиг. 73. Зависимость дебита от перепада давлений.2'к+12'к+1^ + 1ур2+п\ к ) \ Pt)^ + 1ур2+п\ к ) \ Pt)
Фиг. 73. Зависимость дебита от перепада давлений.
Фиг. 73. Зависимость дебита от перепада давлений.
2'к+1
2'к+1
^ + 1ур2+п
\ к ) \ Pt)
^ + 1ур2+п
\ к ) \ Pt)
Добыча гава
^
Если для какого-либо значения Pt построим по формуле (V, 38) кривую ^ 1, то найдем, что эта кривая имеет максимум (фиг. 73).
i
Следовательно, если итти по кривой справа налево от значения -^ = 1 до зна- '
Р1
чения -^ = 0, то получим явно неверный вывод: сперва расход Q по мере i падения давления за штуцером, т. е. по мере уменьшения противодавления, i будет расти, а затем падать. Более того, при истечении в среду, находящуюся ■
под вакуумом, если следовать уравнению (V, 38), получаемый расход газа вообще равен нулю.
Следовательно, формула (V, 38) неприменима для любого случая истечения газа. Очевидно, что максимуму расхода соответствует максимум выражения
Дифференцируя это выражение по ^ и приравняв производную нулю, получим:
откуда критическое отношение давлений ^- будет равно:
к _
Ш = G£i) •(V-39)
' 1 ' кр 4 А ■ х/
Как видим, критическое отношение давлений зависит от коэффициента к /Ср \
(т. е. от отношения ^-J и, следовательно, от природы газа. Для горючих природных газов к с достаточной степенью точности может быть принято равным 1,3.
В этом случае из формулы (V, 39) имеем:
(-£-) =0,55
Ll1 'кр или точнее
(Mr046-
р
Истечение при условии -^- = 0,55 называется истечением при критиче
ских условиях.
Из основ газовой динамики известно, что скорость распространения звука в газе выражается следующей формулой:
(V, 40)(V, 40)а = VgkRT,
(V, 40)
(V, 40)
где а — скорость звука в текущем газе в м!сек\ g—ускорение силы тяжести в ж/сек2;
Т — температура газа в °К;
R— газовая постоянная в кГм]кг 1°.
Из
Но иуцер
Газовая постоянная
Ср
Ср — теплоемкость при постоянном давлении; :? Cv—теплоемкость при постоянном объеме.
f Вернемся к уравнению (V, 29). Как известно, энтальпия г = СрГ. Так
Ср Су kR к—1
Т.
Считая,
kR
а Ср— Су = R, можно написать Ср == ^ту • Следовательно,
Подставив это значение kRTi . «+
в уравнение (V, 29), получим:
kRT2
к—1 ~ 2gк—1
“2g 1
(V, 41)
что wt = 0, решая это уравнение относительно w2, имеем:
w2 =
(Л-^) >
(V, 42)
температура газа на входе в штуцер;
Г2 — температура газа на выходе из штуцера.
Если примем w2 = а, т. е. равно скорости звука, то из равенств (V, 40)
(V, 42) получим:
ккШ\ = -^ (Г, -т^.
ткуда
путем преобразований находим:
Р2 _ 2
Тг/с + 1 ’
2
/с + 1
(V,43)
для адиабатического процесса (мы принимаем течение газа через как адиабатический процесс)
h—1
/ р . к
пр т I 1
1 2 — 1 1\~рГ1
(V, 44)
равенств (V, 43) и (V, 44) имеем:
к
/91
2
(V, 45)
Формула (V, 45) совпадает с формулой (V, 39). Но формула (V, 45) вы- дена для условий, когда скорость газа в выходном сечении достигает скорости звука. Следовательно, давление Р2> соответствующее критическому Р8
отношению -р=-, отвечает тому случаю, когда скорость газа в штуцере дости- гает скорости звука. По достижении этой скорости пользование формулой (V, 37) становится невозможным.
Температуры ^ и Т8 в уравнении (V, 41) не являются температурами, которые замеряются термометром. Если опустить термометр в газовый поток,
то скорость газа непосредственно у корпуса термометра будет равна нулю,, так как газ, набегая на термометр, встречает лобовое сопротивление. Поток имеет скорость го. Следовательно, формулу (V, 41) можно написать следующим
образом:
(V, 46)(V, 46)kRT0 __ kRT w2к—1 к—1 + 2g 1
(V, 46)
(V, 46)
где Т Q — температура, зарегистрированная термометром, называемая температурой торможения (существующая в неподвижном газе);
Т — действительная температура потока, называемая термодинамической температурой (эта температура входит в уравнение состояния газа при его движении).
Решая уравнение (V, 46) относительно 70, имеем:
W2
■г,к — 1 w2Величина —; к 2gR■г,к — 1 w2Величина —; к 2gR2gR •
■г,к — 1 w2
Величина —; к 2gR
■г,к — 1 w2
Величина —; к 2gR
называется динамической температурой газа и
является разницей между температурой торможения и действительной температурой движущегося газа. Динамическая температура зависит от скорости и физических свойств газа.
При выводе (V, 43) мы приняли, что скорость wx = 0. Следовательно,, в данном случае можно сделать вывод, что температура торможения газа равна Тъ т. е. Тх = Т0. Отсюда видно, что при истечении газа с критической скоростью между температурой торможения и термодинамической температурой существует следующая зависимость [см. формулу (V, 43)]:
(V, 47).
Для природного горючего газа при к = 1,3 Т = 0,87 Тй, т. е. термодинамическая температура при критическом истечении равна 87% от температуры торможения.
Если в формулу (V, 40) вместо Т подставить Т01 то
(V, 48)
Определим критическую скорость для природного нефтяного газа, приняв R = 52,8 кГм[кг 1°, Т^ = 288° К (температура, замеренная термометром), к = 1,3:
wKp = ]/ -^-gkRT = V 0,87 х 9,81x52,8 х 1,3 х 288 = 410 м^сек.
Количество газа, проходящего через штуцер при достижении критической скорости, определяется следующим образом.
По формуле (V, 39) критическое давление в выходном сечении штуцера
Подставляя значение Рнр вместо величины Рг в формулу (V, 38) и приняв к = 1,3, имеем для случая критического истечения' газа через штуцер
(V, 49)(V, 49),_ 21800 ^Р), сРт
(V, 49)
(V, 49)
сут- ум = Vyr^; *
Из выражения (V, 49) видно, что после достижения в выходном сечении штуцера скорости, равной скорости звука в газе, дальнейший расход газа не зависит от давления в низкой части системы, а зависит только от давления на высокой стороне. С увеличением давления Р^ т. е. давления перед штуцером, количество проходящего газа увеличивается независимо от снижения давления после штуцера. В то же время давление непосредственно в выходном сечении штуцера неизменно будет равно критическому, определяемому до формуле (V, 30). Физический смысл этого явления заключается в том, что после достижения условий критического истечения никакие сигналы не могут быть передаваемы против потока газа и поэтому уменьшение противодавления после отверстия (в данном случае в линии после штуцера) не будет влиять на
количество газа, проходящего через шту
цер. Так как давление в выходном сечении штуцера будет равно критическому, т. е.
к
/ 2\h-1
Р — Р (\
абФиг. 74. Истечение газа из отвер-стия продувочного патрубка.а — истечение газа из трубы при докри- тической скорости; б — истечение газа ивабФиг. 74. Истечение газа из отвер-стия продувочного патрубка.а — истечение газа из трубы при докри- тической скорости; б — истечение газа ива давление на низкой стороне системы непосредственно за штуцером может меняться в сторону уменьшения, то, следовательно, давление в точке выхода из штуцера претерпевает в этом случае внезапный скачок.
аб
Фиг. 74. Истечение газа из отвер-стия продувочного патрубка.
а — истечение газа из трубы при докри- тической скорости; б — истечение газа ив
аб
Фиг. 74. Истечение газа из отвер-стия продувочного патрубка.
а — истечение газа из трубы при докри- тической скорости; б — истечение газа ив
Подобное явление перехода от докри- тических условий истечения к критическим наблюдается при продувке многодебитных скважин в атмосферу, когда при малом
открытии задвижки газ ВЫХОДИТ В виде трубы при критической скорости, цилиндрического столба из выходного от
верстия продувочного патрубка (фиг. 74, а\ Давление в выходном отверстии патрубка в этом случае равно давлению окружающей среды, т. е. атмосфер
ному. По мере открытия задвижки расход газа увеличивается и вокруг выходного отверстия патрубка образуется так называемое «яблоко» (фиг. 74, б)г
которое есть не что иное, как результат внезапного расхождения отдельных струй потока при выходе в атмосферу из отверстия продувочного патрубка, в котором устанавливается давление выше атмосферного.
Необходимо отметить, что если течение в трубе и истечение через какой- либо насадок цилиндрической формы достигает скорости звука, то это и есть возможный максимум скорости. Сверхзвуковая скорость может быть достигнута при применении специальных устройств, в частности при направлении струи газа при ее истечении через особые насадки — сопла.
В итоге приведенных расчетов имеем две формулы: для критического истечения газа через штуцер — формулу (V, 49) и для некритического истечения — формулу (V, 38).
Путем некоторых упрощений формулу для некритического истечения можно приближенно изобразить в следующем виде:
9 = 7>?Р^~Р^-9 = 7>?Р^~Р^-(V, 50)(V, 50)
9 = 7>?Р^~Р^-
9 = 7>?Р^~Р^-
(V, 50)
(V, 50)
Численное значение коэффициента с2 в формуле (V, 50) равно половине коэффициента с в формуле (V, 49), т. е. с2 — 0,5 с (при одинаковых диаметрах штуцера и одинаковых коэффициентах расхода р для обоих случаев).Анализ этих формул дает возможность уяснить качественно различную систему регулирования работы скважин совместно с газосборной сетью для критического и некритического протекания газа в штуцере.Если при эксплуатации заданной системы происходит критическое истечение через штуцеры, то изменение дебита одной скважины не может влиять на дебит другой скважины, определяемый согласно выражению (V, 49) только величиной Рг (в данном случае противодавлением на устье скважины) и не зависящий от изменения давления в газосборных сетях вследствие уменьшения подачи газа по системе. При некритическом истечении газа условия будутЧисленное значение коэффициента с2 в формуле (V, 50) равно половине коэффициента с в формуле (V, 49), т. е. с2 — 0,5 с (при одинаковых диаметрах штуцера и одинаковых коэффициентах расхода р для обоих случаев).Анализ этих формул дает возможность уяснить качественно различную систему регулирования работы скважин совместно с газосборной сетью для критического и некритического протекания газа в штуцере.Если при эксплуатации заданной системы происходит критическое истечение через штуцеры, то изменение дебита одной скважины не может влиять на дебит другой скважины, определяемый согласно выражению (V, 49) только величиной Рг (в данном случае противодавлением на устье скважины) и не зависящий от изменения давления в газосборных сетях вследствие уменьшения подачи газа по системе. При некритическом истечении газа условия будутФиг. 75.Фиг. 75.иными. Изменение общей подачи газа по системе приведет к изменению дебита отдельных скважин вследствие изменения давления в сети Р^ и немедленного изменения давления Рх.Следует иметь в виду, что подобные условия справедливы только для случая, когда штуцеры являются хорошо выполненными насадками с формой канала, соответствующей форме струи газа. В обычных условиях, когдаиными. Изменение общей подачи газа по системе приведет к изменению дебита отдельных скважин вследствие изменения давления в сети Р^ и немедленного изменения давления Рх.Следует иметь в виду, что подобные условия справедливы только для случая, когда штуцеры являются хорошо выполненными насадками с формой канала, соответствующей форме струи газа. В обычных условиях, когда222222\a*sza\a*sza-300мм-/50мм--300мм-/50мм-^^2^^^2^Диаметр каналаДиаметр каналаНерегулируемые штуцеры.Нерегулируемые штуцеры.рабочая поверхность штуцера представляет собой цилиндрическое отверстие или канал, даже при критических условиях может происходить некоторое изменение в режиме скважины. Это является следствием того, что изменениерабочая поверхность штуцера представляет собой цилиндрическое отверстие или канал, даже при критических условиях может происходить некоторое изменение в режиме скважины. Это является следствием того, что изменение
Численное значение коэффициента с2 в формуле (V, 50) равно половине коэффициента с в формуле (V, 49), т. е. с2 — 0,5 с (при одинаковых диаметрах штуцера и одинаковых коэффициентах расхода р для обоих случаев).
Анализ этих формул дает возможность уяснить качественно различную систему регулирования работы скважин совместно с газосборной сетью для критического и некритического протекания газа в штуцере.
Если при эксплуатации заданной системы происходит критическое истечение через штуцеры, то изменение дебита одной скважины не может влиять на дебит другой скважины, определяемый согласно выражению (V, 49) только величиной Рг (в данном случае противодавлением на устье скважины) и не зависящий от изменения давления в газосборных сетях вследствие уменьшения подачи газа по системе. При некритическом истечении газа условия будут
Численное значение коэффициента с2 в формуле (V, 50) равно половине коэффициента с в формуле (V, 49), т. е. с2 — 0,5 с (при одинаковых диаметрах штуцера и одинаковых коэффициентах расхода р для обоих случаев).
Анализ этих формул дает возможность уяснить качественно различную систему регулирования работы скважин совместно с газосборной сетью для критического и некритического протекания газа в штуцере.
Если при эксплуатации заданной системы происходит критическое истечение через штуцеры, то изменение дебита одной скважины не может влиять на дебит другой скважины, определяемый согласно выражению (V, 49) только величиной Рг (в данном случае противодавлением на устье скважины) и не зависящий от изменения давления в газосборных сетях вследствие уменьшения подачи газа по системе. При некритическом истечении газа условия будут
Фиг. 75.
Фиг. 75.
иными. Изменение общей подачи газа по системе приведет к изменению дебита отдельных скважин вследствие изменения давления в сети Р^ и немедленного изменения давления Рх.
Следует иметь в виду, что подобные условия справедливы только для случая, когда штуцеры являются хорошо выполненными насадками с формой канала, соответствующей форме струи газа. В обычных условиях, когда
иными. Изменение общей подачи газа по системе приведет к изменению дебита отдельных скважин вследствие изменения давления в сети Р^ и немедленного изменения давления Рх.
Следует иметь в виду, что подобные условия справедливы только для случая, когда штуцеры являются хорошо выполненными насадками с формой канала, соответствующей форме струи газа. В обычных условиях, когда
222
222
\a*sza
\a*sza
-300мм
-/50мм-
-300мм
-/50мм-
^^2^
^^2^
Диаметр канала
Диаметр канала
Нерегулируемые штуцеры.
Нерегулируемые штуцеры.
рабочая поверхность штуцера представляет собой цилиндрическое отверстие или канал, даже при критических условиях может происходить некоторое изменение в режиме скважины. Это является следствием того, что изменение
рабочая поверхность штуцера представляет собой цилиндрическое отверстие или канал, даже при критических условиях может происходить некоторое изменение в режиме скважины. Это является следствием того, что изменение
а — штуцер типа диафрагмы; б — штуцер с длинйым кана- давления В Сети приводит лом"к изменению коэффициента
сжатия струи.
Особенно часто это можно наблюдать, когда перепад давлений близок к критическому (например, если (~^")кр = 0,55, а фактическое отношение А = 0,45 4-0,50).
Для регулирования режима работы газовых скважин наибольшее применение нашли штуцеры, устанавливаемые обычно либо непосредственно на елке скважины, либо вблизи от нее. На некоторых наших южных место
рождениях устанавливают штуцеры непосредственно на выходе с промысла. В этом случае на промысле (или на участке) имеется объединенный пункт регулирования и сепарации газа по отдельным скважинам.
Применяемые на газовых скважинах штуцеры делятся на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемыми штуцерами называются штуцеры постоянного диаметра. Последние можно разбить на несколько категорий как по форме, так и по принципу замены.
На фиг. 75 показаны конструкции нерегулируемых штуцеров простейшего типа. На фиг. 76 изображен быстросменный нерегулируемый штуцер.
Диапазон диаметров отверстий штуцеров очень значителен: от 1—2 до 40 мм и более в зависимости от характеристики скважины и требуемых условий работы.
На фиг. 77 приведена конструкция регулируемого штуцера. Проходное отверстие этого штуцера представляет собой не круглую дыру, а кольцевую
щель, площадь которой изменяется в зависимости от положения конического наконечника. При вращении штурвала в зависимости от положения наконечника увеличивается или уменьшается размер щели для прохода газа. Площадь проходного отверстия может изменяться от нуля до площади, равновеликой круглому отверстию диаметром 38 мм (VI^Y Указатель, передвигающийся вдоль шкалы, дает возможность определить, какому диаметру круглого отверстия соответствует то или иное положение наконечника. Так как наконечник штуцера конический, то площадь для прохода газа, увеличивающаяся при подъеме штока на один оборот, будет различной.
Фиг. 76. Быстросменный нерегулируемый штуцер.
I — ниппель; 2 — стяжная гайка; 3 — корпус; 4 — штуцерная втулка.
Имеется конструкция такого же штуцера, но с насадкой не конического, а параболического вида. В этом штуцере каждый оборот штурвала прибавляет или убавляет площадь для прохода газа на одну и ту же величину.
Регулируемые штуцеры весьма удобны там", где по условиям эксплуатации требуется частое регулирование работы скважины (например, в связи с неравномерностью потребления газа в течение суток). Из нерегулируемых штуцеров рекомендуется применять быстросменные штуцеры. Если в газе имеется
Фиг. 77. Регулируемый штуцер с конической насадкой.1 — втулка; 2 — коническая насадка; 3 — указатель открытия.Фиг. 77. Регулируемый штуцер с конической насадкой.1 — втулка; 2 — коническая насадка; 3 — указатель открытия.
Фиг. 77. Регулируемый штуцер с конической насадкой.
1 — втулка; 2 — коническая насадка; 3 — указатель открытия.
Фиг. 77. Регулируемый штуцер с конической насадкой.
1 — втулка; 2 — коническая насадка; 3 — указатель открытия.
мелкая пыль, разъедающая металл, то штуцеры с длинным каналом (фиг. 75, б) будут лучше диафрагм (фиг. 75, а), т. е. штуцеров дискового типа, однако последние легче предохранить от обмерзания. В отношении обмерзания хуже всех штуцеры, имеющие вместо круглой дыры узкую щель (фиг. 77).
Забойные штуцеры, устанавливаемые на забое с целью регулирования работы скважины, получив некоторое распространение при эксплуатации нефтяных скважин, не нашли применения на газовых скважинах.
Для регулирования работы газовых скважин иногда применяют вместо ручных регуляторов (штуцеров) автоматические регуляторы, поддерживающие постоянное давление «до себя», т. е. на головке скважины. Один из простейших автоматических регуляторов показан на фиг. 78.
Регуляторы давления используются в отдельных случаях, когда скважина находится в тяжелых осложненных условиях эксплуатации и режим ее работы должен быть строго регламентирован.
Регуляторы давления различных типов нашли широкое применение для контроля и регулирования режима эксплуатации газосборных сетей и магистральных газопроводов.
ЗАМЕР ДЕБИТА ГАЗОВЫХСКВАЖИН И УЧЕТ ДОБЫВАЕМОГО
ГАЗА
В зависимости от дебита скважины и давления применяются различные способы определения количества газа, поступающего из газовых скважин.
Анемометр
Для определения количества газа, поступающего из скважины при спокойном истечении его в атмосферу (непосредственно из устья скважины или через открытый конец трубы) со скоростью не более 15 м/сек, применяется анемометр (фиг. 79). Основной де
талью анемометра является ветряное колесо, соединенное передачей с набором шестерен, на оси которых укреплены стрелки, указывающие скорость потока. Анемометр помещается непосредственно в выходном сечении трубы. Струя выходящего газа приводит во вращение ветряное колесо; течение газа происходит при атмосферном давлении.
Предел измерения количества газа анемометром зависит от диаметра трубы, через которую происходит истечение газа. Так, при трубе диаметром 100 мм (4") суточное количество газа, которое можно замерить анемометром при атмосферном давлении, составит:
15 х 86400 х„ ю 000 м\
Так как замер посредством анемометра является приближенным, то поправочные коэффициенты для приведения объемного количества газа к нормальным условиям обычно не вводятся. Однако с целью некоторого уточнения может быть
введена необходимая поправка, если известны температура газа и барометрическое давление.
Существуют также конструкции анемометров для замера количества газа не при истечении в атмосферу, а при течении в трубе при давлении,, близком к атмосферному. Поправка в этом случае будет равна:
293 Р
Т 760’ где Т— абсолютная температура газа в трубопроводе;
Р— абсолютное давление в точке, где помещен анемометр.
Шайбный измеритель
При незначительных дебитах и давлениях в трубе, через которую про
исходит истечение газа, большее применение по сравнению с анемометром получил шайбный измеритель.
Применяемые на промыслах шайбные измерители (фиг. 80) состоят из металлического патрубка 1 диаметром 50 мм и длиной 125 мм, набора шайб 2 диаметром 3—32 мм, гайки 3, при помощи которой шайба прижимается
к патрубку, резинового шланга 4 и стеклянного U-образного жидкостного манометра 5. .
Шайбным измерителем можно замерять суточное количество газа, не превышающее 10 000 м3, при давлении газа у выхода из трубы не более 500 мм вод. ст.
Сущность замера количества газа шайбным измерителем заключается в следующем.
К трубопроводу, из которого происходит истечение газа, присоединяется патрубок шайбного измерителя с замерной шайбой. При давлении в трубе непосредственно перед выходом газа, измеряемом в незначительных долях атмосферы, сжи
маемостью газа можно пренебречь и считать, что удельный объем газа по обе стороны шайбы (в трубе и снаружи) одинаков и равен v, т. е. истечение
газа аналогично истечению жидкости.
В этом случае при прохождении 1 кг газа через отверстие шайбы затрачивается работа
(Л — ^2) ^’
где Рг — абсолютное давление до замерной шайбы;
Р2— абсолютное давление после замерной шайбы, т. е. атмосферное давление.
Если скоростью газа в трубе пренебречь, то работа (Рг — P2^ v может быть выражена как приращение удельной кинетической энергии следующим образом:-
(^1 — ^2)у = или w = V^g^ — P^v, .
где w — скорость газа при истечении через замерную шайбу в м/сек.
Но разность давлений (Рг—Р^, имеющая размерность кГ/м3, может быть выражена в мм вод. ст. как манометрическое давление, определяемое в U-образном манометре, подключенном непосредственно перед замерной шайбой.
Если в U-образный манометр залита вода, то
Рг-Рй = Н,
где Н — высота столба жидкости в мм, указывающая избыточное (манометрическое) давление перед шайбой.
Если в манометр залита другая жидкость, то
.PX-P^'H,
где у'—относительный удельный вес жидкости по воде.
Приняв у = -—•, где уг — удельный вес газа в кГ^м?, имеем: Уг
w=JW
^г
удельныйудельныйТак как уг = уув, где ув — удельный вес воздуха, а у — относительный
удельный
удельный
вес газа по воздуху, то
/
2^/Я
——
УУв
Если (293° К),Если (293° К),считать, что температура газа при его истечении равна 20° Ссчитать, что температура газа при его истечении равна 20° Са давление 760 мм рт. ст., то, поскольку для этиха давление 760 мм рт. ст., то, поскольку для этихув = 1,205 кГ]м?, можно написать:ув = 1,205 кГ]м?, можно написать:условийусловий
Если (293° К),
Если (293° К),
считать, что температура газа при его истечении равна 20° С
считать, что температура газа при его истечении равна 20° С
а давление 760 мм рт. ст., то, поскольку для этих
а давление 760 мм рт. ст., то, поскольку для этих
ув = 1,205 кГ]м?, можно написать:
ув = 1,205 кГ]м?, можно написать:
условий
условий
1Г ^*gy'H/ 2§ЯВОдW =— или W = 1/,V 1,205 уу 1,205 у ’где Нвод — высота водяного столба в мм.Объемное количество газа QT в м\ проходящего через шайбу определится по формуле1Г ^*gy'H/ 2§ЯВОдW =— или W = 1/,V 1,205 уу 1,205 у ’где Нвод — высота водяного столба в мм.Объемное количество газа QT в м\ проходящего через шайбу определится по формулев сутки,в сутки,где d — диаметр отверстияСледовательно,где d — диаметр отверстияСледовательно,Ст =^1-Х 86400, шайбы в мм.Ст =^1-Х 86400, шайбы в мм.44/2Х9,81ЯВОПЛп. л X 864001,205 у/2Х9,81ЯВОПЛп. л X 864001,205 умлимлиQT = 0,2737 d2 у ~~.Если в U-образный манометр залита ртуть, то при у' = 13,6QT = 0,2737 d2 у ~~.Если в U-образный манометр залита ртуть, то при у' = 13,6(V, 51)(V, 51)
1Г ^*gy'H/ 2§ЯВОд
W =— или W = 1/,
V 1,205 уу 1,205 у ’
где Нвод — высота водяного столба в мм.
Объемное количество газа QT в м\ проходящего через шайбу определится по формуле
1Г ^*gy'H/ 2§ЯВОд
W =— или W = 1/,
V 1,205 уу 1,205 у ’
где Нвод — высота водяного столба в мм.
Объемное количество газа QT в м\ проходящего через шайбу определится по формуле
в сутки,
в сутки,
где d — диаметр отверстияСледовательно,
где d — диаметр отверстияСледовательно,
Ст =^1-Х 86400, шайбы в мм.
Ст =^1-Х 86400, шайбы в мм.
4
4
/2Х9,81ЯВОП
Лп. л X 86400
1,205 у
/2Х9,81ЯВОП
Лп. л X 86400
1,205 у
мли
мли
QT = 0,2737 d2 у ~~.
Если в U-образный манометр залита ртуть, то при у' = 13,6
QT = 0,2737 d2 у ~~.
Если в U-образный манометр залита ртуть, то при у' = 13,6
(V, 51)
(V, 51)
= 0,2737/13,6= 0,2737/13,6■^ртУ■^ртУ(V, 52)(V, 52)
= 0,2737/13,6
= 0,2737/13,6
■^рт
У
■^рт
У
(V, 52)
(V, 52)
где Нрт — высота ртутного столба в мм.
В этих формулах дано теоретическое значение QT без учета сжатия струи и потерь на трение. В действительности количество газа в м3}сушки, проходящего через шайбу при 20° С и 760 мм рт. ст., будет:
Q = i^Qin
где у, — коэффициент расхода, принятый для шайбного измерителя равным 0,63.
Формула для определения дебита газа при помощи шайбного измерителя в окончательном виде будет такой:
ВОДУВОДУ(V, 53)(V, 53)^водУ
ВОД
У
ВОД
У
(V, 53)
(V, 53)
илиилиQ = 1,010x0,63 d2Q = 1,010x0,63 d2= 0,635= 0,635(V, 54)(V, 54)
или
или
Q = 1,010x0,63 d2
Q = 1,010x0,63 d2
= 0,635
= 0,635
(V, 54)
(V, 54)
Если фактическая температура газа равна не 20° С, то, для того чтобы ^получить расход газа, приведенный к стандартным условиям, т. е. к t = 20° С и Р = 760 мм рт. ст., надо полученное по формулам (V, 53) и (V, 54) значение Q умножить на температурную поправку, равную |/ ^-. Поправки на ^давление и температуру приведены в табл. 27 и 28.
Таблица 27
—,л/293
Температурная поправка у —— для определения количества газа в мл) сутки,приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст., если фактическая температура газане равна 20° С
(71 = 273° + /, где Т—абсолютная температура газа; t—температура газа в °C)
t, °C
Поправка
Ц °C
Поправка
t, °C
Поправка
t, °C
Поправка
0
1,0360
И
1,0157
21
0,9983
32
0,9801
1
1,0340
12
1,0139
22
0,9966
33
0,9785
2
1,0322
13
1,0122
23
0,9949
34
0,9769
3
1,0303
14
1,0104
24
0,9932
35
0,9753
4
1,0285
15
1,0086
25 .
0,9916
36
0,9733
5
1,0266
16
1,0069
26
0,9899
37
0,9722
6
1,0248
17
1,0051
27
0,9883
38
0,9706
7
1,0229
18
1,0034
28
0,9866
39
0,9690
8
1,0211
19
1,0017
29
0,9850
40
0,9675
9
1,0193
20
1,0000
30
0,9834
10
1,0175
31
0,9817
Таблица 28'
Поправка на абсолютное давление р^^^у для определения количества газа в м^сутки, приведенного к 20° С и 760 л^лГрт."ст7~
(Р— абсолютное давление в трубопроводе в мм рт. ст.)
Р, мм рт. ст.
Поправка
Р, мм рт. ст.
Поправка
Р, мм рт. ст.
Поправка
600
. 0,8885
755
0,9967
820
1,0387
610
0,8959
756
0,9974
830
1,0450
620
0,9032
757
0,9980
840
1,0513
630
0,9110
758
0,9987
850
1,0576
640
0,9177
759
0,9993
860
1,0636
650
0,9248
760
1,0000
870
1,0699
660
0,9319
761
1,0006
880
1,0760
670
0,9389
762
1,0013
890
■ 1,0822
680
0,9459
763
1,0020
900
1,0882
690
0,9528
764
1,0026
910
1,0942
700
0,9597
765
1,0033
920
1'1002
710
0,9665
766
1,0039
930
1,1062
720
0,9732
767
1,0046
940
1,1121
730
0,9800
768
1,0052
950
1'1180
740
0,9867
769
1,0059
960
1'1239
750
0,9934
770
1,0066
970
1,1297
751
0,9940
780
1,0130
980
1'1356
752
0,9947
,790
1,0195
990
1,1413
753
0,9954
800
1,0259
1000
1,1479 '
754
0,9960
810
1,0324
Пневмометрическая трубка
В газодобывающей промышленности различают два способа замера количества газа при помощи пневмометрической трубки: при течении газа в трубах и при истечении газа в атмосферу (из открытого конца трубы).
При первом способе расчет ведут по формулам
Q = 0,2737D=l/'^-"/A-yrM,(V, 55)
9 = 1,010№|/^У^}/^.,(V,56)
где Q — количество газа при 20° С и 760 мм рт. ст. в нм?/сутки",
D — диаметр трубопровода в ж;
Р и Т — соответственно давление и температура газа в условиях замера.
В газодобывающей промышленности описанным способом замера пользуются, когда скорость потока незначительна. В этом случае нет необходимости вводить поправку на сжимаемость, которая при больших скоростях достигает значительной величины (при скоростях, близких к скорости звука, поправочный коэффициент, вводимый в приведенные выше формулы, равен
Фиг. 81. Пневмометрическая трубка.Фиг. 81. Пневмометрическая трубка.Фиг. 82. Замер пневмометрической трубкой при течении газа по трубопроводу.Фиг. 82. Замер пневмометрической трубкой при течении газа по трубопроводу./ — внутренняя трубка; 2 — наружная трубка; 3 — боковое отверстие в наружной трубке./ — внутренняя трубка; 2 — наружная трубка; 3 — боковое отверстие в наружной трубке.примерно 0,9). Кроме того, на газовых промыслах этот способ применяют обычно при малых давлениях в трубопроводе (в долях атмосферы). Вообще говоря, указанный способ может быть применен при значительных давлениях и скоростях при условии введения необходимых поправок. Этот способ весьма точен.
Фиг. 81. Пневмометрическая трубка.
Фиг. 81. Пневмометрическая трубка.
Фиг. 82. Замер пневмометрической трубкой при течении газа по трубопроводу.
Фиг. 82. Замер пневмометрической трубкой при течении газа по трубопроводу.
/ — внутренняя трубка; 2 — наружная трубка; 3 — боковое отверстие в наружной трубке.
/ — внутренняя трубка; 2 — наружная трубка; 3 — боковое отверстие в наружной трубке.
Пневмометрическая трубка показана на фиг. 81. На фиг. 82 изображена схема монтажа трубки при измерении. Ввиду неравномерности распределения скоростей газа по сечению трубопровода пневмометрическая трубка должна устанавливаться на расстоянии х/ 3 диаметра от стенки трубы, так как именно
в этой точке скорость движения газа может быть принята средней для всего сечения трубопровода.
Второй способ замера пневмометрической трубкой применяется в том случае, когда определение количества газа производится при его истечении из отверстия (например, из устья скважины) в атмосферу. Для расчетов по этому способу пользование трубкой, изображенной на фиг. 81, необязательно и она может быть заменена более простой трубкой, не имеющей приспособлений для определения статического давления. При первом способе скорость определяется по разности полного и статического давлений, равной динамическому давлению (скоростной напор).
В отличие от первого способа замера, которым пользуются в газодобывающей промышленности при малой скорости течения газа, второй способ применяется для измерения количества газа при следующем диапазоне скоростей: от самой незначительной скорости до скорости, равной скорости звука.
При этом надо различать два возможных варианта замера, расчеты для которых должны проводиться по разным формулам. Первый вариант осуществляется при дозвуковой скорости в выходном сечении, а второй—при звуковой скорости.
При расчете по первому варианту полностью применимы формулы (V, 55), {V, 56). Так как в данном случае статическое давление равно атмосферному, то, очевидно, специального устройства для замера этого давления не требуется. Достаточно, чтобы к одному колену U-образного манометра было подведено полное давление, а второе колено было открыто в атмосферу. В отличие от первого способа замера трубка в данном случае устанавливается по центру отверстия, а неравномерность распределения скоростей учитывается коэффициентом, величина которого на основании многочисленных экспериментальных данных принимается равной 0,862. Следовательно, в этом случае количество газа в м31сутки при 20° С и 760 мм рт. ст. будет равно:
Q = 0,2737 х 0,862 D2j/-^- = 0,236 D^ ^5^(у, 57)
или
Q = 1,010 х 0,862 Р2 |/"-^ = 0,879 7)21/ -^ •(V, 58)
При другой фактической температуре газа количество газа Q в нм3 определяется введением корректирующей поправки "^-^-. Поправку на давление в этом случае вводить не требуется.
Сравнение формул для замера шайбным измерителем, пневмометрической трубкой по первому способу, а также по первому варианту второго способа показывает, что во всех трех случаях расчеты производятся по одной и той же формуле, имеющей вид:
Q = уД^а j/" -^- ,где а — постоянный коэффициент.
Разница между расчетами зависит от значения коэффициента расхода у. При замере шайбным измерителем у = 0,63, при замере пневмометрической трубкой по первому способу у = 1, при замере пневмометрической трубкой по второму способу у = 0,862.
Следует отметить, что, хотя значения ^ для первого и третьего случаев приняты на основании многочисленных экспериментальных данных, каждый 15 Заказ 1377.
измерительный прибор должен быть в индивидуальном порядке тарирован. Кроме того, при замере пневмометрической трубкой в ответственных случаях необходимо определять опытным путем среднее значение скорости, устанавливая трубку в разных точках сечения трубопровода; при скорости газа, превышающей 70 м/сек, при точных расчетах необходимо учитывать сжимаемость струи газа.
Второй вариант замера пневмометрической трубкой при истечении газа через открытый конец трубы предусматривает критическое истечение газа в выходном сечении. Давление в выходном сечении в этом случае не будет равно давлению внешней среды за отверстием (т. е. атмосферному). Давление в выходном сечении определяется по формуле [см. выражение (V, 39)].
к'
р — р (-V-1
где Рг— полный напор в трубопроводе;
Р4— статический напор в выходном сечении.
Наружное давление равно атмосферному, т. е. оно составляет 1,03 кГ/см2. к
Если к = 1,3, TO^^-^-jA 1 = 0,55. Следовательно, для создания в выходном сечении трубы условий для критического истечения необходимо, чтобы 0,55 Р1> 1,03 кГ/см2 или /)1>1,87 кГ(см2. Таким образом, если абсолютное полное давление составляет более 1,87 кГ/см2, т. е. скоростной напор, равный разности полного давления в трубопроводе и атмосферного давления, превышает 1,87 — 1,03 = 0,84 кГ/см2 (или 640 мм рт. ст.), то в выходном сечении создаются условия критического истечения. Давление в выходном сечении будет выше атмосферного, а скорость будет равна критической и при повышении давления не будет повышаться. Расход газа будет увеличиваться вследствие повышения давления, а следовательно, и плотности газа в выходном сечении трубы.
Количество газа, приведенное к 20° С и 760 мм рт. ст., в нм2/сутки определяется по формуле
Q = 12,73 D2,(V, 59)
У?
где Р — манометрическое давление, которое фиксируется манометром, присоединенным к пневмометрической трубке.
Если Р измеряется в мм рт. ст., то формула примет вид:
QQ0,017 D» (Нрт + 760)V?0,017 D» (Нрт + 760)V?(V, 60)(V, 60)
Q
Q
0,017 D» (Нрт + 760)
V?
0,017 D» (Нрт + 760)
V?
(V, 60)
(V, 60)
Формулы (V, 59) и (V, 60) являются расчетными формулами для определения количества газа Q в нм2 при втором варианте замера пневмометрической трубкой — при свободном истечении в условиях достижения критической скорости. В случае, если фактическая температура газа не равна 20° С, полученное по формулам значение Q надо умножить, как и ранее, на темпе- 1/293" ратурную поправку у .
Поправочный коэффициент на неравномерность распределения скоростей в данном случае не вводится. Поправочный коэффициент на отклонение от законов для идеальных газов также не вводится, так как этот спо-
соб замера применяется обычно при полностью открытой трубе, когда давление в ее конце и в критическом сечении не превышает нескольких атмосфер.
выходном сечениивыходном сеченииФиг. 83. Замер по способу бокового статического давления.Фиг. 83. Замер по способу бокового статического давления.На этом же принципе основан замер дебита газовых скважин по способу бокового статического давления (фиг. 83). Сущность его заключается в том, что при условии критического течения через открытый конец трубы абсолютное статическое давление в сечении, находящемся на расстоянии четырех диаметров от конца трубы, может быть равным давлению в трубы, т. е. 0,55 Рг. В этом случае количество газа, вытекающего через открытый конец трубы при Т = 293° К, определяется по формуле
выходном сечении
выходном сечении
Фиг. 83. Замер по способу бокового статического давления.
Фиг. 83. Замер по способу бокового статического давления.
Рб р +1,033 а23,157)2^- ^— [нм3],
где Ре. с — боковое статическое давление, замеренное по манометру в сечении, находящемся на расстоянии четырех диаметров от конца трубы (фиг. 83).
Выражая боковое статическое давление в мм рт. ст., получим:
Д' 4-760 О = 0,5387)2— [нм3],
VvT
й
Япт 4-760 () = 0,0317)2—PI2L— [кл(зь
при Т = 293° К.
Диафрагменный измеритель критического течения газа
Принцип, положенный в основу определения количества газа при критическом истечении, может быть применен и к условиям определения количества газа при истечении через диафрагмы.
Диафрагменный измеритель критического течения (фиг. 84) состоит из корпуса 7, в который вставляется замерная диафрагма 2 и гайки 3, которой диафрагма прижимается к корпусу. В корпусе имеется отверстие 4 для продувочной трубки, отверстие 5 для температурного кармана и отверстие 6 для замера давления. При пользовании этим прибором газ направляют в атмосферу.
По этому же принципу может быть осуществлен замер газа, протекающего по трубопроводу, штуцером, установленным для регулирования работы скважины.
Существенными особенностями диафрагменного измерителя, отличающими его от пневмометрической трубки, являются следующие.
Выходное отверстие (т. е. сама диафрагма диафрагменного измерителя) имеет очень малый диаметр по сравнению с трубой, в которой происходит движение газа, и по сравнению с корпусом прибора (см. фиг. 84). Струя при входе в диафрагму претерпевает резкое изменение. Поэтому полное давление, определяемое как сумма статического давления и скоростного напора, может быть замерено манометром, установленным в корпусе прибора непосредственно перед диафрагмой. Можно принять, что течение газа в точке подключения манометра отсутствует и манометр показывает полное избыточное (против атмосферного) давление.
В формулу для определения количества газа должны быть введены коэффициент скорости <р и коэффициент сжатия струи у, величина которых за-
висит в основном от формы отверстия, через которое происходит истечение газа.
Так как при истечении газа через диафрагменные измерители критического течения замеренное давление намного (иногда в несколько десятков раз) превышает атмосферное, в формулу должен быть введен поправочный коэффициент £ на отклонение газа от законов для идеальных газов.
Фиг. 84. Диафрагменный измеритель критического течения.
Следовательно, для замера при помощи диафрагменного измерителя критического течения может быть применена формула (V, 59), написанная в следующем виде:
, Рм 4-1,03
Q = 12,73 yd2 —— \нм3/сутки],(V, 61)
У 7
где у—поправочный коэффициент; д = сруе\
Рм—манометрическое (избыточное) давление в кГ1см2\ d — диаметр отверстия диафрагмы в мм.
Температурная поправка при Т ^ 293° К равна I/ —
Измерение количества газа по методу сужения
Наиболее широкое распространение в нефтяной и газовой промышленности получил способ измерения количества газа по методу сужения. Все автоматические круглосуточно действующие приборы (например, расходомеры, записывающие давление) работают именно по этому принципу определения расхода. Этот принцип так же, как и для шайбных измерителей, основан на определении скорости потока газа при его прохождении через узкое отверстие — диафрагму.
В отличие от описанных выше методов в данном случае измерение производится обычно при движении газа по трубопроводу и способ измерения является более точным, так как в формулу вводятся численные коэффициенты, учитывающие влияние различных факторов. Кроме того, при этом методе измерения количества газа в отличие от замера диафрагменным измерителем критического течения перепад давлений очень мал по сравнению с давлением в трубе. Поэтому даже применение формулы, выведенной для определения расхода несжимаемой жидкости, с введением необходимой поправки обеспечивает достаточно высокую по сравнению с другими способами точность замера.
Расчет количества газа по методу сужения потока в диафрагме производится по формуле
Q = 62,67 шМ1 }/,(V, 62)
где Q —количество газа, приведенное к 20° С и 760 мм рт. ст., в нм^Дутки; е — поправка на сжимаемость, определяемая по фиг. 85а;
ст.; ДР = Рх — Р2;Р — абсолютное статическое давление в мм рт. ст.;у — относительный удельный вес газа;Т — температура газа в °К;z — коэффициент сжимаемости;а — коэффициент расхода.ст.; ДР = Рх — Р2;Р — абсолютное статическое давление в мм рт. ст.;у — относительный удельный вес газа;Т — температура газа в °К;z — коэффициент сжимаемости;а — коэффициент расхода.Фиг.' 85а. Поправка на сжимаемость струи.Фиг.' 85а. Поправка на сжимаемость струи.Фиг. 856. Поправка на тепловое^рас- ширенпе.1 — сталь; 2 — никель; 3"—;медь; 4 — алюминий. "Фиг. 856. Поправка на тепловое^рас- ширенпе.1 — сталь; 2 — никель; 3"—;медь; 4 — алюминий. "
ст.; ДР = Рх — Р2;
Р — абсолютное статическое давление в мм рт. ст.;
у — относительный удельный вес газа;
Т — температура газа в °К;
z — коэффициент сжимаемости;
а — коэффициент расхода.
ст.; ДР = Рх — Р2;
Р — абсолютное статическое давление в мм рт. ст.;
у — относительный удельный вес газа;
Т — температура газа в °К;
z — коэффициент сжимаемости;
а — коэффициент расхода.
Фиг.' 85а. Поправка на сжимаемость струи.
Фиг.' 85а. Поправка на сжимаемость струи.
Фиг. 856. Поправка на тепловое^рас- ширенпе.
1 — сталь; 2 — никель; 3"—;медь; 4 — алюминий. "
Фиг. 856. Поправка на тепловое^рас- ширенпе.
1 — сталь; 2 — никель; 3"—;медь; 4 — алюминий. "
kt — поправка на тепловое расширение (или сужение) диафрагмы (фиг. 856);
d — диаметр отверстия диафрагмы в см-, ДР — перепад давлений в мм рт.
Фиг. 86. Коэффициент расхода а0.
Значение а определяется по формулеа — «уЛ^А^Я^,где а0 — коэффициент расхода диафрагмы, зависящий от отношения диаметраотверстия диафрагмы к диаметру трубопровода -р- (фиг. 86);
Ях — поправка на недостаточную определяемая в зависимостиЯх — поправка на недостаточную определяемая в зависимостиостроту входной кромки диафрагмы, от -^- (фиг. 87а);
Ях — поправка на недостаточную определяемая в зависимости
Ях — поправка на недостаточную определяемая в зависимости
Фиг. 88. Поправка на число Рейнольдса.Фиг. 88. Поправка на число Рейнольдса.рубопровода (фиг. 876);
Фиг. 88. Поправка на число Рейнольдса.
Фиг. 88. Поправка на число Рейнольдса.
Я3 — поправка (фиг. 88) на число Рейнольдса (применяется при малых значениях числа Рейнольдса).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОБОДНОГО ДЕБИТАСКВАЖИНЫ
Свободный дебит скважины Q№ в случае, если для данной скважины
допустим на некоторый период времени открытый выпуск газа в атмосферу при снижении давления на устье до атмосферного, -может быть определен непосредственным измерением по одному из описанных в предыдущем разделе способов, не требующих создания пережима струи при помощи диафрагмы или других устройств. Такими способами являются: для малодебитных скважин — замер анемометром, для среднедебитных — замер пневмометрической трубкой, для высокодебитных — замер пневмометрической трубкой, а также замер по методу бокового стати
ческого давления.
Аналитический способ определения свободного дебита заключается в сле
дующем.
На основании совместного решения уравнения притока газа к забою и уравнения движения газа по вертикальной колонне выводится уравнение движения газа по системе пласт—скважина. Так как для истечения газа в условиях свободного дебита степенная формула (V, 26) может дать значительную погрешность, то для его определения используется двучленная формула (V, 27), которая является бблее точной, чем степенная.
Следовательно, уравнение притока газа к забою будет иметь вид:
Рп2 — ^з2 = aq^- bq1.
Величина Р3 в данном случае, т. е. при определении свободного дебита, не известна, а дебит q выражается в тыс. нм3! сутки.
Уравнение движения газа по вертикальной колонне
Р32 _ ^г2^2® =Р32 _ ^г2^2® =cq2 (e2s—1)25cq2 (e2s—1)25
Р32 _ ^г2^2® =
Р32 _ ^г2^2® =
cq2 (e2s—1)
25
cq2 (e2s—1)
25
гдегде, или, илиP 2n p 2 — e2sP 2n p 2 — e2sb , c (e2s—1)b , c (e2s—1)e2se2se2s2se2s2sq1+■q1+■(V, 64)(V, 64)
где
где
, или
, или
P 2
n p 2 — e2s
P 2
n p 2 — e2s
b , c (e2s—1)
b , c (e2s—1)
e2s
e2s
e2s2s
e2s2s
q1+■
q1+■
(V, 64)
(V, 64)
0,094 Т z yXL0,03415 yL
№ — и s^"^tср* ср
Здесь zcp — средний коэффициент сжимаемости газов при движении в вертикальной колонне.
Решая совместно оба уравнения, получаем:
Рп2 — Л2е = ag + bq^ + cq^ ( ^ )(V> 63)
Уравнение (V, 64) выражает связь между пластовым давлением, дебитом скважины и давлением на головке. При q = q№ PY \ (за исключением случаев, рассматриваемых ниже). Пренебрегая величиной Рг1, так же, как и при выводе формулы (V, 28), можем написать:
[
/ »2sл
Ь + с у—дев2 + адсв,(V, 64а)
откуда
Рассмотрим вопрос о численной величине коэффициента zcp, входящего в значения с и s.
Сперва значение zcp принимается равным единице, и определяется для этого случая ориентировочное значение свободного дебита:
gicB. op —gicB. op —рЛ а2 + 4Рп2рЛ а2 + 4Рп2Ь+сх!Ь+сх!е2®1—1 \2si /е2®1—1 \2si /— а— а(V, 65)(V, 65)
gicB. op —
gicB. op —
рЛ а2 + 4Рп2
рЛ а2 + 4Рп2
Ь+сх!
Ь+сх!
е2®1—1 \
2si /
е2®1—1 \
2si /
— а
— а
(V, 65)
(V, 65)
(V, 65а)(V, 65а)По полученному значению qt№. ор определяется значение ^*з2 — -Рп2 (адюв. ор ~Ь ^gicB. op)-
(V, 65а)
(V, 65а)
Если полученное по этой формуле значение Р3 не превышает 20 ата, то значение qCB, вычисленное по формуле (V, 65), можно принять как истинное. Если значение Р3, определенное по формуле (V, 65а), будет больше 20 ата, то делается пересчет, причем значение zcp принимается для сред- него значения давления РСр = -у^>з [для ^з, определенного по формуле (V, 65а)].
В данном случаеВ данном случаеа2 + 4рп2 6 + сза2 + 4рп2 6 + сз?2св. ор —?2св. ор —е2®2 — 12s 2е2®2 — 12s 2I / p2s2лI / p2s2л— а— а
В данном случае
В данном случае
а2 + 4рп2 6 + сз
а2 + 4рп2 6 + сз
?2св. ор —
?2св. ор —
е2®2 — 1
2s 2
е2®2 — 1
2s 2
I / p2s2л
I / p2s2л
— а
— а
После этого определяется новое значение Р3. Если новое значение -1- Р3 соответствует принятому zcp или не выходит за пределы точности определения z, то полученное значение #2 св можно принять как истинное.
Для определения истинного значения qGB обычно достаточно сделать один-два пересчета.
Однако решение вопроса о нахождении qGB этим не исчерпывается.
По полученному значению qGB надо определить расчетную величину скорости в выходном сечении трубы, т. е. у устья:
т —
X 86400
4 где QCB—свободный дебит в нм3[сутки;
D — диаметр трубы в м.
1/W.У &+1 ■1/W.У &+1 ■^кр^кр«Затем определяется критическая скорость для газа данного состава по формуле
1/W.
У &+1 ■
1/W.
У &+1 ■
^кр
^кр
Так, для природного горючего газа (при t = 15° С) может быть принято wKp ~ 400 mJ сек.
Если го < гоВу, то полученное значение qGB может быть принято как истинное, ибо в этом случае скорость газа у устья ниже критической и давление в выходном сечении при истечении газа в атмосферу равно 1 ата.
Если го > мкр, то расчет свободного дебита нельзя производить по формуле (V, 65), так как в этом случае истечение газа происходит при давлении у устья выше атмосферного.
Критический свободный дебит, т. е. максимальный свободный дебит, который можно определить, пользуясь формулой (V, 65), находим следующим образом:
Qw. св = 86400wKp ■ •
Если свободный дебит выразим в тыс. нм? [сутки, а диаметр трубы — в смТ то получим:
7кр. св = 0,0067824 wKPD2
или при wKp = 400 м/сек
(V,66)
Расчет qGB при условии критического истечения струи газа производят следующим образом.
Составляются три уравнения:
P^-P^ = aq-Vbq\ф^Т)
Р^ — РТЧ28 = ^^^zlL ,(у, 68)
9св = 0,0067824 ^pZ)2^,(V, 69)
где РТ— давление на головке скважины в выходном сечении колонны.
Из уравнения (V, 69) получаем:
г 0,00678242 w^D* "
Обозначив 0,00678242 wKp2 = т, имеем:
г mDi '
Совместное решение всех трех уравнений дает:
П 2 Чсв2 2sI I f 19
w ~ ^о4е = а$св + [/ +с \—2Г~;J 2=в ’ откуда
Г/ e2s—1 \ P2s 1
Р„2 = «Зов + р + е
Следовательно,
(V, 70)(V, 70)
(V, 70)
(V, 70)
По формуле (V, 70) определяется ориентировочное значение qCB при значении коэффициента z, принимаемом равным единице. Значение qCB уточняется по описанной выше методике, а именно: полученное значение qCB подставляется в формулу (V, 68) для определения соответствующего значения Р3. Если Р3 < 20 ата, то полученное значение z принимается как истинное.
Если Р3 > 20 ата, то в формулу (V, 70) подставляется значение z, соответствующее Рср = у Р3, и производятся пересчет и повторная сверка.
Из сравнения формул (V, 65) и (V, 70) видно, что по структуре они одинаковы, но формула (V, 70) отличается от формулы (V, 65) тем, что в ее числитель (в подкоренное выражение) и в знаменатель введена величина -^4 - В свою очередь т = 0,00678242шир2. Если принять ггкр = 400 м(сек, 2s2s
то m = 0,00678242 X 4002 - 7,36 и..
Эта поправка практически очень незначительна, поэтому можно пользоваться почти всюду формулой (V, 65).
Гораздо большее значение имеет правильное определение коэффициента трения Я.
В заключение рассмотрим способ аналитического определения свободного дебита скважины при истечении газа через фонтанные трубы, т. е. при возможности определения давления неподвижного столба газа Рк в кольцевом пространстве.*
В этом случае, поскольку Р^-— Р^е25 — cq2 ( 6 2s ^ ) и Рз = ^«^ ’ имеем:
о /1
Pp2s — PrV8 = cq2 p2S-
/ 2s— 1 \/ e2s_.|
или P 2 — II P 2 — Pt? I I
. или— cqpу у ,
•откуда
При Рт = 1 имеем:При Рт = 1 имеем:
При Рт = 1 имеем:
При Рт = 1 имеем:
(V, 71)(V, 71)
(V, 71)
(V, 71)
-если единицей пренебречь, то
(V, 71а)
Методика уточнения величины ^св путем уточнения значения z остается прежней. Кроме того, точно так же, как и прежде, при желании получить точные данные нужно определить получаемое в этом случае значение скорости в выходном сечении. Если го < wKp, то значение q№, определенное по формуле (V, 71), можно считать правильным. При го > wKp имеем:
ИЛИИЛИСледовательно,Следовательно,р 2 _ ^СВ2г mD4 "р 2 _ ^СВ2г mD4 "?св2 ,2?св2 ,2Рд2^Рд2^
ИЛИ
ИЛИ
Следовательно,
Следовательно,
р 2 _ ^СВ2
г mD4 "
р 2 _ ^СВ2
г mD4 "
?св2 ,2
?св2 ,2
Рд2^
Рд2^
т. е.
(V, 72)(V, 72)
(V, 72)
(V, 72)
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Эксплуатация газовых скважин наиболее часто затрудняется образованием гидратов углеводородов, которые закупоривают устьевое оборудование и прискважинную арматуру и аппаратуру.
Газовое месторождение можно рассматривать как двухфазную систему газ — вода, в которой газ насыщен парами воды. Абсолютное содержание влаги в газе определяется составом газа и существующими температурой и давлением. При наличии влаги в газе в определенных условиях могут образоваться гидраты. Основными, решающими факторами при образовании гидратов являются"давление и температура. Чем больше тяжелых углеводородов содержит газ, тем ниже давление, при котором могут образоваться гидраты. Вообще говоря, чем выше давление и чем ниже температура, тем больше создается условий для образования гидратов.
Как известно, природный газ, поступающий из скважины, не представляет собой какого-либо отдельного химически чистого углеводорода. Поэтому в действительности процесс образования гидратов является сложным физико- химическим процессом.
Условия для образования гидратов имеются во многих случаях эксплуатации газовых скважин. Подобные условия могут быть не только в прискважинной арматуре и аппаратуре, но и при движении газа по пласту и скважине. Следует отметить, что осложнения, вызываемые выпадением гидратов углеводородов в призабойной зоне пласта и в скважинах, при эксплуатации не наблюдались и все неполадки, связанные с выпадением гидратов, относятся к устьевым и наземным сооружениям. Наиболее часты случаи образования гидратов в проходных сечениях штуцеров и выкидных линиях, расположенных за штуцером. Здесь происходит резкое охлаждение, связанное с дросселированием газа.
На практике принято считать все явления, связанные с обмерзанием внутреннего сечения газопроводов, в частности с обмерзанием штуцеров, гидратообразованием, однако это не совсем правильно. В ряде случаев, особенно по выходе газа из штуцера, когда температура газа падает значительно ниже 0° С, происходит обычное замерзание капельно-жидкой влаги, несущейся в газе или выделяющейся из газа при понижении его температуры, т. е. прог исходит образование льда. Кроме штуцеров,' местами образования и отложения гидратов и льда являются места входа и выхода газа в неутепленных сепараторах, нижняя часть сепараторов, неплотно закрытые задвижки и вентили.
Эффект дросселирования
Поскольку в производственных условиях гидратообразование обычно связано с эффектом охлаждения при редуцировании в штуцере, рассмотрим причины понижения температуры газа в этом случае.
Протекание газа через штуцер рассматривалось выше как адиабатический процесс, без теплообмена с внешней средой.
В отличие от уравнения (V, 29) для движения газа в штуцере, где через wt обозначена скорость газа в трубе перед штуцером, а через w2 — скорость газа в штуцере, точнее в выходном сечении штуцера, примем за величину м?2 скорость движения газа в трубе после штуцера. Естественно, что в этом случае величина скорости w2 будет значительно меньше, чем для условий, рассмотренных в уравнении (V, 29).
Уравнение потока газа, отнесенное к 1 кг, соответственно для первого и второго сечений будет иметь вид [см. уравнение (V, 29)]:
Mi + # +(V, 73)
ИЛИ
й +(V, 73а)
В термодинамике процесс прохождения через узкое отверстие рассматривается как процесс дросселирования, т. е. продавливания через отверстие или пористую перегородку, причем приростом кинетической энергии в данном случае пренебрегают, поскольку основная работа затрачивается на преодоление сил трения. Поэтому, хотя полного равенства кинетической энергии до штуцера и после штуцера практически не имеется, для процесса дросселирования в условиях отсутствия теплообмена с внешней средой можно принять
ИЦ2 ^22
2^ ~’
т. е.
4 =(V, 74)
Уравнение (V, 74) является уравнением, согласно которому процесс дросселирования есть изоэнтальпический процесс. В этом случае формула (V, 73) примет вид:
их— из = ^2^2 — Р^х- (V, 75)
Работа расширения газа при прохождении через штуцер была полностью затрачена на преодоление сил трения в штуцере и была равна:
= у* 1)ДР.
Pl
Объем газа после штуцера увеличился. Между частицами газа действуют межмолекулярные силы, обусловливающие величину внутренней энергии газа. Но в свою очередь внутренняя энергия газа слагается:
из кинетической энергии молекул, зависящей от температуры газа; 2) из потенциальной энергии, зависящей от межмолекулярного притяжения.
При увеличении объема газа его потенциальная энергия увеличивается.
Предположим, что давление и объем изменились таким образом, что ^i^i — ^2У2- Следовательно [см. формулу (V, 75)], иг—и2 — 0 или их = и2. Но если внутренняя энергия (суммарная) осталась без изменения, а часть ее (потенциальная энергия) увеличилась вследствие увеличения объема, то другая часть (т. е. кинетическая энергия) уменьшилась, а это может быть только в том случае, когда температура газа понизится.
Отсюда вытекает, что эффект охлаждения при дросселировании в известной мере связан с расширением газд и является следствием отклонения газа от закона для идеальных газов, согласно которому действие межмолекулярных сил отсутствует и, значит, температура газа остается неизменной, не зависящей от объема.
Мы приняли, что Рх^х — ^2У2- Однако это равенство может быть только в частном случае. Вообще говоря, Р^й Ф Рх^х- В зависимости от физических свойств газа, а также для разных условий, давлений и температур может быть либо Р^й > PxVX> либо ^2^2 < Р^. ЕСЛИ ^2^2 > Pxvx, т. е. разность ^2^2 — Рх^х положительна, то, как видно из формулы (V, 75), эффект охлаждения будет еще большим, ибо внутренняя энергия газа уменьшится (вследствие совершения внешней работы). Но при давлениях и температурах, наблюдаемых при движении газа в газопромысловых сетях, получается, что P2v2 <Pivx- Это значит, что внутренняя энергия увеличивается, т. е. газ нагревается.
Следовательно, при дросселировании газа вследствие его отклонения от другого закона для идеальных газов, согласно которому Рх^х — -^2^2» происходит изменение его температуры (либо нагревание, либо охлаждение); в интересующих нас случаях обычно происходит нагревание газа.
Однако суммарный тепловой эффект в обычных условиях, существующих в газопромысловых сетях, приводит всегда к охлаждению. Вообще говоря, охлаждение при дросселировании происходит лишь в определенном интервале температур, ниже и выше которых наблюдается не охлаждение, а нагревание газа. Точки, соответствующие условиям, при которых температура газа вообще не меняется, называются точками инверсии. Для каждого давления существует две точки инверсии: нижняя (для низшей температуры) и верхняя. -
Следовательно, эффект охлаждения газа при его дросселировании (в частности, при прохождении через штуцер) связан с отклонением газа от законов для идеальных газов. Идеальный газ при редуцировании не должен менять своей температуры. *
На верхней половине фиг. 89 показана диаграмма для определения эф-
Фиг. 8 ). Диаграмма Р—t —W (составил А. А. Брискман),Фиг. 8 ). Диаграмма Р—t —W (составил А. А. Брискман),
Фиг. 8 ). Диаграмма Р—t —W (составил А. А. Брискман),
Фиг. 8 ). Диаграмма Р—t —W (составил А. А. Брискман),
фекта охлаждения природного газа (близкого по составу к метану) при его редуцировании в штуцерах или других приборах.
Например, температура /2 газа, выходящего из штуцера, определяется по этой диаграмме следующим образом. Предположим, начальное давление Рг = 80 ата, ^=17° С, газ в штуцере редуцируется до Р2 = 40 ата. На диаграмме находим точку, соответствующую Рх = 80 ата и ^ = 17° С, после чего для Р2 = 40 ата по кривой 8 находим t2 =—1° С.
Необходимо отме- t, °C
тить, что весьма часто получаемый в промысловых условиях температурный перепад несколько меньше (на 5—10%) перепада, определяемого по приведенной диаграмме. Особенно это касается штуцеров, находящихся в утепленных помещениях (в них устанавливается температура, превышающая температуру, достигаемую при редуцировании газа). Очевидно, что основной причиной этого является наличие теплообмена с окружающей средой, не учтенное в диаграмме, приведенной на фиг. 89, составленной для условий адиабатического процесса дросселирования.
Определить, будет ли газ нагреваться или охлаждаться, весьма легко, пользуясь выводами термодинамики, согласно которым нагревание будет происходить при следующих условиях:
при давлении дросселируемого газа, более чем в 9 раз превышающем его крити-
ческое давление;
при любом давлении, если температура газа ниже 75% от критической температуры или более ее в 6,75 раза. Например, для метана, критическая температура которого 190,63° К (^ = —82° G), а критическое давление 47,2 ата, получим, что либо давление должно превышать 425 ата, либо температура газа должна быть менее —130° С или более +1000° С.
Естественно, что в условиях наших газовых промыслов при давлениях не выше 200 ата и температуре в пределах от —10 до +30° С как при прохождении газа через штуцер, так ив других случаях (например, при неплотности в задвижках и вентилях) газ всегда будет охлаждаться.
содержащихся в газе, вследствиесодержащихся в газе, вследствиеПредупреждение образования гидратов
содержащихся в газе, вследствие
содержащихся в газе, вследствие
Существует несколько способов предупреждения образования и отложения гидратов и льда. Наибольшее применение на наших газовых промыслах получил способ предупреждения гидратообразования при помощи понизителя точки замерзания, в качестве которого обычно используется метиловый спирт (метанол). Сущность этого способа заключается в том, что метанол, введенный на каком-либо участке газопровода, вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спирто-водные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Поскольку количество водяных паров, этого уменьшается, точка росы газа понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов в значительной мере уменьшается. Однако при наличии жидкой воды в газопроводе метанол растворяется в ней целиком и в этом случае он уже менее эффективен. Метанол хорош как профилактическое средство для предупреждения образования гидратов.
На фиг. 90 показана установка для ввода метанола, применяемая на наших промыслах. Метанол периодически подается в бачок высокого давления 1 из емкости 3 ручным насосом 2. Из бачка он выпускается в газопровод малыми дозами (по каплям) при помощи регулировочного вентиля 4. Поступление метанола в трубу происходит только под действием силы тяжести; для того чтобы
давление на систему было одинаковым сверху и снизу, от газовой линии к верхней части бачка подводится уравнительная трубка 5. Во избежание создания давления в системе в случае, когда не требуется подачи метанола в трубопровод, имеется открытая в атмосферу разгружающая трубка.
Подобные установки обычно монтируют на тех участках, где наиболее возможно выпадение гидратов, например непосредственно перед штуцерами.
Вторым способом предупреждения образования гидратов, а также ликвидации уже образовавшихся гидратов является подогрев газа до температуры, при которой начинается выпадение гидратов. Существуют две разновидности этого способа: обогрев голым огнем и обогрев путем теплообмена с горячей жидкостью (водой), паром или дымовыми газами. Обогрев голым огнем, имевший ранее незначительное применение на наших промыслах, следует считать совершенно нерациональным и недопустимым: он опасен в пожарном отношении, приводит к порче изоляции трубопроводов, арматуры и аппаратуры. Обогрев путем теплообмена нашел применение в отдельных районах и экономически оправдывает себя. Например, на одном месторождении была применена так называемая термосифонная система, заключающаяся в следующем. Вода подогревается в кубе, расположенном на значительном удалении от скважин и сети газопроводов. Подогретая вода циркулирует по системе, состоящей из куба, трубопровода горячей воды, теплообменника, в котором объединяются выкидные линии отдельных сквйжин перед штуцерами, и обратного трубопровода охлажденной воды, поступающей снова в куб, в котором: поддерживается атмосферное давление. При применении этого способа, несмотря на значительный дроссель — эффект охлаждения, вызываемый ре-
Аудированием газа в штуцерах от давления 100 ат до давления 5 ат, явлений гидратообразования не наблюдается. На другом месторождении новаторы
производства удачно использовали систему отопительных прискважинных .сооружений для подвода горячей воды к штуцерам, что также дало возможность Ликвидировать гидратообразование.
Третий, способ, также профилактический, заключается в том, что при помощи специальных реагентов — осушителей — из газа поглощается часть .влаги, благодаря чему уменьшается его влагосодержание и понижается точка росы. Этот способ у нас не применяется при эксплуатации газовых скважин. Он применяется обычно для осушки значительных количеств газа на
головных станциях магистральных газопроводов. В зарубежной практике
известны индивидуальные осушительные установки при отдельных скважинах.
Фиг. 91. Схема установки дам обезвоживания газа.Фиг. 91. Схема установки дам обезвоживания газа.1 — скважина; 2—первичный сепаратор; 3—сборник; 4 — первая секция трубчатого теплообменника; 5 — вторая секция трубчатого теплообменника; 6 — вторичный сепаратор; 7 и 8 — регуляторы давления; 9 — штуцер.1 — скважина; 2—первичный сепаратор; 3—сборник; 4 — первая секция трубчатого теплообменника; 5 — вторая секция трубчатого теплообменника; 6 — вторичный сепаратор; 7 и 8 — регуляторы давления; 9 — штуцер.Четвертый способ заключается также в обезвоживании газа, но не при помощи поглощающих влагу реагентов, а путем создания такого технологического режима сепарации таза от влаги (в отношении давления и температуры), который бы обеспечивал максимальное выделение влаги .•в прискважинном сепараторе и перевод газа в состояние недонасыщения влагой при его дальнейшем продви- Йении по наземным трубопроводам. Фто достигается установкой сепараторов непосредственно вблизи скважины на поверхности (при холодном климате), чтобы при охлаждении газа
Фиг. 91. Схема установки дам обезвоживания газа.
Фиг. 91. Схема установки дам обезвоживания газа.
1 — скважина; 2—первичный сепаратор; 3—сборник; 4 — первая секция трубчатого теплообменника; 5 — вторая секция трубчатого теплообменника; 6 — вторичный сепаратор; 7 и 8 — регуляторы давления; 9 — штуцер.
1 — скважина; 2—первичный сепаратор; 3—сборник; 4 — первая секция трубчатого теплообменника; 5 — вторая секция трубчатого теплообменника; 6 — вторичный сепаратор; 7 и 8 — регуляторы давления; 9 — штуцер.
под высоким давлением выделить и удалить влагу. Подобная сепарация газа от влаги с целью предотвращения гидратообразования применяется при
эксплуатации скважин на ряде газовых промыслов в наших северных районах.
Рассмотрим действие уже описанной в литературе одной опытной установки (фиг. 91), в которой газ охлаждается перед его поступлением в сепаратор за счет газа той же скважины, уже охлажденного в штуцере, установленном после сепаратора.
Поступающий из скважины 1 газ проходит через первичный сепаратор 2 при давлении и температуре, имеющихся на устье скважины. Здесь происходит первичное отделение капельно-жидкой влаги, несущейся в потоке газа. Затем газ проходит последовательно по трубам первой 4 и второй 5 секций трубчатого теплообменника и, охлажденный встречным потоком холодного газа, поступает при том же давлении во вторичный сепаратор 6, где происходит дополнительное выделение влаги вследствие понижения температуры. После этого газ поступает в межтрубное пространство первой секции 4 теплообменника, где его температура повышается за счет тепла новой порции газа, поступающего из скважины. После первой секции теплообменника газ проходит через Штуцер 9. При дросселировании газа в штуцере его температура понижается. При последующем прохождении газа через межтрубное пространство второй секции 5 теплообменника его температура снова повышается в результате Теплообмена с газом, поступающим по трубам. Выйдя из межтрубного
пространства второй секции, газ, проходя через регулятор давления, поступает в газосборную сеть.
Технология процесса в данном случае следующая:
сепарация газа от влаги в первичном сепараторе при температуре и давлении газа, поступающего из скважины;
охлаждение газа в первой секции теплообменника путем теплообмена с порцией газа, уже прошедшего первую и вторую секции теплообменника;
дальнейшее охлаждение газа путем теплообмена с той же порцией газа, но прошедшей через дроссель (штуцер);
сепарация газа от влаги при начальном давлении и пониженной температуре;
подогрев газа в межтрубном пространстве первой секции теплообменника за счет тепла новой порции газа, поступающего из скважины;
дросселирование подогретого газа в штуцере и связанное с этим охлаждение;
подогрев дросселированного газа в результате теплообмена с новой порцией газа при прохождении через межтрубное пространство второй секции теплообменника перед выходом в газовую сеть.
Пятым способом предупреждения образования и отложения гидратов, если отложение гидратов происходит вследствие редуцирования газа в штуцерах, можно считать многоступенчатое изменение давления при помощи штуцеров.
Как известно, этот способ иногда применяют при эксплуатации высоконапорных, высокодебитных нефтяных и газовых скважин с целью предохранения штуцеров от обмерзания. Обычно установка ряда штуцеров, близко расположенных друг к другу, не дает ощутимого эффекта, так как суммарное понижение температуры в этом случае весьма незначительно отличается от понижения температуры в случае установки одного штуцера. Эффект может быть получен, если штуцеру расположены на значительном расстоянии друг от друга и температура внешней среды значительно выше температуры редуцирования. При этих условиях температура газа при прохождении его по отрезку пути между двумя соседними штуцерами повышается, что предотвращает гидратообразование при редуцировании газа в последующих штуцерах. Однако есть иной метод применения многоступенчатого штуцирования: на участке между штуцерами ставят влагоотбойник, и влага, выделившаяся из газа при прохождении через первый штуцер, оседает во влагботбойнике. В этом случае при прохождении газа через последующий штуцер опасность гидратообразования в значительной мере сокращается, а иногда и ликвидируется. Подобная схема многоступенчатого штуцирования была осуществлена по инициативе новаторов производства на ряде наших южных месторождений и дала положительный результат.
Наконец, последним, шестым способом борьбы с отложением гидратов, применяющимся в случае, когда гидратная Пробка образовалась и полностью или частично закупорила проходное сечение газопровода, является резкое понижение давления в системе, что приводит к разложению гидратов. После этой операции обычно производится продувка в атмосферу с целью удаления разложившихся гидратов из аппаратуры и трубопроводов.
Наибольшее применение получил описанный выше первый способ предупреждения образования и отложения гидратов — ввод в газопровод понизителя точки замерзания (метанола). Второй способ в первой своей разновидности (подогрев голым огнем), применявшийся ранее, должен быть категорически отвергнут. Его вторая разновидность (обогрев посредством теплообмена) может найти широкое применение, особенно в тех случаях, когда прискважинные сооружения оборудованы отопительной системой.
Весьма эффективными надо считать четвертый и пятый способы преду- мреждения отложения гидратов путем создания надлежащих условий технологического режима сепарации и многоступенчатого штудирования. Следует, однако, отметить, что эти способы имеют ограниченное применение и для их широкого внедрения требуется проведение некоторых экспериментальных работ в промысловых условиях.
Шестой способ борьбы с гидратами, как применяющийся при нарушении нормального режима эксплуатации, может расцениваться лишь как аварийный.
СЕПАРАЦИЯ ГАЗА
Поступающий из скважины газ насыщен влагой, которая вследствие изменившихся температурных условий может перейти в капельно-жидкое •состояние. Кроме того, газ может выносить и жидкую влагу (воду и конденсат), находящуюся в пласте. При наличии в газе тяжелых углеводородов они могут частично даже при незначительном изменении температуры конденсироваться. Наконец, в потоке газа могут быть мелкие частицы породы и пыль. Хотя содержание твердых частиц в потоке газа является, как правило, признаком неправильного режима эксплуатации, все же в отдельных случаях, при эксплуатации малоустойчивых пород, содержание пыли в газе неизбежно. Для предохранения от попадания влаги и пыли в наземные газосборные сети выходящий на поверхность газ направляют через фонтанную арматуру в прискважинные сепараторы.
В современных конструкциях сепараторов отделение газа от жидких и твердых примесей основано на выпадении частиц при малых скоростях движения вертикального потока газа снизу вверх, т. е. на действии силы тяжести и на действии центробежных сил, возникающих при криволинейном движении потока, выделяющих "Из струи газа частицы, имеющие большую по сравнению с газом массу.
При движении вертикального потока снизу вверх скорость выпадения твердых и жидких частиц зависит от сопротивления, оказываемого выпадению самим потоком газа. Если обозначить силу сопротивления в кг через Р, то
(V, 76)(V, 76)п 1^w-
(V, 76)
(V, 76)
где к— коэффициент сопротивления;.
уг — удельный вес газа в сепараторе в кГ/м?;
к—площадь горизонтального сечения выпадающей частицы в ж2; для шарообразных частиц; F =;
w — относительная скорость частицы, т. е. ее действительное передвижение по вертикали вниз, в м/сек;
g— ускорение силы тяжести в м/сек2.'
Эту силу сопротивления преодолевает вес частицы.
Считая частицу шарообразной, имеем:
С=~(А-7Г),
где G — вес частицы в газовой среде в кг;
Уч — удельный вес частицы в кГ/м2;
d — диаметр частицы.
Следовательно, можно составить уравнение
~б~ (7ч — 7г) = k?vF 27" ’
откуда
,7 4 ^(Уч —Уг)
V т к?т
Если принять температуру газа в сепараторе близкой к нормальной (20° С) и обозначить через ун удельный вес газа в нормальных условиях (при 20° С и 760 мм рт. ст.), то
wwУч Уст^Уч Уст^(V, 77)(V, 77)
w
w
Уч Уст^
Уч Уст^
(V, 77)
(V, 77)
Фиг. 92. График определения допустимой скорости газа в сепараторе в зависимости от давления.Фиг. 92. График определения допустимой скорости газа в сепараторе в зависимости от давления.Уч^3 пг =,.—6gУч^3 пг =,.—6gи F = —т4и F = —т4
Фиг. 92. График определения допустимой скорости газа в сепараторе в зависимости от давления.
Фиг. 92. График определения допустимой скорости газа в сепараторе в зависимости от давления.
Уч^3 пг =,.—
6g
Уч^3 пг =,.—
6g
и F = —т
4
и F = —т
4
Из формулы (V, 77) видно, что с увеличением давления в сепараторе скорость выпадения частицы уменьшается. Правда, с изменением давления и удельного веса газа может измениться и значение коэффициента к (зависящего от скорости потока), однако во всех случаях характер зависимости, выраженной формулой (V, 77), остается прежним. Это значит, что если мы хотим обеспечить в сепараторе выпадение каких-либо частиц, то при более высоком давлении в сепараторе мы должны принять соответственно меньшую скорость движения самого потока газа, направленного в противоположную сторону.
В современных конструкциях сепараторов, применяемых на газовых промыслах, предусматриваются предельно допустимые скорости движения газа в зависимости от существующего в сепараторе давления, определяемые по фиг. 92.
При осаждении частиц под действием
центробежной силы сила сопротивления среды (т. е. газа) так же, как и в первом случае, равна:
Эта сила преодолевается не силой тяжести частицы, а центробежной силой:
7 Fw1 mv2
где у — окружная скорость потока;
г — радиус вращения потока;
m — масса частицы.
При шарообразной частице диаметром d
Подставив значения m и F в написанное выше выражение, получим'
или
w = у
/4 Уч^
3 ку^Рг
(V, 78)/
Фиг. 94. Односекционный сепаратор Укрги- прогаза.Фиг. 94. Односекционный сепаратор Укрги- прогаза.Фиг. 93. Двухступенчатый сепаратор конструкции Гипрогаза.Фиг. 93. Двухступенчатый сепаратор конструкции Гипрогаза.
Фиг. 94. Односекционный сепаратор Укрги- прогаза.
Фиг. 94. Односекционный сепаратор Укрги- прогаза.
Фиг. 93. Двухступенчатый сепаратор конструкции Гипрогаза.
Фиг. 93. Двухступенчатый сепаратор конструкции Гипрогаза.
Центробежная сила действует более эффективно, чем сила тяжести. -Характерно, что с увеличением скорости газового потока в сепараторах, ^работающих по принципу действия центробежной силы, скорость осаждения взвеси увеличивается, а в сепараторах, в которых используется принцип
она уменьшается.она уменьшается.действия силы тяжести частиц, . На наших газовых промыслах ■ применяются различные конст- ■ рукции сепараторов. На фиг. 93 изображен двухступенчатый сепаратор конструкции Гипрогаза, ^рассчитанный на рабочее давление 50 ата, с пропускной способ-
она уменьшается.
она уменьшается.
ностью 100000 нм3 [сутки. В первой ступени сепаратора происходит сепарация крупных частиц под действием силы их тяжести. Ввод во вторую ступень тангенциальный, благодаря чему поток газа приобретает круговое направление и в нем возникают центробежные усилия. Входя во вторую ступень сепаратора, газ попадает в узкое кольцевое пространство. Благодаря создавшемуся вихрю при винтообразном движении потока газа вниз происходит отделение частиц, которые движутся вдоль стенки вниз. По выходе газа через нижний*~Конец кольцевого пространства при его последующем подъеме вверх вдоль корпуса сепаратора происходит оседание частиц, подхваченных потоком газа.
На фиг. 94 показан односекционный сепаратор конструкции Укргипро- газа производительностью 100 000 нм3[сутки при рабочем давлении 75 ат. Сепаратор имеет тангенциальный ввод, внутренняя «начинка» отсутствует. * 16*
На фиг. 95а изображен сепаратор МПСШ конструкции новаторов производства одного из газодобывающих районов, рассчитанный на 30 ат рабочего давления. В отличие от других сепараторов в этой конструкции ввод газа производится не через открытый конец трубы, а через узкие щели 1. В каждой секции (ступени) сепаратора имеются перегородки 2 для изменения направления движения потока газа. В нижней части сепаратора имеется отстойник
Фиг. 95а. Сепаратор МПСШ.Фиг. 95а. Сепаратор МПСШ.Фиг. 956. Сепаратор ВНИИГАЗ.Фиг. 956. Сепаратор ВНИИГАЗ.
Фиг. 95а. Сепаратор МПСШ.
Фиг. 95а. Сепаратор МПСШ.
Фиг. 956. Сепаратор ВНИИГАЗ.
Фиг. 956. Сепаратор ВНИИГАЗ.
для жидкости 3. В комплекте с сепаратором предусмотрен метанольный бачок 4 для ввода метанола (если необходимо) во входные и выходные патрубки сепаратора.
Недостатки применяющихся сепараторов в основном сводятся к следующим:
в некоторых сепараторах типов используется только сила тяжести осаждающихся частиц, что обусловливает малую эффективность этих сепараторов;
сепараторы, имеющие элементы циклона, конструктивно оформлены неудовлетворительно, что приводит к дроблению капель жидкости в потоке газа и к их выносу из сепаратора вместе с потоком газа;
внутреннее устройство сепараторов упрощено, и в их конструкциях недостаточно применяются приспособления, способствующие эффективности сепарации: устройства для перемены направления струи, ребристые перегородки, устройства для раздельного течения газа и жидкости, кольца Ра- щига и т. д. Учитывая указанные недостатки ВНИИГАЗ сконструировал и испытал сепаратор, изображенный на фиг. 956. В дальнейшем ВНИИ был
s —
I
разработан новый циклонный сепаратор более простой по конструкции и более эффективный в работе.
Сепараторы при скважинах могут быть установлены различно. Так, в южных районах сепараторы устанавливаются на поверхности земли у каж- Гдой скважины отдельно. Известен также групповой способ установки сепара-
г торов для участка и для промысла в целом. В районах средней полосы нашли ^применение три способа установки:
попо[1) установка прискважинных сепараторов в отдельных утепленных
по
по
мещениях;
установка сепараторов в колодцах;
закапывание сепараторов в землю.
во-дляво-дляВопрос о способе установки сепараторов находится в тесной связи с
во-для
во-для
г просом о месте установки прискважинного штуцера (если он имеется) I регулирования работы скважины. Конструкция сепаратора предусматривает В отделение твердых и жидких частиц, несущихся в газовом потоке. Основные
I габариты (главным образом диаметр) современных конструкций сепараторов [ рассчитываются по максимально допустимой скорости потока, обеспечивающей I оседание частиц в сепараторе под действием силы тяжести.
; Сравним условия выпадения частиц в одном и том же сепараторе при | давлениях 20 и 50 ата. Если газ пропускается под давлением 20 ата, то I допустимая скорость у20 = 0,41 м/сек (см. фиг. 92): при давлении 50 ата |; у50 = 0,30 м/сек, т. е. скорость должна составлять 75% от первой; фактически I при пропуске одного и того же количества газа скорость уменьшится F в 2,5 раза, т. е. составит всего лишь 0,16 м/сек.
j Таким образом, ясно, что чем выше давление, тем больше пропускная способность сепаратора (при пропуске одного и того же количества газа — тем лучше сепарирующая способность, тем меньшие частицы могут выделяться из потока). В этом отношении можно считать выгодной установку штуцеров после сепаратора. Однако сепаратор должен не только очищать газ от механических примесей, но и отделять капельно-взвешенную влагу.
Схема сепарации должна быть построена таким образом, чтобы на пути между прискважинными сепараторами и общепромысловыми сепараторами не было выпадения влаги из-за понижения температуры газа в газосборных коллекторах. На подобном принципе, связанном с необходимостью обезвоживания газа, производится сепарация при помощи «вымораживания влаги» в одном из северных районов. Прискважинные сепараторы устанавливаются непосредственно на поверхности. Газ, проходя через сепаратор, приобретает наинизшую возможную температуру, близкую к температуре наружного воздуха. При этих условиях из газа, насыщенного влагой, максимальное количество паров воды переходит в капельно-жидкое состояние. Это количество влаги может быть осаждено в сепараторе. Высокое давление и низкая температура способствуют образованию гидратов. Однако, если гидраты образуются непосредственно в сепараторе, внимательным уходом и специальными продувками с целью удаления гидратов можно предохранить трубопроводы и аппаратуру от обмерзания.
Кроме климатических условий, на температуру газа влияет непосредственно режим эксплуатации скважины, рассматриваемый в совокупности с работой газосборной сети. Так, если на скважине с целью ее регулирования установлен штуцер, в котором наблюдается значительный перепад давлений, то эффект дросселирования сам по себе вызовет охлаждение газа. В этом случае понизившаяся после штуцера температура способствует выделению влаги, а понизившееся давление — переходу влаги в парообразное состояние. Кроме того, вследствие понижения давления скорость газа в сепараторе увеличивается, а сепарация частиц в вертикальном потоке газа ухудшается.
На фиг. 89 приведена диаграмма, верхняя половина которой состоит из серии кривых Р—t (давление—температура). По этим кривым можно судить об изменении температуры газа при его дросселировании от заданного начального давления Рг до конечного Р2 при заданной начальной температуре ^ °C. Нижняя половина диаграммы, изображенной на фиг. 89, представляет собой серию кривых Р—W (давление—влагосодержание), соответствующих кривым верхней половины диаграммы. Каждой кривой t = / (Р) верхней половины диаграммы соответствует кривая W = / (Р) нижней половины диаграммы.
Предположим, что давление газа перед штуцером равно Р1 = 50 ата, а его температура tt = 27° С; газ редуцируется в штуцере до Р2 = 30 ата.
По верхней кривой 14 находим, что в этом случае /2 = 17° С, а по нижней кривой 14 определяем Ж1 = 0,68 кг (на 1000 кг прошедшего газа) и W2 = 0,55 кг. Значит, в данном случае при дросселировании газа перейдет из парообразного в капельно-жидкое состояние 0,68—0,55 = 0,13 кг влаги (на 1000 кг газа). Но если при тех же начальных условиях газ редуцируется до 16 ата, то по тем же кривым 14 определяем ?2 = 10° С, a W2 = Wx = 0,68 кг, т. е. изменения влагосодержания нет.
В первом случае выгодно устанавливать штуцер до сепаратора по следующим причинам: создается возможность некоторой осушки газа путем выделения влаги; сепарирующая способность ухудшается незначительно по сравнению с тем, когда сепаратор находится под полным давлением. При этом скорость газа увеличивается в 50 : 30 ^ 1,7 раза, но зато допустимая скорость, обеспечивающая оседание частиц (см. фиг. 92), также увеличивается в 0,36 : 0,30 = 1,2 раза. Следовательно, эффектив- ность сепарации ухудшается в 1,7 : 1,2 ^ 1,4 раза. Увеличив диаметр сепаратора в j/1,4 ~ 1,2 раза, т. е. на 20% (так как отношение размеров сепараторов пропорционально корню квадратному пз отношения скоростей), можно добиться той же эффективности и одновременно некоторой осушки газа.
Во втором случает нет никакой возможности для осушки газа. Скорость газа увеличится в 50 : 17 ^ 3 раза при допустимом увеличении в 0,45 : 0,30 — 1,5 раза (см. фиг. 92), т. е. эффективность сепарации ухудшится в 3,0 : 1,5 = 2 раза.
Следовательно, в зависимости от условий может быть выгодной как установка штуцеров до сепаратора, так и после него.
На основании изложенного выше можно, рекомендовать установку двухступенчатых сепараторов со штуцером (если он требуется) между обеими ступенями. В первой ступени производится очистка газа от капельно-жидкой влаги под полным давлением и при температуре выходящего из скважины газа, во второй ступени — более тонкая очистка и осушка от влаги, выделяющейся при дросселировании в штуцере. Подобная схема имеет также то преимущество, что возможность гидратообразования в штуцере значительно уменьшается.
Что касается сепараторов, устанавливаемых при отсутствии штуцеров, то совершенно необязательно поддерживать в них наинизшую возможную температуру, т. е. температуру воздуха в холодное время года. В сепараторах надо поддерживать температуру, которую должен принять газ, проходящий но системе промысловых газосборных сетей, т. е. температуру на глубине укладки газопроводов. Подобный режим работы сепараторов предотвращает выпадение влаги при движении газа по газосборным сетям и создает лучшие условия для предохранения от образования гидратов и льда в сепараторах и близко расположенных трубопроводах.
ВЛИЯНИЕ ПЕСКА НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
При эксплуатации газовых скважин песчаные пробки играют значительно меньшую роль, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Это объясняется следующими обстоятельствами. Во-первых, продуктивные пласты большинства газовых месторождений сложены твердыми породами, вследствие
чего выноса песка и частиц породы при эксплуатации скважин не наблюдается. Во-вторых, значительные скорости газового потока даже в малодебитных газовых скважинах по сравнению с малодебитными нефтяными скважинами способствуют выносу мелких частиц и пыли на поверхность. В-третьих, при наличии неплотной пробки на забое газ, просачиваясь через нее, поступает в скважину.
Однако следует отметить, что при поступлении в газовую скважину значительного количества песка процесс эксплуатации скважины весьма сложен, так как отсутствует жидкая среда, способствующая размягчению и разрыхлению пробки и выносу ее в потоке жидкости.
। Мероприятия по борьбе с песком и частицами породы можно подразде- |дить следующим образом.
■ 1. Мероприятия по предотвращению разрушения призабойной зоны — ■режимные мероприятия. Для месторождений, при эксплуатации которых ■наблюдается при последовательном понижении давления на забое вынос теска, устанавливается режим эксплуатации при постоянной скорости газа ю забое, не превышающей максимально допустимую. В некоторых случаях, тогда работа скважины неизбежно связана с движением массы рыхлой породы то пласту и призабойной зоне, эксплуатация скважины длительное время толжна проводиться на режиме постоянного противодавления на забое.
К ‘ В подобных (особо тяжелых) условиях эксплуатации надо применять ■фильтры специальных конструкций, разработанных для нефтяных скважин, «ожно предполагать, что в условиях эксплуатации газовых скважин могут тыть эффективными фильтры из мелкопористого волокнистого стекла и пласт- тагассы, используемые в последнее время в нефтяных и водяных скважинах. ■ 2. Мероприятия по предотвращению засорения забоя скважин и назем- мых трубопроводов. Эти мероприятия осуществляются в комплексе с мероприятиями, обеспечивающими вынос и отделение влаги (применение фонтан- Кшлх и сифонных труб и прискважинных сепараторов соответствующей кон- Вструкции).
I При наличии в потоке газа твердой взвеси создается опасность разъедания обсадных и фонтанных колонн и устьевого оборудования. Если в потоке ■газа имеется пыль и твердая взвесь, то эксплуатация скважины должна ■осуществляться только путем подачи газа по фонтанной колонне (но не по ■обсадным трубам) во избежание порчи обсадных колонн и устьевого обору- Едования; порча оборудования может привести к открытому бесконтрольному ■юонтанированию. Необходим особенно строгий контроль за всем оборудованием. Запорные устройства (задвижки, вентили и пр.) должны быть или пол- кностью открыты, или плотно закрыты. На высокодебитных скважинах должны применяться дублирующие запорные устройства для того, чтобы основная ■задвижка открывалась и закрывалась в то время, когда течение газа отсутствует.
К ВЛИЯНИЕ ВОДЫ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
к Газ, находящийся в пласте в обычных условиях, насыщен влагой. Пони- юкение давления по мере движения газа к забою и при подъеме по вертикальной Ьюлонне до устья способствует увеличению влагосодержания насыщенного ■газа; понижение температуры, как известно, приводит к уменьшению влаго- ■бодержания. Течение газа по пласту может быть с достаточной степенью ■точности принято как изотермическое. При вертикальном движении газа Ело скважине, поскольку температура газа по мере его подъема к устью ■Понижается, могут быть случаи (когда понижение температуры оказывает «большее влияние, чем падение давления), при которых влагосодержание газа ■уменьшится и, следовательно, в потоке газа образуется капельно-жидкая
влага. Однако абсолютное количество этой влаги невелико, и она имеет значение только при рассмотрении вопроса сепарации газа.
Вода, находящаяся в порах пласта призабойной зоны, ухудшает продуктивную характеристику скважины. Приток воды извне может быть следствием ухода в пласт в процессе бурения большого количества отфильтровавшейся из глинистого раствора воды или задавливания (глушения) скважины во время проведения ремонтных или каких-либо других работ. Излагаемые ниже теоретические предпосылки, определяющие влияние воды, находящейся в призабойной зоне, на эксплуатацию газовых скважин, в равной мере относятся как к закачанной воде, так и к пластовой (например, капиллярной).
д ^0 б с 3а6д ^0 б с 3а6Фиг. 96. Движение газо-водяной смеси в капиллярах.Фиг. 96. Движение газо-водяной смеси в капиллярах.В этих случаях понижение производительности скважины связано с влиянием эффекта Жамэна при продвижении газо-водяной смеси по поровым каналам пласта к забою.
д ^0 б с 3
а6
д ^0 б с 3
а6
Фиг. 96. Движение газо-водяной смеси в капиллярах.
Фиг. 96. Движение газо-водяной смеси в капиллярах.
Предположим, что мы имеем в капиллярном канале газ и воду (фиг. 96). Поскольку вода имеет большую смачиваемость по отношению
к стенке капилляра (т. е. в данном случае к поверхности зерен песка), чем газ, то положение пузырьков А в жидкости Б будет таким, как показано на фиг. 96, а, т. е. будет вогнутый мениск. Сила, направленная со стороны газа по оси капилляра, * необходимая для сохранения системы в равновесии, равна:
F = 2пгТ cos 6,(V, 79)
где г — радиус капилляра, приблизительно равный радиусу кривизны мениска;
Т— поверхностное натяжение жидкости (воды);
6 — угол между стенкой капилляра и направлением давления, вызываемого поверхностным натяжением.
Из равенства (V, 79) можно определить, что давление газа в этом случае
р 2лтТ cos 6 27* cos 6
лг2г
Таким образом, для гладкой капиллярной трубки (фиг. 96, б), при сохранении системы в равновесии необходимо, чтобы давления со стороны газа, приложенные к левому и правому менискам, были равны между собой и направлены в противоположные стороны.
Поровые каналы природных пластов имеют, как известно, иную форму. Они состоят из узких цилиндрических участков, чередующихся с расширениями. При совместном пребывании газа и воды пузырьки газа занимают расширенные места, а вода скопляется в узких капиллярах (фиг. 96, в). Если приложить усилие для того, чтобы вызвать движение газо-водяной смеси в направлении, указанном на фиг. 96, а, то пузырьки газа будут стремиться войти в узкие каналы. Суммарное усилие сопротивления движению в этом случае можно определить по формуле
(V, 80).(V, 80).P = P1-Pa = 2Pcos9(A_—1-J .
(V, 80).
(V, 80).
' В начале движения rx (фиг. 96, в) будет несколько меньше г2. По мере ^продвижения пузырька газа в узкий канал гйгх будет уменьшаться в большей •степени, чем г2. Следовательно, усилие сопротивления Р будет возрастать. ;Это будет происходить до определенного предела, при котором значение усилия нравно РМакс- При дальнейшем продвижении пузырька газа в узкий канал ^усилие начнет уменьшаться и пузырек войдет в канал капилляра. Следова- .тельно, для выталкивания пузырька из расширения в канал необходимо достичь требующегося максимального усилия. Пройдя суженную часть ((т. е. канал капилляра), при достижении последующего расширения пузырек да за свободно войдет в это расширение, так как в этом случае со стороны жидкости создается отрицательное усилие сопротивления.
(V, 81)(V, 81)t Рассматривая участок движения длиной L, состоящий из узких каналов, ^чередующихся с расширениями, можно написать:
(V, 81)
(V, 81)
L L \гх г^
Максимум значения) соответствует величине (-у-) которая
, ,7\ Ь / макс’
- называется градиентом разрушения.
Из сказанного выше, учитывая формулу (V, 81), можно сделать вывод: дебит газа скважин, призабойная зона которых заводнена, может быть уве- ш следующими способами:
увеличением градиента давления путем закачки газа в пласт через
* близко расположенные скважины;
г 2) уменьшением поверхностного натяжения жидкости (воды) путем до- рбавления специальных реагентов;
;3) переводом жидкости (воды) в парообразное состояние путем растворе-
ния се в другой жидкости, имеющей более высокую упругость паров.
:Этот способ основан на том, что эффект Жамэна может быть лишь в двух-
> фазной системе или при наличии двух несмешивающихся жидкостей. Кроме ; того, смешение воды с жидкостью, имеющей более высокую упругость паров, 'уменьшает поверхностное натяжение.
Из литературных данных1 известно, что лабораторными испытаниями i была подтверждена возможность оживления обводненных газовых скважин 1 путем добавления различных жидкостей (например, ацетона, содержащего 10% этилового спирта) к воде, находящейся в пласте, с целью увеличения
упругости паров раствора.
Проводились также лабораторные испытания по глушению скважины, пробуренной на газовый пласт, не содержащий воды, смесью четыреххлористого углерода с бензином и водой. Испытаниями в промысловых условиях установлено, что сокращение дебита наблюдается при вторичном вызове притока газа (т. е. после глушения скважины) при глушении водой, бензином в смеси с четыреххлористым углеродом, ацетоном в смеси с этиловым спиртом. Однако испытания также показали, что наибольший вред причиняет вода, меньший — бензин и затем ацетон.
Появление воды при эксплуатации газовых скважин может быть следствием слишком большой депрессии на пласт, вследствие чего образуется конус поднятия подошвенной воды. В отдельных случаях количество поступающей воды может быть столь значительным, что газ будет оттеснен от забоя. Основным средством борьбы с этим явлением надо считать изменение техно-
логического режима работы скважины, направленное на уменьшение депрессии, создаваемой между пластом и забоем.
Вынос воды с забоя скважины в этом случае должен обеспечиваться конструкцией подземного оборудования; эксплуатация скважины должна проводиться при спущенной колонне фонтанных труб, диаметр которых должен обеспечить требуемую скорость вертикального потока газа для выноса влаги на поверхность.
Появление воды и полное обводнение скважины неизбежны при водонапорном режиме пласта. По мере подхода краевой воды скважины, прилегающие к контуру газ — вода, будут постепенно обводняться. В каждом ряду скважин по мере продвижения контура воды неизбежен период, когда через нижние дыры фильтра будет поступать вода, а через верхние — газ. Поэтому в определенный период времени в скважину будет поступать смесь газа с водой. Вынос воды с забоя должен обеспечиваться правильным подбором диаметра фонтанных труб.
Для предотвращения прорыва контурной воды вследствие неравномерной проницаемости пород на отдельных участках пласта необходимо правильное регулирование забойного давления каждой скважины при установлении технологического режима работы скважин, пробуренных на данный пласт.
При некачественном цементаже или наличии дефектов в обсадной колонне в скважину проникает вода, которая может частично или полностью обводнить скважину. Вода может быть «верхней», т. е. находящейся в пластах, залегающих- выше продуктивного пласта, или «нижней».
Прорыв воды должен быть ликвидирован проведением подземных ремонтных работ.
Особенно опасно проникновение в скважину вод, напор которых превышает пластовое давление продуктивного пласта, так как эти воды могут обводнить не только скважину, но и пласт.
РАСЧЕТ ФОНТАННЫХ КОЛОНН
При расчете фонтанных колонн для газовых скважин надо исходить из двух противоположно влияющих условий. Первым условием является необходимая минимально допустимая скорость, которая должна быть достигнута в фонтанных трубах для обеспечения выноса жидкости и песка. Вторым условием является необходимость создания такого целесообразного максимально возможного перепада давлений при пропуске газа по фонтанной колонне, который смог бы обеспечить сохранение пластовой энергии для подачи газа по газосборным сетям (иногда и по магистральным газопроводам) до места потребления.
Определим, как будет меняться во времени принятая для некоторых начальных условий разность Лс = Р3 — Рт (где Р3 — давление на забое; РГ — давление на головке скважины) при различных режимах эксплуатации скважин. Произведем расчет для условий газового режима в пласте, при котором по мере разработки залежи пластовое давление уменьшается.
Как уже известно, формула (V, 186) для определения давления на забое по давлению на головке в случае движущегося столба газа имеет вид:
0,0683 yL/ 0,0683 yL \
рз2 = р^е гт ^Л^З±1Л\е zr — lj.
Обозначим
0,0683 yLо1,38 zW..
Приводим формулу к следующему виду:
(V, 82)(V, 82)
(V, 82)
(V, 82)
При расчетах изменением коэффициента трения Я по мере падения давления
•с течением времени пренебрегаем.
Рассмотрим режим постоянной скорости газа в забое, подчиняющийся уравнению
— = с = const,"з '
Для этого режима, заменив q величиной Р8с, можно написать:
Рг2 =Рг2 =Р 23 _ Д e2sР 23 _ Д e2sРз2С2(е28_1)Рз2С2(е28_1)e2se2s
Рг2 =
Рг2 =
Р 2
3 _ Д e2s
Р 2
3 _ Д e2s
Рз2С2(е28_1)
Рз2С2(е28_1)
e2s
e2s
или
■откуда■откудар 2 — рр 2 — р• 2з• 2зe2se2sAc2 (e2s —1)Ac2 (e2s —1)Рг - kP8,Рг - kP8,где k— постоянный коэффициент. . Коэффициент к равен:где k— постоянный коэффициент. . Коэффициент к равен:к =к =1—Лс2 (e2s —1)1—Лс2 (e2s —1)e2se2sилиилигдегдеСледовательно,Следовательно,Лс = Р8-кР3 = Р3^-к^^С = kxq,Лс = Р8-кР3 = Р3^-к^^С = kxq,Следовательно, для режима постоянной скорости газа в забое с течением времени (поскольку дебит скважины q при этом режиме по мере падения пластового давления снижается) депрессия в скважине уменьшается. Между дебитом скважины и депрессией в фонтанной колонне (т. е. разностью давлений в забое и на головке) существует прямолинейная зависимость (фиг. 97).2. Рассмотрим режим постоянной депрессии в пласте, т. е.Следовательно, для режима постоянной скорости газа в забое с течением времени (поскольку дебит скважины q при этом режиме по мере падения пластового давления снижается) депрессия в скважине уменьшается. Между дебитом скважины и депрессией в фонтанной колонне (т. е. разностью давлений в забое и на головке) существует прямолинейная зависимость (фиг. 97).2. Рассмотрим режим постоянной депрессии в пласте, т. е.Дп = Рп — Р3 = const.Дп = Рп — Р3 = const.В этом случае можно написать:В этом случае можно написать:РП2 - Рз2 = (Ри - Рз) (Ри + Р3) = Л (2Рз + ^п).Двучленная формула притока газа к забою имеет вид:РП2 - Рз2 = (Ри - Рз) (Ри + Р3) = Л (2Рз + ^п).Двучленная формула притока газа к забою имеет вид:Рп2 — Р32 = aq + bq^.Рп2 — Р32 = aq + bq^.
■откуда
■откуда
р 2 — р
р 2 — р
• 2з
• 2з
e2s
e2s
Ac2 (e2s —1)
Ac2 (e2s —1)
Рг - kP8,
Рг - kP8,
где k— постоянный коэффициент. . Коэффициент к равен:
где k— постоянный коэффициент. . Коэффициент к равен:
к =
к =
1—Лс2 (e2s —1)
1—Лс2 (e2s —1)
e2s
e2s
или
или
где
где
Следовательно,
Следовательно,
Лс = Р8-кР3 = Р3^-к^
^С = kxq,
Лс = Р8-кР3 = Р3^-к^
^С = kxq,
Следовательно, для режима постоянной скорости газа в забое с течением времени (поскольку дебит скважины q при этом режиме по мере падения пластового давления снижается) депрессия в скважине уменьшается. Между дебитом скважины и депрессией в фонтанной колонне (т. е. разностью давлений в забое и на головке) существует прямолинейная зависимость (фиг. 97).
2. Рассмотрим режим постоянной депрессии в пласте, т. е.
Следовательно, для режима постоянной скорости газа в забое с течением времени (поскольку дебит скважины q при этом режиме по мере падения пластового давления снижается) депрессия в скважине уменьшается. Между дебитом скважины и депрессией в фонтанной колонне (т. е. разностью давлений в забое и на головке) существует прямолинейная зависимость (фиг. 97).
2. Рассмотрим режим постоянной депрессии в пласте, т. е.
Дп = Рп — Р3 = const.
Дп = Рп — Р3 = const.
В этом случае можно написать:
В этом случае можно написать:
РП2 - Рз2 = (Ри - Рз) (Ри + Р3) = Л (2Рз + ^п).
Двучленная формула притока газа к забою имеет вид:
РП2 - Рз2 = (Ри - Рз) (Ри + Р3) = Л (2Рз + ^п).
Двучленная формула притока газа к забою имеет вид:
Рп2 — Р32 = aq + bq^.
Рп2 — Р32 = aq + bq^.
Применительно к режиму Att == const
^п (2Р3 4- ^п) — аЧ 4~ bq-, откуда
(V, 83)(V, 83)п _ а? + ^?2Jn
(V, 83)
(V, 83)
Так как
,2,2(e2s—if _ /рз2-Л92 (e2s-l)
,2
,2
e2s ~е5
то, подставив полученное значение, будем иметь:
Ас, атАс, атq, тыс. нм3]суткиq, тыс. нм3]суткиФиг. 97. Зависимость между дебитом и депрессией в сква-Фиг. 97. Зависимость между дебитом и депрессией в сква-РуРуСледовательно,Следовательно,-Aq^e2s-A-Aq^e2s-Aжине при режиме постояннойскорости газа в забое.жине при режиме постояннойскорости газа в забое.
Ас, ат
Ас, ат
q, тыс. нм3]сутки
q, тыс. нм3]сутки
Фиг. 97. Зависимость между дебитом и депрессией в сква-
Фиг. 97. Зависимость между дебитом и депрессией в сква-
Ру
Ру
Следовательно,
Следовательно,
-Aq^e2s-A
-Aq^e2s-A
жине при режиме постояннойскорости газа в забое.
жине при режиме постояннойскорости газа в забое.
По мере разработки залежи уменьшается значение Рп и, следовательно, Р3, так как по условию РИ— Р3 = const, уменьшается и дебит q.
Из формулы (V, 83) также видно, что между Р3 и q существует параболическая зависимость, причем величина Р3 изменяется более резко, чем q. Из этого вытекает, что если с течением времени дебит изменился, например, в 2 раза, то, значит, величина Р3 изменилась более чем в 2 раза.
Что касается депрессии в скважине Дс, то характер ее изменения зависит от ряда величин. Величину Дс можно выразить следующим образом:
ЛЛ(V,84)(V,84)
Л
Л
(V,84)
(V,84)
Как показывают аналитические расчеты, для условий режима Ди — с, для которых величина Р3 определяется по формуле (V, 83), значение
у\ дгА^-^
—— по мере уменьшения Р3 и q увеличивается.
Следовательно, депрессия в скважине Дс определяется произведением двух коэффициентов [см. формулу (V, 84)], из которых первый с течением времени уменьшается, а второй увеличивается. В зависимости от того, как изменяются коэффициенты, величина Дс может с течением времени либо увеличиться, либо уменьшиться. Величинами, влияющими на характер изменения депрессии, являются численные значения а, Ь, А и А.
Рассмотрим режим постоянного давления в забое Р3 — const, который применяется при исключительно тяжелых условиях эксплуатации газовых скважин при наличии плывунов, слагающих продуктивный пласт.
откудаоткудаФиг. 98. Зависимость между забойным давленном и депрессией в скважине при режиме постоянного суточного дебита.Фиг. 98. Зависимость между забойным давленном и депрессией в скважине при режиме постоянного суточного дебита.
откуда
откуда
Фиг. 98. Зависимость между забойным давленном и депрессией в скважине при режиме постоянного суточного дебита.
Фиг. 98. Зависимость между забойным давленном и депрессией в скважине при режиме постоянного суточного дебита.
Обозначим:
Р3 = к = const,
В этом случае
Л2 = Рг2е2Ч Aq^ (e2s — 1),
К А2—Лд2 (e2s—1)
Соответственно
Из этого уравнения видно, что с течением времени (поскольку дебит по мере падения пластового давления уменьшается) депрессия в скважине Ае также уменьшается.
Рассмотрим режим Рг = = const. Этот режим связан не с геолого-техническими ограничениями эксплуатации скважин, а с необходимостью поддержания постоянного давления на головке для обеспечения подачи по газосборным сетям постоянного количества газа.
Для этого случая, приняв Рг = к, получим:
/<2 = №e2s 4- Л4 (e2s — 1)
или
Р3 = j/&Vs -j- Aq^ (e2s — 1) .
Следовательно,
Л = рз — Ру = У №els + Аф (e2s — 1) — к
или
(V, 86)(V, 86)Zle =*[]Z>4-^1 (^*-1) —1] .
(V, 86)
(V, 86)
Отсюда видно, что с течением времени (поскольку дебит при этом режиме, как и при всех ранее рассмотренных режимах, по мере падения пластового давления падает) депрессия в скважине уменьшается.
Рассмотрим режим постоянного суточного дебита q = const. Этот режим так же, как й предыдущий, не связан ограничительными условиями эксплуатации, а зависит от условий потребления газа. Зависимость между забойным давлением и депрессией в скважине при этом режиме дана на фиг. 98.
Принципиальное различие этих двух режимов заключается в следующем. Первый режим (Рг = const) может быть применен в условиях осложненной эксплуатации, так как при такой эксплуатации основные элементы режима (скорость в забое и депрессия в пласте) уменьшаются. Второй режим (q =
= const) может быть применен в условиях эксплуатации, допускающих неограниченный отбор газа; при этом скорость в забое и депрессия в пласте возрастают.
Примем для режима q — const величину Ад2 в формуле (V, 82) равной постоянной величине к; тогда получим:
Л2 =Л2 =e2s к e2se2s к e2s
Л2 =
Л2 =
e2s к e2s
e2s к e2s
откуда
Л = Рз — РГ = Р3~Л = Рз — РГ = Р3~кк(e2s —1) e2s(e2s —1) e2s
Л = Рз — РГ = Р3~
Л = Рз — РГ = Р3~
к
к
(e2s —1) e2s
(e2s —1) e2s
Определим производную от депрессии в скважине по забойному давлению Р3;
|Рз Рз
/ZZZZTPEEAVёр^ч?®^ '
* e2s К e2s
Проверим значение производной на максимум и минимум. Если
тоилиоткудатоилиоткудаes у Р^-Це28 — !)
то
или
откуда
то
или
откуда
Р32 = р^ _ ke2s (e2s _
Р^ (e2s —l) = e24(e2s-l),
P32 - e2sk и P3 - es Vk.
Значит, при P3 — eVk кривая Ac = /(P3) имеет экстремум. Так как
VpT4k(e2s-l) -рз
dMc 1V Р^ — kp2s — 1)
dp3a "Р32 —к p2s — l)~
1 [P32_A(c2s-1)]-P^ _ ! _k(e2s-A
е« -[Рз2_Л(е25_1)]з/2* ез [Рз^к(е^_^12>^,
то ясно, что точке Р3 = е8 У к соответствует минимум кривой.
Учитывая, что забойное давление Р3 с течением времени при эксплуатации по режиму q = const уменьшается, можно сделать следующий вывод. Депрессия в скважине Лс с течением времени сперва уменьшается, а затем увеличивается. При горизонтальном потоке этого не происходит, так как при q = const кривая не имеет экстремума.
Для того чтобы при заданном начальном забойном давлении определить, пройдет ли кривая через минимум, вполне достаточно вычислить величины Vке8. Если Р3. нач > V^^ то кривая пройдет через минимум, т. е. по мере
^уменьшения забойного давления депрессия Ас будет сперва уменьшаться, а потом возрастать. Если Р3 < V ке®, то депрессия Ас в течение эксплуатации убудет только возрастать. Если Р3. нач = V ке®, то Ас будет только возрастать, как и в предыдущем случае.
■ В случае, когда при начальном значении Р3, при наличии в дальнейшем минимума кривой Ас = / (Р3) желательно определить, при каком значении |Р8 величина Ас сравняется с Ас. нач, надо решить уравнение Ас = Р3 — Рг ^относительно Р3, приняв Ас — Ас. нач-
I Очевидно, в этом случае
Ас. нач — РзАс. нач — Рз,2s,2se2s —1e2se2s —1e2s
Ас. нач — Рз
Ас. нач — Рз
,2s
,2s
e2s —1e2s
e2s —1e2s
^ Это уравнение дает два корня. Первый корень дает величину Л3. нач, ^второй — искомое значение Ра при Ай = Ас. нач.
Решая уравнение, получаем:
р Л1з ^с. начр Л1з ^с. нач33— к— кРз22Рз Ас. нач -}- А£ начРз22Рз Ас. нач -}- А£ начРз2 e2sРз2 e2se2s /7 / e2s-l\e2s /7 / e2s-l\
р Л
1з ^с. нач
р Л
1з ^с. нач
3
3
— к
— к
Рз22Рз Ас. нач -}- А£ нач
Рз22Рз Ас. нач -}- А£ нач
Рз2 e2s
Рз2 e2s
e2s /
7 / e2s-l\
e2s /
7 / e2s-l\
р 2 ^ зр 2 ^ зe2s_ 1e2s_ 12РА. „а, + pps-1* + JM- ] = °;2РА. „а, + pps-1* + JM- ] = °;р/Iе 'Г I/ /12ез с. нач ^s^ ■ Г с. нач ^s^3р/Iе 'Г I/ /12ез с. нач ^s^ ■ Г с. нач ^s^3V =V =qfp3 ’qfp3 ’
р 2 ^ з
р 2 ^ з
e2s_ 1
e2s_ 1
2РА. „а, + pps-1* + JM- ] = °;
2РА. „а, + pps-1* + JM- ] = °;
р/Iе 'Г I/ /12е
з с. нач ^s^ ■ Г с. нач ^s^3
р/Iе 'Г I/ /12е
з с. нач ^s^ ■ Г с. нач ^s^3
V =
V =
q
fp3 ’
q
fp3 ’
или
Определим, как будет изменяться скорость движения газа по колонне для различных режимов. Так как по мере подъема газа по колонне скорость будет увеличиваться, определим скорость в наинизшем сечении, т. е. в башмаке фонтанной колонны. Очевидно, что если эта скорость будет удовлетворять условиям выноса капельной влаги и частиц породы, то дальнейший вынос взвеси по колонне будет обеспечен.
Скорость газа в низшем сечении колонны
где F — площадь сечения фонтанных труб.
Рассмотрим, как будет изменяться скорость у при различных режимах эксплуатации газовой скважины.При режиме постоянной скорости газа в забоеРассмотрим, как будет изменяться скорость у при различных режимах эксплуатации газовой скважины.При режиме постоянной скорости газа в забоеу = рр = const,у = рр = const,е. скорость с течением времени остается постоянной.При режиме постоянной депрессии в пластее. скорость с течением времени остается постоянной.При режиме постоянной депрессии в пластеоткудаоткудаaq-Vbq2,2^п2Рз _aA-bqq2^п2q 'aq-Vbq2,2^п2Рз _aA-bqq2^п2q 'Из этого уравнения видно, что с течением времени, т. е.Рз уменьшения дебита q, значение уменьшается, т. е. величина увеличивается.При режиме Р3 = constИз этого уравнения видно, что с течением времени, т. е.Рз уменьшения дебита q, значение уменьшается, т. е. величина увеличивается.При режиме Р3 = constпо мереFP,по мереFP,Так как дебит q с течением времени падает, шается.При режиме РГ = constТак как дебит q с течением времени падает, шается.При режиме РГ = constто и скорость у умень-то и скорость у умень-илиилиРД = №e2s 4- Aq2 (e2s — 1)РД = №e2s 4- Aq2 (e2s — 1)Р 23qaР 23qak^e^sq^k^e^sq^4-H(e2s — l).4-H(e2s — l).Из этого уравнения видно, уменьшения дебита q, величина чением времени уменьшается.5. При режиме постоянногоИз этого уравнения видно, уменьшения дебита q, величина чением времени уменьшается.5. При режиме постоянного
Рассмотрим, как будет изменяться скорость у при различных режимах эксплуатации газовой скважины.
При режиме постоянной скорости газа в забое
Рассмотрим, как будет изменяться скорость у при различных режимах эксплуатации газовой скважины.
При режиме постоянной скорости газа в забое
у = рр = const,
у = рр = const,
е. скорость с течением времени остается постоянной.
При режиме постоянной депрессии в пласте
е. скорость с течением времени остается постоянной.
При режиме постоянной депрессии в пласте
откуда
откуда
aq-Vbq2,
2^п
2
Рз _
aA-bq
q
2^п
2q '
aq-Vbq2,
2^п
2
Рз _
aA-bq
q
2^п
2q '
Из этого уравнения видно, что с течением времени, т. е.
Рз уменьшения дебита q, значение уменьшается, т. е. величина увеличивается.
При режиме Р3 = const
Из этого уравнения видно, что с течением времени, т. е.
Рз уменьшения дебита q, значение уменьшается, т. е. величина увеличивается.
При режиме Р3 = const
по мере
FP,
по мере
FP,
Так как дебит q с течением времени падает, шается.
При режиме РГ = const
Так как дебит q с течением времени падает, шается.
При режиме РГ = const
то и скорость у умень-
то и скорость у умень-
или
или
РД = №e2s 4- Aq2 (e2s — 1)
РД = №e2s 4- Aq2 (e2s — 1)
Р 2
3
qa
Р 2
3
qa
k^e^sq^
k^e^sq^
4-H(e2s — l).
4-H(e2s — l).
Из этого уравнения видно, уменьшения дебита q, величина чением времени уменьшается.
5. При режиме постоянного
Из этого уравнения видно, уменьшения дебита q, величина чением времени уменьшается.
5. При режиме постоянного
что с течением времени, т. е. по мере Р 2
растет; следовательно, у = -^р- с те-
дебита, т. е. при q = const:
у = —-—
РРз
поскольку забойное давление Р3 с, течением времени увеличивается; скорость при этом режиме возрастает.
Из приведенных выше расчетов вытекает следующее.
Если при определении диаметра фонтанной колонны начальная депрессия в скважине (разница между забойным давлением и давлением на головке) равна величине Пс> то в дальнейшем депрессия Дс будет уменьшаться. Исключение составляют два случая:
а) когда скважина эксплуатируется при постоянном суточном дебите, хотя и при этом режиме на определенный период до достижения величины Р3, определяемой приведенной выше формулой, могут быть созданы условия, при которых величина Дс не выходит за пределы начального значения Jc (сперва Ис уменьшается, а затем увеличивается до ее первоначального значения);
I б) когда скважина эксплуатируется на режиме Jn = const; в этом случае |в зависимости от взаимосвязи между коэффициентами d, Л, а и Ъ изменение ^депрессии может быть различным.
Если при определении диаметра фонтанной колонны скорость газа в колонне в начальный период эксцлуатации равна унач, то с течением вре- •мени скорость либо остается постоянной, либо возрастает. Исключение состав- !ляют режимы, при которых остается постоянным либо забойное давление (Р3 = const), либо давление на головке (Рг = const). Однако необходимо отметить, что режим Р8 = const обычно применяется в осложненных условиях, ^следствием чего является незначительный (по абсолютной величине) дебит 1<скважины. Поэтому можно занизить диаметр фонтанной колонны против определяемого по расчету и тем самым создать большую скорость движения газа в начальный период эксплуатации скважины, без существенных потерь на ^трение. Это дает возможность на длительный период эксплуатации по мере уменьшения скорости потока не выйти за пределы минимально допустимой Скорости. .
То же относится и к режиму Рг = const, причем в этом случае вопрос гможет быть решен проще. В неосложненных условиях эксплуатации, когда необходимость применения этого режима вызвана условиями сохранения постоянного давления в газосборной сети и фонтанная колонна спускается не для обеспечения выноса взвеси, а для другой цели (например, для предохранения от разъедания стенок обсадных труб сероводородом), допустимо •постепенное уменьшение скорости потока газа по колонне.
г Отсюда следует, что если первоначально определенная по расчету депрессия Лс допустима (в отношении степени использования энергии пласта и ^обеспечения выноса взвеси в потоке газа), то условия для дальнейшей нормаль- ;ной эксплуатации, как правило, могут быть обеспечены и даже улучшены. ', Рассмотрим изменение с течением времени удельной работы £уд в кГм, необходимой для подъема на поверхность 1 ж3 газа.
Для простоты расчета примем, что средняя температура газа в скважине равна стандартной, т. е. 20° С, а работа расширения газа L в кГм при его прохождении от забоя до устья является изотермической. При этом можно написать.
L = 10 000 In-Ь-
£ = — = 10000 In
; поскольку
то
Но
.-q— = Fv*
■ з
',т. e.
PS
',e
PrVТ^ЛР^2ГЗ^у •
17 заказ 1377.
Обозначив
имеем:
Следовательно,
AF (e2s—1) = ^, рз
^г У 1 — kv8
(V, 87}(V, 87}Луд = 10 000 In———.
(V, 87}
(V, 87}
УУ 1 — kv8
Из уравнения (V, 87) видно, что с увеличением скорости г возрастает удельная работа £уд и, наоборот, с уменьшением скорости удельная работа уменьшается.
На основании произведенных выше расчетов составим следующую таблицу.
Режим эксплуатации
Изменение (с течением времени эксплуатации)
депрессии в скважине
скорости движения газа в фонтанной колонне
удельной работы
Режим постоянной скорости газа в забое
Режим постоянной депрессии в пласте
Режим постоянного давления в забое
Режим постоянного давления на головке скважины
Режим постоянного дебита скважины
Уменьшается
Неопределенный Уменьшается
»
Имеет минимум
Постоянный
Возрастает Уменьшается
»
Возрастает
Постоянный
Возрастает Уменьшается
»
Возрастает
Переходим к методике расчета фонтанных колонн.
Вполне очевидно, что расчет колонны должен производиться в соответствии с данными начального периода эксплуатации скважины. Для решения этой задачи необходимо определить величину той скорости у в башмаке колонны (назовем ее критической скоростью Уир), которая должна обеспечить вынос примесей в потоке газа при начальных условиях эксплуатации (величина давления на забое в начальный период эксплуатации Р8. нач определяется при установлении первоначального технологического режима эксплуатации скважины).
Разработанной методики определения величины гкр нет. Для определения гкр может быть принят тот же метод, что и для определения скорости газа в сепараторе; однако, если при расчете сепаратора требуется определить максимальную скорость потока, при которой частицы еще будут оседать, при расчете фонтанных колонн надо определить минимальную скорость, при которой частицы твердой и жидкой взвеси будут увлечены потоком газа и не осядут на забой скважины.
Учитывая, что по мере уменьшения давления во входном сечении с течением времени значение Уир будет увеличиваться (чем ниже давление, тем выше скорость, при которой начнется оседание частиц), согласно имеющимся опытным данным расчетное значение скорости можем принять равным 5 м^сек.
[■ Скорость потока газа в фонтанной колонне у в м]сек выражается формулой
QHa4 х юооо х 4
;У = "86400 л^Р3 нач
?где ^нач — дебит скважины в начальный период эксплуатации в нм? [сутки]
* Рз. нач — начальное забойное давление в скважине в ата] d— диаметр фонтанной колонны в см.
При v = 5 м[сек из уравнения (V, 88) получим:
d^0,2|/-|-.(V, 88а)
Таким образом, порядок расчета фонтанной колонны сводится к следующему.
По данным значениям <2нач и Р3. Нач определяется предварительно (ориентировочно) диаметр фонтанной колонны:
з. нач
Определяется фактическое значение d, которое должно соответствовать величине й^О^Ъ' .
Если диаметр фонтанной колонны dop получен в пределах допустимых величин (2—4"), то должен быть принят ближайший (как правило, ближайший меньший) стандартный диаметр; если значение dop выходит за пределы возможных допустимых величин, то должен быть принят максимально допустимый диаметр фонтанных труб. По принятому диаметру d определяется значение коэффициента
(V, 89)(V, 89)т — —
(V, 89)
(V, 89)
' Рз
Проверяется допустимость спуска фонтанных труб с учетом возможной максимальной депрессии в скважине (dc = Р3— Р^. Величина dc. макс определяется в каждом случае соответственно местным условиям.
Проверка производится следующим образом.
Величина депрессищ
Л = Рз — Рг = РзЛ = Рз — Рг = Рзeses
Л = Рз — Рг = Рз
Л = Рз — Рг = Рз
es
es
гдеЕЛИгдеЕЛИ41с — Рз41с — Рз
где
ЕЛИ
где
ЕЛИ
41с — Рз
41с — Рз
к = 1,38 х 10“6Яа27’2,
Но из уравнения (V, 89) получим:
d? =d? =т^’3р2,5т^’3р2,5
d? =
d? =
т^’3р2,5
т^’3р2,5
Подставляя это значение d5 в формулу, получим:
1,2 Vi+v ■
По формуле (V, 90), имея значения т, ^ и ^2, определяем получаемое в данном случае Дс.
. 4. Полученное значение dc сравнивается со значением возможного Лс- макс.
Если dc < -^с. макс, то определенный расчетом диаметр d может быть принят. Если Jc > Jc. Макс, то в скважину для обеспечения выноса взвеси должен быть спущен дополнительный ряд труб, а поток газа должен быть направлен по фонтанной колонне большего диаметра.
В случае, если конструкция- скважины не позволяет применить фонтанные трубы большего диаметра, то при эксплуатации поток газа (при спущенных сифонных трубах или без них) должен быть направлен непосредственно по обсадной колонне, если это позволяют условия, т. е. при отсутствии опасности разъедания обсадной колонны и оборудования устья скважины (трубной головки).
ГАЗОСБОРНЫЕ СЕТИ НА ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ
Газосборная сеть состоит из двух основных элементов:
из газоотводящей линии (шлейфа), идущей от прискважинных сооружений (обычно от одной или двух рядом расположенных скважин);
из газосборного коллектора, в который поступает продукция из газоотводящих линий (фиг. 99).
Конфигурация газосборных сетей может быть различной в зависимости от расположения скважин на газосборной структуре и от способа сбора газа. Газ может собираться из всех скважин в один общий коллектор для подачи на компрессорную станцию или непосредственно в магистральный газопровод; но может быть и раздельный сбор газа по давлению, из разных пластов, для транспортирования по разным газопроводам. Независимо от того, раздельно или совместно из всех скважин собирается газ, газосборные сети обычно подразделяют на следующие:
линейная газосборная сеть;
лучевая газосборная сеть;
кольцевая газосборная сеть.
Лучевую газосборную сеть можно считать разновидностью линейной сети, так как принцип сбора газа один и тот же: вместо одного коллектора для всех скважин имеется несколько линейных коллекторов. Кольцевая газосборная сеть в принципе отличается от первых двух типов. Различные точки кольцевого коллектора могут быть соединены при помощи хорд-перемычек, в которые подается газ из газоотводящих линий.
Основным преимуществом кольцевого коллектора является возможность бесперебойной подачи всего количества газа, если в какой-либо точке коллектора произойдет утечка газа или разрыв трубы, или другое нарушение нор- > мальной работы, требующее выключения отдельного участка.
Газоотводящие линии (шлейфы) от отдельных скважин, идущие от прискважинных сепараторных пунктов к месту подключения к общепромысловому газосборному коллектору, обычно прокладываются в зависимости от дебита и давления скважин из труб диаметром 2—4". Для высокодебитных скважин в отдельных случаях диаметр шлейфа увеличивается до б". В месте х подключения к газосборному коллектору на шлейфе устанавливаются задвижка и обратный клапан, а также свеча для освобождения линии от газа.
а — линейная; б — лучевая;^ в — кольцевая; г. п — газосборный пункт (или компрессорная станция).
На самом коллекторе на определенных интервалах друг от друга устанавливаются линейные отключающие задвижки и монтируются свечи для продувки линии и для выпуска газа в атмосферу. Это позволяет осуществлять ремонт отдельных участков сети без выпуска газа из всего коллектора, а в случае кольцевого коллектора — без прекращения подачи газа в магистральный газопровод. Для удаления влаги, которая может выпасть из газа в трубопроводах, в пониженных (по рельефу) местах устанавливают влагоотделители, которые обходчики должны продувать в определенные сроки.
Перед поступлением в магистральный газопровод или на компрессорную станцию газ направляется в общепромысловый пункт сепарации и учета газа. Здесь из газа удаляются влага и механические примеси, учитывается суммарное количество поступающего газа и, если необходимо, осуществляются мероприятия по предупреждению выпадения гидратов на дальнейшем пути следования газа (для этой цели наиболее часто применяется метанол). Кроме того, газ, проходящий через общепромысловый пункт сепарации и учета, обычно одоризуется, т. е. ему придается резкий запах для лучшего обнаружения его утечек на магистральном газопроводе и у потребителей.
Газосборные сети укладывают под землей на глубине промерзания грунта, но не менее 0,7 л» от поверхности земли. Более мелкое заложение даже в южных районах недопустимо, так как воздействие нагрузки от автомашин, тракторов и других передвигающихся на территории газового промысла механизмов может привести к повреждению соединений в трубах, вызвать утечку газа и даже аварию. Тем более недопустимо укладывать газосборные сети на поверхности земли.
Газосборный коллектор является газопроводом с приходом газа по пути.
Для определения потерь давления при прохождении газа по коллектору за основу может быть взята формула, по которой определяется течение газа
по горизонтальным трубопроводам. Расчет потери давления может быть произведен следующим образом.
Формула имеет вид:
Q = 493,58 Я2’666 ]/^^- •(V, 91)
Заменив величины Т и z их средними значениями Гср и zcp, а также ■7493,58
приняв к =, для участка коллектора получим
у yTz
Q,
где Q — количество газа, проходящего по участку коллектора в нм?! сутки;
Рг — давление в начале участка в ата;
Рг— давление в конце участка в ата;
I — длина участка в км.
Сделаем расчет потери давления в линейном коллекторе (через q обозначим приход газа со стороны, а через Q — количество газа, проходящего по коллектору).
Для первого (по ходу газа) участка коллектора
Q1 = q1 = kD2’666 У^^ или Qrli = й2£>5’333 (Л2 — ^22).
Для второго участка коллектора
Q2 = ?! + ?2 = to2'666 р/Уу+i. или Q^ = k^D5'333 1Р^ - Р^.
Для п-го участка коллектора / р 2рг
П ~ I IЬП2’666 1 / П п+1
Qu = 41 + Ча "г • • • + 7п = kDI / ;
ИЛИ■
Q^k-^D3'333 ^-?^^
Сложив эти уравнения, получим:
Q^k + Q^k + Q»4, + ■ • ■ + Qnk = k3D3-333 (.р» - /+ ^
откуда конечное давление
,Qi2/i+№+■•.+<№,Qi2/i+№+■•.+<№Д2£)6,333 .Д2£)6,333 .(V, 92)(V, 92)
,Qi2/i+№+■•.+<№
,Qi2/i+№+■•.+<№
Д2£)6,333 .
Д2£)6,333 .
(V, 92)
(V, 92)
Q^k^Qa^-V.-.-VQ^uQ^k^Qa^-V.-.-VQ^u(V, 92а)(V, 92а)начальное давление
Q^k^Qa^-V.-.-VQ^u
Q^k^Qa^-V.-.-VQ^u
(V, 92а)
(V, 92а)
^2£)5,333
При большом числе участков подключения расчеты по формуле (V, 92) весьма трудоемки. Поэтому для случая, когда дебит каждой из подключаемых скважин примерно одинаков и скважины удалены друг от друга на равные расстояния, можно применить следующий способ расчета.
' Газосборный коллектор можно представить как газопровод, в котором количество протекающего газа возрастает от нуля (в начальной его точке)
до максимума (в конечной точке). Если принять, что количество газа возрастает непрерывно вдоль длины коллектора, то можно написать:
; где q— удельная нагрузка, т. е. количество газа, притекающего извне в газосборный коллектор, на единицу длины;
L— длина коллектора.
Количество газа в таком коллекторе будет возрастать вдоль его длины по прямой линии. Сравним этот коллектор с газопроводом того же диаметра •с тем же начальным давлением, по которому подается, начиная от его начальной точки, то же количество газа Q. Расход газа по этому газопроводу выразится горизонтальной линией.
Очевидно, что для газопровода конечное давление
р _.(V, 93)
Для коллектора выражение ф^ + Q^z + • • • + Qn2U, поскольку ^тен = дкек» можно представить в следующем виде:
LL
I (qiy dl = у q4Ml = -^ , оо
или, так как qL = Q, то
J q44l = ^-. о
Отсюда [см. выражение (V, 92а)]
=(V’94)
П2 Q2Lf)13/c2D5’333П2 Q2Lf)13/c2D5’333РкРкСравнивая формулы (V, 93) и (V, 94) видим, что падение давления в коллекторе можно рассчитать по обычной формуле для газопровода, приняв в расчетах вместо фактической длины коллектора ^з его длины. Очевидно, что чем плотнее и равномернее расположены скважины, чем больше совпадает их дебит, тем меньше погрешности этого способа расчета по сравнению с расчетами по формуле (V, 92). Если имеется п равноудаленных точек одинакового прихода газа, то точный расчет давления может быть произведен по формуле
П2 Q2Lf)
13/c2D5’333
П2 Q2Lf)
13/c2D5’333
Рк
Рк
2n—1 где т) = ——
Определение потери давления в кольцевом коллекторе более сложно, так как в данном случае нужно ойределить нулевую точку, в которой поток разветвляется в обе стороны. Эта задача может быть решена только путем подбора нулевой точки; непосредственное аналитическое решение не может быть дано ввиду большого количества неизвестных, сводящих задачу к неопределенной системе. Если же принять, как и для линейного коллектора, нагрузку равномерно распределенной вдоль всего коллектора, то задачу можно решить
следующим образом. Нулевой точкой коллектора, очевидно, будет середина коллектора. Если общее количество газа, подаваемое по коллектору, Q = qL, то по одной ветви коллектора длиной будет поступать газ в количестве
Q
V или Т ‘
Следовательно, формула для определения конечного давления примет вид:
Р = Р 2 ' 2 / 2
К1№D^'m
или
'<v-95>
а для начального давления
(V, 95а)
Следовательно, потерю давления в кольцевом коллекторе можно определить по обычной формуле для линейного газопровода, приняв длину равной V24 от фактической полной длины коллектора.
До сих пор речь шла о коллекторе постоянного сечения. Ввиду возрастания количества газа вдоль длины коллектора целесообразно применять коллектор переменного сечения, .в котором изменение давления происходило бы так же, как и в обычном газопроводе постоянного сечения, т. е. между квядратом давления и длиной должна существовать прямолинейная зависимость. Применение подобных коллекторов, как показывают расчеты, дает экономию в весе труб приблизительно на 10% по сравнению с коллекторами постоянного сечения.
Согласно формуле (V, 91) можно написать:
Р/—Р22Q^Ta
— =—— const.
L(493,58)2 Z)5,3 3 3
Но если для данного газопровода при заданном Рх и количестве газа Q верно соотношение
то изменение квадрата давления вдоль длины газопровода выражается прямой линией и, следовательно, для любой промежуточной точки (например, для точки а) будет справедливо выражение:
pi2—р«2 _ Р?—Р22
Za * L *
В коллекторе (но не в газопроводе) постоянного сечения давление будет распределяться иначе. Для того чтобы зависимость между квадратом давления и длиной была прямолинейной, необходима следующая связь между отдельными участками коллектора:
Р 2Р 2 Р 2 Р 2Р 2 Р2
^2-^3 П« + 1
р1р2рп
НоНоЛ8~Л2^ Qi2 L УОз^*^^ *Л8~Л2^ Qi2 L УОз^*^^ *Л2—Л3 Q^Ч " Л«р25'333Л2—Л3 Q^Ч " Л«р25'333и т. д.и т. д.
Но
Но
Л8~Л2^ Qi2 L УОз^*^^ *
Л8~Л2^ Qi2 L УОз^*^^ *
Л2—Л3 Q^
Ч " Л«р25'333
Л2—Л3 Q^
Ч " Л«р25'333
и т. д.
и т. д.
Значит, необходимо следующее равенство:
Qi8 9гQn
д5,333/)|.333 — • • ■ — ^5,333 *
т. е.т. е., г) \5,333/ f) V\пг) -\Q1), г) \5,333/ f) V\пг) -\Q1)илиилиZ)2 _ "Di-Z)2 _ "Di-0,3750,375(V, 96)(V, 96)
т. е.
т. е.
, г) \5,333/ f) V
\пг) -\Q1)
, г) \5,333/ f) V
\пг) -\Q1)
или
или
Z)2 _ "Di-
Z)2 _ "Di-
0,375
0,375
(V, 96)
(V, 96)
' Из формулы (V, 96) видно, что для этого случая диаметры отдельных участков коллектора должны относиться друг к другу так, как количества таза, проходящего по этим участкам, в степени 0,375. Следовательно, в каждой новой точке подключения скважин диаметр коллектора должен меняться. Обычно коллектор, в который поступает продукция из ряда скважин, состоит не более чем из трех участков различного диаметра; поэтому на практике ■ условия прямолинейной зависимости между Q и Р2 не могут быть точно соблюдены.
УТЕЧКИ ГАЗА, ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ГАЗОВЫХ ВЫБРОСОВ
Одной из основных обязанностей работников, занятых на эксплуатации ■газовых скважин, является предотвращение наземных и подземных утечек газа, которые могут возникнут^ на отдельных участках газосборной системы, и ликвидация этих утечек.
К подземным утечкам относится переток газа из пласта с более высоким давлением в пласт с более низким давлением при сообщении этих пластов в скважине. Другим случаем подземной утечки может быть неудовлетворительный цементаж или нарушение герметичности обсадной колонны, вследствие чего газ по затрубному пространству может перетекать в какой-либо другой пористый пласт. На практике это приводит к выходу газа на поверхность либо через межтрубное пространство, либо по затрубному пространству в шахту. Работникам газовых промыслов также хорошо известны аварийные выходы газа, называемые грифонами. Грифон является результатом проникновения газа (из продуктивного или вышерасположенного пласта) по затрубному пространству. Достигая подпочвенных и почвенных слоев, т. е. рыхлой неспрессованной массы, газ, растекаясь во все стороны, выходит на поверхность на площади радиусом 50—100 м и более вокруг скважины.
Подобные подземные утечки газа являются обычно результатом некачественного проведения буровых работ и цементажа скважин.
К наземным утечкам относятся утечки в устьевом оборудовании. Утечки газа выше центральной задвижки могут быть устранены при перекрытии центральной задвижки.
Для ликвидации утечек в колонной и трубной головках, а также утечек, связанных с подземным ремонтом, необходимо глушение скважины водой или глинистым раствором, т. е. вывод скважины из эксплуатации с последующим после ликвидации утечки освоением скважины.
Эти операции трудоемки; кроме того, заполнение скважины водой, а тем более раствором нежелательно, так как проникновение воды и раствора в пласт может ухудшить продуктивную характеристику скважины. Необходимо иметь в виду, что незначительная вначале утечка, например во фланцах, не имеющая практического значения в отношении количества теряемого газа,, в процессе эксплуатации скважины может привести к разъеданию арматуры,, а в дальнейшем — к полному выходу скважины из-под контроля. Поэтому
монтаж колонных и трубных головок должен производиться с большой тщательностью; особое внимание должно быть обращено на качество рабочих поверхностей фланцев, на качество и укладку прокладок; фланцы должны быть затянуты полным количеством болтов. Известны случаи, когда отсутствие одного или двух болтов даже при незначительном рабочем давлении приводило к крупным утечкам и к аварийному состоянию скважины. Особый контроль должен быть установлен за всеми местами резьбовых соединений. Часты случаи утечки газа через неплотности в манометровых вентилях.
Причинами утечки (особенно это относится к газопромысловым сетям) являются также температурное перенапряжение в зимнее время и связанные с этим порывы трубопроводов и аппаратуры. Поэтому тщательный уход за отеплением всех коммуникаций — одна из мер предупреждения утечек.
Утечки в аппаратуре и трубопроводах, расположенных на поверхности, обнаруживаются при непосредственном наблюдении и по шипению выходящей ■струи газа, по запаху, если газ содержит, например, сероводород. При отсутствии сероводорода, если в газе содержатся бензиновые фракции, опытный работник может установить место утечки по запаху бензина. Более мелкие утечки обнаруживаются периодическим обмыливанием возможных мест утечки (напр имер, фланцевых с оединений).
Большое количество трубопроводов (например, все газопромысловые . сети) уложено не на поверхности, а заглублено в землю на 1—1,5 м. Утечка газа вследствие наличия свища в трубе, разрыва (полного или неполного) по сварному стыку или по целому месту трубы обнаруживается по шуму выходящего газа; менее значительные утечки можно определить летом по изменению цвета травы (пожелтению) и зимой по темным пятнам на снегу.
Аналитическим путем утечка газа определяется по показаниям манометров, установленных на пути движения газа, и по показаниям расходомеров — счетчиков газа.
Подземные утечки, когда газ не выходит на поверхность, могут быть обнаружены тщательным анализом результатов испытания скважин. Так, например, продуктивная характеристика нормально работающей скважины выражается в логарифмической сетке координат прямой линией, а продуктивная характеристика скважины, в которой имеется ощутимая подземная утечка, обычно выражается ломаной или кривой линией. Если несколько скважин с одинаковой конструкцией забоя, проведенных на один и тот же пласт, имеют приблизительно одинаковую характеристику, а отдельные скважины — резко -отличающуюся характеристику, то путем анализа следует убедиться, нет ли в данном случае подземной утечки.
Подземную утечку можно определить и при замере статического давления, когда давление на устье скважины меньше давления, зарегистрированного на соседних скважинах, пробуренных на тот же пласт.
При всякой подземной утечке газа через заколонное пространство, если выход газа связан с утечкой из продуктивного пласта (причиной выхода газа может быть также поступление газа из вышерасположенного газоносного пропластка), утечка происходит тем интенсивнее, чем меньше газа отбирается из скважины, т. е. чем выше забойное (и устьевое) давление скважины.
Иногда при открытии скважины полностью (с продувкой ее в атмосферу) грифоны, действующие при эксплуатации (т. е. при подаче газа из скважины под определенным противодавлением в газосборную сеть), прекращаются. В этом случае работы по ликвидации грифонов и подобных им утечек удобнее всего производить при наименьшем возможном давлении на устье скважины.
Для ликвидации грифонов, действующих на большой территории вокруг скважины, и крупных утечек через межколонное пространство необходимо заглушить скважину и произвести подземный ремонт.
‘ Открытое фонтанирование скважин — весьма тяжелая авария. Кроме ' тогр, что открытый бесконтрольный выпуск газа в атмосферу в условиях многодебитных пластов с высоким давлением приводит к большим потерям газа, резкие депрессии в пласте и огромная скорость движения газа в призабойной зоне создают угрозу выхода из строя самой скважины, затопления ' цласта водой и подземных утечек газа. Открытое фонтанирование может привести также к обвалу шахты, уходу вниз направления и даже кондуктора. Подобный выпуск газа очень опасен в пожарном и санитарном отношении.
Открытое фонтанирование газа через устье скважины, если верхний , фланец трубной или колонной головок не поврежден, ликвидируется установкой задвижки на фланец. Труднее ликвидировать аварии, связанные с выходом газа через конец трубы, не имеющий фланца, или через межтрубное пространство. Для ликвидации серьезной аварии на мощной скважине приходится бурить невдалеке от аварийной скважины батареи скважин для выпуска через них газа. Это делается для того, чтобы можно было производить 1 необходимые работы на устье аварийной скважины в более благоприятных условиях, т. е. при уменьшении потока газа. Например, для ликвидации аварии на одной скважине было пробурено вокруг нее в радиусе 60 м несколько скважин, которые были открыты в атмосферу для свободного фонта- . нирования. Благодаря этому газовый фонтан на аварийной скважине прекратился и удалось провести работы по герметизации для прекращения притока газа. Известен также способ ликвидации открытого фонтана путем бурения наклонных скважин с таким расчетом, чтобы их забои как можно ближе подходили к забою аварийной скважины; через эти скважины осуществляется закачка тяжелого раствора для глушения открытого фонтана.
Открытое бесконтрольное фонтанирование газом может возникнуть, если при перфорации скважины и после перфорации устье не оборудовано коренной (центральной) задвижкой, даже при стволе, заполненном водой или глинистым раствором. Газ, поступающий из скважины, может постепенно раз- газировать столб жидкости и, следовательно, снижать противодавление на забой. В результате этого может произойти газовый выброс, после чего скважина начнет фонтанировать чистым газом.
Открытое бесконтрольное фонтанирование газа может возникнуть, если в период возбуждения притока газа по техническим причинам нет возможности извлечь желонку или поршень. В таких случаях из-за наличия каната в задвижке не удается прикрыть ее и прекратить выход газа в атмосферу.'
Бесконтрольное фонтанирование газа может возникнуть также при прорыве газа в процессе освоения или эксплуатации скважины, при нарушении герметизации в колонной или трубной головке в результате плохо выполненного монтажа, а также при прорыве газа в межтрубное пространство из-за плохого качества монтажа колонных головок (или из-за неудовлетворительного цементажа и отступлений от технических правил бурения, когда колонная головка вообще отсутствует и обсадные колонны не обвязаны).
Известны случаи открытых газовых выбросов и фонтанов во время бурения газовых скважин при отсутствии контроля за качеством глинистого раствора (разгазирование при проходке газовых пластов и горизонтов).
ПРИСКВАЖИННЫЕ И ОБЩЕПРОМЫСЛОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Наземное оборудование скважины, включающее фонтанную арматуру, выкидные линии, сепараторы и другую аппаратуру и арматуру, называется обвязкой скважины. Все сооружения при скважине (будки, здания) называются прискважинными сооружениями.
Схема обвязки, Га также конструкция и типы арматуры и аппаратуры и типы прискважинных сооружений могут быть различными в зависимости от характеристики скважин и климатических условий месторождения.
Пройдя обвязку скважины, газ поступает в общепромысловую газосборную сеть, состоящую из газоотводящих линий (шлейфов) и газосборного коллектора (одного или нескольких).
К системе газосбора относятся все групповые промежуточные и конечные пункты учета, распределения и сепарации, а также предназначенные для других технологических целей объекты и связанные с этими объектами общепромысловые сооружения (помещения КИП, котельные и т. п.).
Фиг. 100. Обвязка малодебитной скважины.Фиг. 100. Обвязка малодебитной скважины.
Фиг. 100. Обвязка малодебитной скважины.
Фиг. 100. Обвязка малодебитной скважины.
Обвязка скважины, тип и конструкция арматуры и аппаратуры могут быть различными в зависимости от характеристики скважины. Тип прискважинных сооружений в значительной мере зависит от климатических условий данного место
рождения.
На фиг. 100 изображена обвязка малодебитной скважины низкого давления. На устье скважины установлена арматура простейшего типа, состоящая из несложной трубной головки 1, коренной задвижки 2, тройника Зт боковой задвижки 4, выкидной трубы 5, на которой установлен штуцер 6 дискового типа. Выкидная струна подключена к сепаратору. За сепаратором 7 на трубопроводе установлена диафрагма 8. Рядом установлена металлическая будка, в которой монтируется расходомер 9 для круглосуточного замера газа. Прискважинные сооружения отсутствуют.
На фиг. 101 показана схема обвязки мощной, высокодебитной скважины применительно к условиям эксплуатации газовых месторождений средней полосы СССР.
На устье скважины установлена фонтанная арматура высокого давления (на 150 или 250 ата пробного давления). Каждая из боковых струн снабжена двумя задвижками и регулируемым штуцером 1. Перед штуцером в каждую боковую струну врезана трубка 2, через которую в трубопровод подается метанол для предупреждения выпадения гидратов и льда в проходном сечении штуцера и труб. Трубка 10 служит для уравнения давления в бачке (давление газа на метанол в бачке снизу и сверху должно быть одинаковым).
После штуцера 1 на выкидных линиях установлены предохранительные клапаны 3, которые предназначены для предохранения всей обвязки от повышения давления выше допустимого, что может произойти, если почему-либо поступление газа в трубопровод прекратится.
В этом случае давление может подняться до величины фактического давления скважины, а на это давление рассчитана только фонтанная арматура, но не вся обвязка.
В применяемых в последнее время схемах обвязки многодебитных скважин имеются изменения: обвязка скважины, включая и прискважинные сепа- - раторы, рассчитывается на полное давление скважины, штуцеры устанавли- ; еаются после сепараторов, метанольные установки в тех случаях, когда имеется система обогрева прискважин- ! ных сооружений, отсутствуют, сам штуцер заключается в кожух, в ко- - тором циркулирует горячая вода.
1010Фиг. 101. Обвязка мощной скважины.Фиг. 101. Обвязка мощной скважины.IXIxcIXIxcВыкидные линии 4 (фиг. 101) подключены к сепараторам 5. В схему обвязки может быть включен один сепаратор или два сепаратора последовательно или параллельно. Из сепараторов 5 газ поступает в выкидной трубопровод 6, на котором установлена замерная диафрагма 7. Отбор давления ют замерной диафрагмы производится по двум медным трубочкам, подсоединенным к круглосуточно действующему расходомеру газа. Перед включением выкидной линии в общий газосборный коллектор, проходящий по промыслу, устанавливают обратный клапан 8 и задвижку 9.
10
10
Фиг. 101. Обвязка мощной скважины.
Фиг. 101. Обвязка мощной скважины.
IXIxc
IXIxc
Прискважинные сооружения состоят из помещения оператора и котельной, сепараторного помещения и помещения КИП, разделенных глухой стеной. Отопительная система (водяная) состоит из котла и разводящей сети с радиаторами, установленными в помещениях.
Иногда, как указывалось выше, сепараторы закапывают в землю или устанавливают в колодцах. В этом случае вся система наземных прискважинных сооружений и отопления значительно упрощается.
Основными элементами газосборных сетей являются влагоотделители, устанавливаемые в местах, где может скопляться влага, т. е. в пониженных точках (по рельефу) и в колодцах с отключающими и контрольными задвижками.
Накапливающуюся во влагоотделителе (водосборнике) влагу периодически выпускают (производя продувку) в атмосферу. •
Колодцы с отключающими задвижками устанавливают в местах подключения шлейфов с целью отключения отдельных скважин и на самом
газосборном коллекторе (на определенных расстояниях) для отключения отдельных ветвей коллектора при необходимости остановки их на ремонт.
Для окончательной сепарации газа от влаги и пыли и учета его суммарного количества на выходе газа с промысла обычно сооружается газосборный пункт (ГСП). Примерная схема ГСП изображена на фиг. 102. Сепарация
Фиг. 102. Общепромысловый газосборный пункт.Фиг. 102. Общепромысловый газосборный пункт.
Фиг. 102. Общепромысловый газосборный пункт.
Фиг. 102. Общепромысловый газосборный пункт.
I f
1 — приемная линия с промысла; 2 — горизонтальные сепараторы; з — диафрагма дляучета газа; 4 — продувочный патрубок для спуска воды и газа; 5 — выкидная линия,идущая к магистральному газопроводу.,
газа производится в горизонтальных сепараторах большой производительности, количество газа учитывается при помощи самопишущих расходомеров; для обеспечения бесперебойности учета количества газа обычно необходима установка еще запасного расходомера. Рядом с помещением сепараторов и счетчиков оборудуется помещение операторной. Котельная находится в том же здании, где располагаются технологические объекты, и по существу не отличается от прискважинной котельной.
На некоторых ГСП с целью предупреждения возможного выпадения влаги и закупорки магистрального трубопровода гидратами монтируется установка для подачи метанола. Помимо этого с целью придания газу резкого специ-
юического запаха для быстрого обнаружения его утечки при нарушении ^герметичности коммуникаций или прорыве трубопровода монтируется установка для подачи одоранта в поток газа, выходящего с ГСП.
f ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
[ Газовые скважины обслуживают операторы по добыче газа.
В зависимости от характеристики скважин и расположения прискважин- ных и других сооружений обслуживание может быть различным. Наблюдение за скважйной осуществляет оператор по добыче газа. Оператор наблюдает «за нормальным режимом эксплуатации скважины, производит регулярную -продувку сепараторов, принимает меры по предупреждению образования ^Гидратов, следит за соблюдением технологического режима работы скважины, наблюдая за показаниями расходомеров и манометров, следит за правильной работой расходомеров, регулирует по указанию диспетчера промысла режим скважины.
В его обязанности входят наблюдение за аппаратурой и арматурой и ликвидация мелких утечек.
На многих промыслах, связанных магистральными газопроводами с крупными промышленными центрами и городами, имеется селекторная телефонная связь, охватывающая все скважины, промысловую контору, диспетчерскую и общепромысловые пункты сдачи газа. Это дает возможность оператору, обслуживающему скважину, получать непосредственные указания от диспетчера и устанавливать связь с любым пунктом на промысле и с объектами магистрального газопровода.
Наблюдение за газосборными коллекторами осуществляется обходчиками, которые, регулярно* обходя обслуживаемые ими участки и проверяя показания манометров, следят за состоянием трассы коллектора и производят регулярную продувку водоотделителей.
Обходчики контролируют состояние колодцев и всей установленной арматуры или аппаратуры. При обнаружении утечек газа или каких-либо других неполадок, которые они не могут ликвидировать собственными силами, они немедленно сигнализируют.
До последнего времени каждая высокодебитная скважина обслуживалась оператором, а обход газопромысловых сетей осуществлялся обходчиками. В настоящее время на газовых промыслах применяют новый метод комплексного многоскважинного обслуживания по маршрутному часовому графику. Комплексность этого метода заключается в том, что, овладев другими профессиями, оператор одновременно выполняет обязанности обходчика и слесаря. Он регулярно обходит скважины и газопроводы по установленному графику и производит необходимые операции на скважинах и газопроводах, не прибегая к помощи слесарей по ремонту и прочего обслуживающего персонала. Если оператор не может ликвидировать неполадки собственными силами, то он по телефону просит об оказании помощи.
Исследование скважин с целью установления технологического режима их работы осуществляется геологической службой промысла, как правило,, через каждые 3 или 6 месяцев при участии операторов, обслуживающих скважины. Непрерывно повышающаяся благодаря технической учебе квалификация персонала, обслуживающего газовые скважины, позволит в ближайшее время осуществлять все необходимые работы по исследованию скважин силами самих операторов.
Имеющаяся на крупных газовых промыслах, питающих дальние магистральные газопроводы, селекторная телефонная связь дает возможность осуществлять диспетчерское управление всем процессом эксплуатации.
Промысловый диспетчер, имея связь непосредственно со скважинами и с работниками, занятыми на передаче газа по магистральным газопроводам, централизует все текущее управление эксплуатацией скважин. Опыт показал, что такая диспетчерская служба на промыслах вполне оправдала себя.
Дальнейшее усовершенствование обслуживания газовых скважин должно ■быть связано со всемерной автоматизацией вСех производственных процессов. Необходимо разрешить задачи автоматизации регулирования работы скважин и газовых промыслов в целом, автоматизации наблюдения и контроля за показаниями приборов и дистанционного управления разного рода процессами.
[ОБРАБОТКА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ |
С целью увеличения добычи из продуктивных пластов, представленных карбонатными породами, применяется солянокислотная обработка скважин. Соляная кислота, введенная в призабойную зону, реагирует с известняками и доломитами, и в результате этого расширяются поровые каналы, что улучшает условия для притока нефти или газа к забою скважины.
Реакция протекает следующим образом: в известняках
2НС1+СаСО3=СаС12+Н2О+СО2 в доломитах
4HC14-CaMg (CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2
Хлористый кальций и хлористый зцагний, которые появляются в результате реакции, легко растворяются в воде. Получающаяся углекислота также удаляется либо в растворенном, либо в газообразном виде. Скорость реакции кислоты с породой различна. Увеличение давления, при котором происходит реакция, уменьшает скорость реакции, температура действует в обратном направлении, т. е. при понижении температуры скорость реакции понижается. Поэтому обработку скважины желательно производить при высоком давлении и низкой температуре кислоты. Это дает кислоте возможность проникнуть глубоко в призабойную зону и уже после этого реагировать с породой продуктивного пласта. Для вытеснения кислоты в пласт в качестве «нагрузки» применяются вода, нефть и газ.
Для закачки в пласт применяется раствор технической соляной кислоты крепостью 8—14%. Количество раствора различно и в среднем составляет 0,4—1,5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала забоя.
Применение концентрированной технической кислоты для обработки скважин недопустимо, так как такая кислота, реагируя с металлом, в короткий срок разрушает оборудование, коммуникации, а также обсадные и фонтанные трубы. Кроме того, при растворении пород концентрированной кислотой из раствора выпадает гипс, образующийся в результате реакции с ангидритами, а также из-за наличия в самой технической соляной кислоте некоторого количества серной кислоты. Поэтому для обработки скважин применяется водный раствор технической соляной кислоты крепостью 8—14% с добавкой специальных веществ — ингибиторов, предохраняющих металл от разъедания кислотой. Такая кислота удерживает в растворе гипс и не дает ему возможности выпасть и закупорить поровое пространство пласта.
Обработку газовой скважины соляной кислотой можно производить двумя способами: либо после предварительной остановки скважины и ее глушения, либо (в отличие от обработки нефтяной скважины) непосредственно в процессе эксплуатации.
Первый способ не отличается по существу от способа обработки нефтяных скважин. Его преимуществом (по сравнению со вторым способом) является
|обязательная подготовка скважины: очистка забоя от буровой грязи и пробки, также очистка всего подземного оборудования, в частности фонтанных или раливочных трубок, через которые производится закачка кислоты. Если |газовая скважина к моменту обработки находилась в эксплуатации, то Необходимо ее заглушить. Для глушения лучше применять нефть; если Сто невозможно, то воду и лишь в крайнем случае глинистый раствор. Непосредственно перед обработкой глинистый раствор должен ■быть заменен свежей водой или нефтью. После очистки и подготовки забоя 5 и заполнения скважины водой или нефтью в сква-
;жину через фонтанные трубы закачивается кислота ьв количестве, достаточном для заполнения ствола Скважины против обрабатываемого интервала ! (фиг. 103); при этом жидкость, заполняющая сква- ’•жину, вытесняется через межтрубное пространство при открытых задвижках 7. Затем задвижки 7 перекрываются, и в пласт насосом продавливается кислота в количестве, которое определяется расчетом. После окончания закачки кислоты производится ее вытеснение из скважины, фонтанных трубок и подводящих линий «нагрузкой» воды, нефти или газа. Затем как вся кислота из сква- ткины вытеснена в пласт, скважина оставляется на некоторое время (6—30 час. в зависимости от условий) под давлением. После этого скважина открывается, остатки кислоты и буровой грязи продуваются в атмосферу.
Приведенный метод обработки не является единственным. Есть, например, метод, при котором кислота закачивается через пакер; этот метод применяется в условиях большой проницаемости пласта, когда невозможно создать столб жидкости над кислотой в кольцевом пространстве.
По второму способу солянокислотная обра-
В мерный чан ,7В мерный чан ,7- 6 -- 6 -От быкида насосаОт быкида насосаФиг. 103. Схема обработки газовой скважины соляной кислотой.Фиг. 103. Схема обработки газовой скважины соляной кислотой.— водозакрывающая колонна;— вакуумметр; з — обрабатываемый известняк; * — манометр; 5 — насосно-компрессорные трубы; 6 — чан с кислотой; 7 — задвижка.— водозакрывающая колонна;— вакуумметр; з — обрабатываемый известняк; * — манометр; 5 — насосно-компрессорные трубы; 6 — чан с кислотой; 7 — задвижка.ботка производится непосредственно в процессе эксплуатации газовых скважин. В этом случае к устьевому оборудованию подключается выкид насоса, подающего кислоту, и в скважину под давлением закачивается требующаяся порция кислоты. После этого газом при помощи компрессора или непосредственно из газопровода высокого давления создается нагрузка для продавли-
В мерный чан ,7
В мерный чан ,7
- 6 -
- 6 -
От быкида насоса
От быкида насоса
Фиг. 103. Схема обработки газовой скважины соляной кислотой.
Фиг. 103. Схема обработки газовой скважины соляной кислотой.
— водозакрывающая колонна;
— вакуумметр; з — обрабатываемый известняк; * — манометр; 5 — насосно-компрессорные трубы; 6 — чан с кислотой; 7 — задвижка.
— водозакрывающая колонна;
— вакуумметр; з — обрабатываемый известняк; * — манометр; 5 — насосно-компрессорные трубы; 6 — чан с кислотой; 7 — задвижка.
вания кислоты в пласт и скважина в течение нескольких часов остается под давлением. Затем скважина продувается для очистки от остатков кислоты и грязи. Преимущество этого способа заключается в том, что при нем не требуется останавливать скважину и глушить ее. Таким образом, нет основания опасаться проникновения глинистого раствора и воды в призабойную зону и ухудшения ее проницаемости. Известны случаи, когда дебит скважины, введенной в эксплуатацию, после ее глушения заметно ухудшался по сравнению с первоначальным дебитом. Но солянокислотная обработка без предварительной очистки забоя от пробки также может не дать требуемого эффекта.
Вода и нефть, применяющиеся в качестве нагрузки при продавливании раствора соляной кислоты в пласт, также способствуют ухудшению продуктивной характеристики скважины, создавая жидкостный затвор в зоне, непосредственно примыкающей к забою скважины. Помимо воды (и нефти), оттесненной в пласт, в результате реакции кислоты с породой, как было указано выше, также образуется вода. С целью облегчения удаления воды в раствор соляной кислоты добавляют интенсификаторы (нейтрализованный черный
18 Заказ 1377.
контакт, креозот и др.) — вещества, уменьшающие поверхностное натяжение воды.
Глинизация стенок скважин затрудняет проникновение раствора соляной кислоты в пласт. Поэтому в некоторых случаях при подготовке забоя скважину предварительно обрабатывают грязевой кислотой, в состав которой входят, кроме соляной кислоты, вещества, понижающие поверхностное натяжение жидкости и улучшающие смачивание кислотой частиц глинистой корки. В грязевой кислоте содержатся также вещества, растворяющие силикаты и другие соединения, находящиеся в глинистом растворе. Проходя по каналам пласта после разрушения глинистой корки, грязевая кислота отделяет приставшие к корке частицы глины.
Обработка какого-либо определенного интервала разреза продуктивного пласта, вскрытого скважиной, называется селективной обработкой. Для селективной обработки, чтобы изолировать необрабатываемый участок, применяют так называемые бланкеты, обычно представляющие собой раствор хлористого кальция СаС12 или хлористого натрия NaCl. Можно применять и пакер. Если в скважине имеется зумпф, то во избежание лишнего расхода кислоты устанавливают бланкеты или засыпают зумпф песком.
В некоторых случаях скважину подвергают последовательно нескольким обработкам, определяя полученный эффект (прирост добычи) после каждой обработки. Такой способ называется серийной обработкой.
Солянокислотная обработка газовых скважин в некоторых случаях применяется на месторождениях СССР, продуктивные пласты которых сложены карбонатными породами.
Рассмотрим результаты солянокислотной обработки восьми скважин на одном месторождении. Скважины имели 6" эксплуатационную колонну. Фонтанные трубы не были спущены. Пластовое давление составляло около 15 ат, пласт был весьма проницаем и легко поглощал жидкость. К головкам скважин, находящихся под давлением газа, была подключена выкидная линия от насоса, после чего произведена закачка 14%-ного раствора соляной кислоты. При закачке давление на выкиде насоса доходило до 30 ат. После закачки кислоты была создана нагрузка газом под давлением 17 ат в течение 24 час. После этого произведены продувка скважин в атмосферу и их исследование. Получены следующие результаты.
№ скважины
Свободный дебит перед обработкой, тыс. нм3 (сутки
Свободный дебит после обработки, тыс. нм3 (сутки
Изменение свободного дебита, % к первоначальному
Количество закачанного раствора кислоты, м3
1
230
275
+ 20
4,0
2
190
295
+ 55
3,0
3
122
50
— 58
3,5
4
450
450
0
3,5
5
72
170
+136
3,0
6
225
360
+ 60
3,0
7
122
150
+ 23
3,0
8
430
600
+ 40
2,5
Примечание. Мощность продуктивного пласта, подвергшегося обработке, во всех скважинах одинакова. Скв. 3 продуктивный пласт вскрыт не полностью и выражен глинистыми известняками (в остальных скважинах глинистая фация в продуктивном пласте не обнаружена).
Рассмотрим результаты обработки пяти скважин на другом месторождении. Обработка этих скважин производилась после их предварительной
остановки и глушения. Закачка раствора кислоты (крепостью 10—16%) производилась через 2>1^' фонтанные трубы, башмак которых находился против середины обрабатываемого интервала. Раствор продавливался в пласт водой. Срок реагирования раствора кислоты с породой 1—3 суток.
Результаты обработки скважин следующие.
№ скважины
Свободный дебит перед обработкой, тыс. нм3]сутки
Свободный дебит после обработки, тыс. нм31 сутки
Увеличение свободного дебита, % к первоначальному
Количество закачанного раствора кислоты м3
1
210,0
560,0
+ 166
8,5
2
0,4
5,8
+1350
5,0
3
21,3
34,0
+ 60
1,9
4
850,0
140,0
+ 65
5,9
5
26,0
130,0
+ 400
5,5
Из приведенных данных видно, что солянокислотная обработка газовых скважин дает весьма значительный эффект.
Для определения эффекта солянокислотной обработки недостаточно построить кривую продуктивной характеристики скважины и сравнить ее с прежней кривой, так как это позволяет определить только возможный прирост суточного дебита. Более существенным будет определение суммарного эффекта за длительный период эксплуатации скважины. Для этого на графике, на который нанесены кривые продуктивной характеристики скважины по результатам испытаний, проведенных до обработки скважины соляной кислотой и после нее, строится по истечении определенного срока (например, через 6 месяцев) кривая по данным нового испытания. Подобные кривые строятся и в дальнейшем на том же графике. Сравнение полученных характеристик с первоначальной с учетом изменения давления за указанный срок дает возможность судить о суммарном эффекте, полученном за это время. Непосредственным показателем продолжительности эффекта обработки может быть величина абсолютного свободного дебита через какой-либо промежуток времени по сравнению с абсолютным свободным дебитом, который мог бы быть получен по первоначальной характеристике (без проведения обработки) с учетом падения пластового давления за истекший период.
Для очистки скважины от остатков глинистого раствора и выделяющихся из воды солей в последнее время применяется термохимический способ, при котором используется теплота реакции между соляной кислотой и другим реагентом. В частности, для этого используют тепловой эффект от реакции каустической соды с соляной кислотой. Куски каустической соды закладывают в нижнюю часть перфорированных фонтанных труб, снабженных глухим дном, а сверху накачивают соляную кислоту. Вместо каустической соды в скважину иногда спускают стержни металлического магния, а сверху также подают соляную кислоту.
Для обработки газовых скважин термохимический способ пока не применялся. В нефтяных скважинах он дает значительный эффект. Однако надо полагать, что для эксплуатации газовых скважин, сопровождающейся выносом воды большой минерализации, этот способ может найти применение, так как в данном случае может происходить закупорка призабойной зоны кристаллами соли.
РЕМОНТ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Подготовительные работы к ремонту скважин на газовых промыслах более сложны, чем на нефтяных промыслах. Это объясняется тем, что каждая газовая скважина является фонтанной и поэтому даже незначительный (текущий) ее ремонт требует предварительных работ по глушению скважины, * организации заготовки глинистого раствора, наличия промывочных агрегатов и т. д.
На нефтяных промыслах организованы бригады по текущему ремонту, в распоряжении которых находится трактор-подъемник, а также комплект мелкого оборудования и инструментов для спуска и подъема труб и штанг и для промывки песчаных пробок; конторы капитального ремонта имеют в своем распоряжении сложное буровое оборудование.
На газовых же промыслах обычно все работы по подземному ремонту осуществляются конторами или цехами капитального ремонта. Текущий подземный ремонт скважин на газовых промыслах большого распространения не имеет, так как в отличие от нефтяных промыслов здесь отсутствуют операции, связанные с глубиннонасосной эксплуатацией: спуском и подъемом глубинных насосов и штанг.
На газовых промыслах к текущему подземному ремонту относятся работы, связанные с промывкой неплотных песчаных пробок на месторождениях, где наблюдается пробкообразование, с заменой в отдельных случаях колонны фонтанных труб трубами другого диаметра, с заменой пакеров на скважинах, эксплуатирующих раздельно два горизонта.
Особенностью осуществления работ на газовых скважинах является, как указано выше, необходимость предварительного глушения скважин. Это производится обычно путем закачки воды или глинистого раствора при помощи заливочного или промывочного агрегата в затрубное пространство скважины.
Чем больше количество газа, отбираемого в это время через фонтанную колонну, тем легче выполнять самую трудоемкую операцию — подачу в скважину первых порций глинистого раствора или воды.
При отсутствии колонны фонтанных труб глушение скважины — более сложная операция, так как приходится создавать значительное противодавление на пласт (глушение скважины при этом обычно производится с применением лубрикатора).
Подземный капитальный ремонт газовых скважин
В большинстве случаев к подземному капитальному ремонту газовых скважин относятся следующие ремонтно-изоляционные работы:
изоляционно-оздоровительные — ликвидация притока верхней или нижней воды с целью предупреждения затопления эксплуатационного пласта и для создания нормальных условий его эксплуатации;
ремонтные работы по возврату и углублению — изоляция эксплуатационного пласта после полной его выработки либо по другим причинам, делающим невозможной его эксплуатацию данной скважиной, и переход к эксплуатации вышележащего или нижележащего пласта;
ремонтно-ликвидационные работы — ликвидация скважины после полной выработки пласта или по другим причинам.
Основной причиной, вызывающей необходимость производства изоляционно-оздоровительных работ, является обычно неудовлетворительный це- ментаж, вследствие чего создается сообщение по заколонному пространству между водоносным и газоносным пластами. Иногда причиной этого может быть также нарушение целости обсадных колонн.
В таких случаях иногда вместо оздоровительных работ приходится про- гводить работы по возврату скважины на верхний горизонт или даже ликвидационные работы.
it Кроме указанных работ, производится очистка забоя скважины от плотиной пробки. В некоторых случаях приходится осуществлять ловлю и подъем 'фонтанных труб, прихваченных плотной пробкой или оборвавшихся в про- ?цессе эксплуатации.
? К особому виду работ можно отнести ремонт и замену фильтров и сеток, ?а также выправление смятых колонн. При замене сеток необходимо поднимать ' старые сетки на поверхность, что связано с производством ловильных работ.
Определение места притока посторонней воды
| Если в процессе эксплуатации скважины обнаруживается, что вместе f с газом выносится посторонняя (верхняя или нижняя) вода (это можно уста- новить по анализу, зная характеристику пластовой воды), то скважину прежде ! всего глушат и определяют место притока воды. Вода может появиться с забоя i в результате плохого качества цементажа либо из затрубного пространства также в результате плохого цементажа или нарушения целости обсадной ' колонны (нарушение герметичности резьбовых соединений или трещина в трубах).
Существует два способа определения места притока воды: замер электротермометром и замер резистивиметром. Первый способ основан на определении разницы между температурой воды (или глинистого раствора), заполняющей скважину, и температурой посторонней воды, поступающей в скважину, второй — на определении разницы удельных сопротивлений этих вод.
При замере электротермометром или резистивиметром необходимо понижать уровень жидкости в заглушенной скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды. Однако этот метод можно применять только в том случае, когда приток воды настолько велик, что поступление газа из продуктивного пласта полностью прекратилось и, следовательно, нет опасности открытого газового выброса.
Если же снижение уровня жидкости в скважине связано с поступлением газа, то вместо метода снижения уровня применяется метод продавливания жидкости в пласт.
В общем случае место притока воды определяется следующим образом.
После того как скважина заглушена раствором или водой (при замере резистивиметром раствор или вода должны быть пресными, так как вода, приток которой требуется определить, обычно минерализована), производится контрольный замер температуры или удельного сопротивления по всей глубине скважины (от устья до забоя), который должен дать на диаграмме прямую вертикальную линию. При интенсивном притоке воды контрольный замер не производят, а сразу же после заполнения скважины жидкостью требующегося состава приступают к снятию показаний. Затем, если пользуются методом понижения уровня, понижают уровень до вызова притока воды в скважину. После этого при нескольких различных уровнях производят замеры.
При методе подлива 4—5 раз подливают воду или раствор в объеме, соответствующем 50—100 м столба жидкости в скважине. Температура подливаемой воды (при замере электротермометром) или степень ее минерализации (при замере резистивиметром) должны отличаться от температуры и солености воды, место притока которой нужно определить.
При ремонте газовых скважин к качеству цементажа должны быть предъявлены особенно повышенные требования. Если для разобщения отдельных пластов в нефтяных малодебитных скважинах ноздреватость цементного столба после
затвердения и отсутствие его монолитности могут не играть роли, то в газовых скважинах они недопустимы. Условия твердения цемента при наличии поступающего из пласта газа делают необходимым тщательный контроль це- ментировок. При забойных заливках и установке цементных мостов (например, для закрытия нижних дыр фильтра при наступающей подошвенной воде) обычную заливку при помощи желонки, широко применяемую при ремонте малодебитных нефтяных скважин, нельзя считать допустимой, так как она не обеспечивает требуемой герметичности; в этом случае следует производить заливку через заливочные трубки.
К испытанию обсадных колонн на герметичность после производства цементажатакже должны предъявляться по сравнению с нефтяными скважинами повышенные требования. Существует два способа испытания на герметичность: понижение уровня жидкости в колонне и опрессовка колонны, заполненной жидкостью. В первом случае по истечении срока, необходимого для затвердения цемента, понижают уровень жидкости в обсадной колонне до определенной глубины. Если заливка произведена удачно, то подъема уровня вследствие притока жидкости через цементный столб не должно быть. Во втором случае созданием давления на столб жидкости, заполняющей колонну до устья, также проверяется герметичность цементного моста или стакана.
Для газовых скважин испытания понижением уровня недостаточно, так как по результатам подобного испытания можно судить только о герметичности цементного столба, но не самой колонны, через которую при эксплуатации скважины может происходить утечка газа. Кроме того, незначительное количество газа, поступающего снизу (при наличии нижних газоносных пропластков) через цементный столб, также не будет влиять на изменение уровня, и заливка может быть признана удачной. Поэтому испытание обсадных колонн после цементажа в газовых скважинах должно проводиться путем опрессовки.
Инструмент для подземного капитального ремонта
В зависимости от характера ремонтных работ в газовой скважине применяются различные инструменты, которые можно подразделить на три следующие группы:
инструменты для чистки скважины от забойных пробок;
инструменты для ловли оставшихся в скважине различных предметов;
инструменты, применяемые в основном для подготовки к ловильным и прочим работам.
Для очистки скважины от песчаной пробки применяются желонки различного типа.
Для предварительного разрыхления песчаных пробок применяют пики, спускаемые на стальном канате. Иногда пику спускают с направляющими фонарями, например при работе в искривленных скважинах во избежание порчи стенок обсадной колонны при работе пикой.
К наиболее часто применяемым ловильным инструментам относятся труболовки. Они предназначены для ловли, отвинчивания и подъема на поверхность оставшихся в скважине фонтанных труб. Применяются внутренние труболовки — для ловли за внутреннюю поверхность трубы и наружные — для ловли за наружную поверхность трубы или под муфту. Как внутренние, так и наружные труболовки бывают двух типов: обычные и освобождающиеся. В зависимости от характера работ (т. е. от того, какое вращение необходимо дать труболовке в скважине) труболовки бывают правые и левые.
I К числу инструментов, захватывающих ловильные трубы изнутри, относятся также, кроме внутренних труболовок, метчики, имеющие в верхней части нарезку под замок бурильных труб, а в нижней части ловильную резьбу (правую или левую). Метчик представляет собой очень пологий конус, благодаря чему большое количество ниток может участвовать в работе. Попав метчиком в отверстие трубы, его начинают вращать для того, чтобы нарезать резьбу. Обычно метчик применяется для подъема незначительного количества труб.
При ловле труб большого диаметра метчики и труболовки снабжаются специальными направляющими воронками.
Для захвата, отвинчивания и подъема труб служат колокола, имеющие •в отличие от метчиков внутреннюю ловильную резьбу. Колокола также бывают правые и левые.
Применяются пауки (простые и магнитные), изготовляемые из отрезков [труб с вырезанными внизу зубьями, для ловли оставшихся на забое кусков I кабеля, каната, металлических предметов и т. д., а также разного рода крючки F (отводные — для установления по центру скважины прислоненной к стенке колонны труб, «счастливые» — для ловли эксцентрично расположенных, прилегающих к стенке скважины труб, крючки для ловли пакеров), вилки и т. п.
К вспомогательным инструментам, применяемым при подземном капитальном ремонте, предназначенным в основном для производства подготови- . тельных работ, относятся печати, служащие для точного определения месторасположения и формы верхнего конца предметов, находящихся в скважине. Для получения на печати оттиска наружная оболочка печати изготовляется из легко деформирующегося материала. В частности, получили большое распространение печати со свинцовой оболочкой. В корпусе печати имеется обычно сквозной канал для промывки. В печатях иногда вместо свинца применяется парафинистый состав*
КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛ ЬНЫЕ ПРИБОРЫ
При добыче природного газа применяются следующие контрольноизмерительные приборы:
приборы для контроля и определения давления, расхода и температуры;
приборы для регулирования давления, расхода и температуры.
Манометры и дифференциальные манометры
К первой группе относятся манометры, дифференциальные манометры и термометры, показывающие и самопишущие, различной характеристики. Наиболее простыми приборами общего назначения, кроме обычных U-образ- ных манометров, применяемых для определения давления, близкого к атмосферному, являются пружинные манометры, конструкция и принцип действия которых общеизвестны.
Для получения наиболее точных показаний следует подбирать шкалу манометров таким образом, чтобы замеряемые давления составляли приблизительно 2/3 от максимального показания шкалы. Для особо точных замеров, в частности при испытаниях газовых скважин, необходимо применять образцовые манометры с классом точности 0,2—0,35 (т. е. с возможной ошибкой 0,2—0,35% от максимального показания шкалы; класс точности обычных манометров обычно бывает не ниже 1,5).
Кроме указывающих манометров, в газодобывающей промышленности применяются самопишущие манометры. На диаграмме этих приборов, враща-
ющейся от привода, непрерывно записывается передаваемое на манометр давление. Приводом для вращения диаграммы служит либо часовой механизм, либо синхронный электродвигатель небольшой мощности (6,5 втп\ В газодобывающей промышленности в целях безопасности, а также из-за нецелесообразности подвода электротока к отдельным точкам промысла в большинстве случаев применяются регистрирующие приборы с приводом от часового механизма.
Самостоятельную группу составляют приборы для глубинных замеров давления и температуры. К этой группе относятся глубинные манометры.
Глубинный манометр (фиг. 104) собран в корпусе, который состоит из следующих частей: хвостовика 7, труб 3, 8, 20, муфты 21 и хвостовика 23. Давление газа в забое (или в любой точке, до которой спущен глубинный манометр) передается внутрь прибора через отверстие в трубе 3, воспринимается сильфоном 4 и передается на винтовую манометрическую пружину 9, которая надета на хвостовик 7 держателя 5. Полость манометрической пружины 9 соединена с полостью сильфона через капилляр 6. Полости пружины и сильфона заполняются лигроином или толуолом.'
Один конец манометрической пружины припаян к гайке,, навинченной на держатель 5. К другому концу пружины припаяна втулка 10, укрепленная на оси 11. На оси 11 укреплена муфта 13 с пружиной 14, на конце которой укреплено пишущее острие 15. Запись давления производится пишущим острием на диаграмме,, вставленной в каретку 12, укрепленную на ходовой гайке 16 ходового винта 17. Ходовой винт 17 через фрикцион 18 соединен с часовым механизмом 19.
Для фиксирования температуры в скважине в манометре предусмотрен максимальный термометр 2, помещенный в трубу 3.
Глубинный манометр спускается на проволоке диаметром 1,6—1,8 мм.
а также давление движущегося столба газа при эксплуатации скважины. Для спуска манометра в скважину на верхнем конце фонтанной арматуры устанавливается лубрикатор (фиг. 105).В верхней части лубрикатора имеется сальник для пропуска проволоки, на которой спускается глубинный манометр, соединенный с проволокой приа также давление движущегося столба газа при эксплуатации скважины. Для спуска манометра в скважину на верхнем конце фонтанной арматуры устанавливается лубрикатор (фиг. 105).В верхней части лубрикатора имеется сальник для пропуска проволоки, на которой спускается глубинный манометр, соединенный с проволокой приГлубинным манометром можно измерять давление неподвижного столба газа.
а также давление движущегося столба газа при эксплуатации скважины. Для спуска манометра в скважину на верхнем конце фонтанной арматуры устанавливается лубрикатор (фиг. 105).
В верхней части лубрикатора имеется сальник для пропуска проволоки, на которой спускается глубинный манометр, соединенный с проволокой при
а также давление движущегося столба газа при эксплуатации скважины. Для спуска манометра в скважину на верхнем конце фонтанной арматуры устанавливается лубрикатор (фиг. 105).
В верхней части лубрикатора имеется сальник для пропуска проволоки, на которой спускается глубинный манометр, соединенный с проволокой при
Фиг. 105. Устройство для спуска глубинного манометра в газовую скважину.Фиг. 105. Устройство для спуска глубинного манометра в газовую скважину.иомощи замка 22 (см. фиг. 104). После того как лубрикатор установлен на фонтанной арматуре, глубинный манометр, подвешенный на проволоке, вводится внутрь лубрикатора и сверху крепится сальник 1 (фиг. 105). Затем открывается задвижка 2, полость лубрикатора сообщается со скважиной и глубинный манометр спускается в скважину. После подъема глубинного прибора из скважины в лубрикатор закрывается задвижка 2 и манометр извлекается на поверхность.
Фиг. 105. Устройство для спуска глубинного манометра в газовую скважину.
Фиг. 105. Устройство для спуска глубинного манометра в газовую скважину.
Глубинные манометры еще недостаточно распространены на наших промыслах, однако надо полагать, что в ближайшем будущем они будут широко применяться для замера давлений в газовых скважинах.
Контрольно-измерительные приборы для определения объема газа (расходомеры) бывают различными в зависимости от метода определения расхода газа.
Расход газа определяется двумя методами:
объемным методом, при котором количество газа определяется непосредственно по объему прошедшего газа (объемные расходомеры); этот метод годится для определения небольших количеств газа при малых давлениях и поэтому в газопромысловой практике применения не получил;
скоростным методом, при котором количество газа вычисляется по скорости его прохождения.
Формула для определения количества газа этим способом имеет следующий вид:
Q = к VHP, где к — постоянный коэффициент, зависящий от диаметра трубы, диафрагмы и других параметров;
Н— перепад давлений в диафрагме;
Р— давление в трубопроводе.
Для тех случаев, когда 'давление Р в газопроводе не меняется или же регистрируется манометром (указывающим или регистрирующим), переменной величиной является только перепад Н, определяемый при помощи дифференциальных манометров. Дифференциальные манометры бывают показывающие (для единичного замера) и с самопишущим механизмом, приводом для которого служит либо часовой механизм, либо синхронный электромотор.
К показывающим дифференциальным манометрам
дифференциальные манометры простейшего типа — U-образные стеклянные;
поплавковые, с ртутным заполнением (фиг. 106).
Схема работы поплавкового дифференциального манометра показана на фиг. 107. Трубка, подсоединенная к точке отбора давления до диафрагмы, подключается к плюсовому сосуду 1, в котором помещен поплавок 3; трубка для отбора давления после диафрагмы подключается к минусовому сосуду 2. Сосуды 1 и 2 соединены трубкой и заполнены ртутью. Поплавок системой рычагов связан со стрелкой 4. В зависимости от высоты уровня ртути в плюсовом сосуде стрелка 4 занимает различное положение. Циферблат прибора в зависимости от условий эксплуатации (удельный вес газа, температура, давление в трубопроводе) градуируется непосредственно в единицах
расхода. Пределы измерения расхода зависят от величины минусового стакана.
В настоящее время для поплавковых дифференциальных манометров выпускаются сменные минусовые стаканы восьми размеров. Размеры сменных минусовых стаканов и перепады давлений поплавковых дифференциальных манометров даны в табл. 29.
Таблица 29
Фиг. 106. Указывающий поплавковый дифференциальный манометр.Фиг. 106. Указывающий поплавковый дифференциальный манометр.стаканаМаксимальный перепад давлений, мм рт. ст.Диаметр стакана, ммВысота стакана без штуцера, мм40139,015726375,517810051,6215416037,8287525029,05393640022,5583763016,37708100013,851184стаканаМаксимальный перепад давлений, мм рт. ст.Диаметр стакана, ммВысота стакана без штуцера, мм40139,015726375,517810051,6215416037,8287525029,05393640022,5583763016,37708100013,851184Размеры сменных стаканов поплавковых дифференциальных манометров и максимальные перепады давленийРазмеры сменных стаканов поплавковых дифференциальных манометров и максимальные перепады давленийОтношение высоты каждого стакана определенного номера и высоты стакана предыдущего номера (см. табл. 29) равно величине У 10. Так как расходы газа при постоянном значении Р пропорциональны корню квадратному из перепадов давлений (Q = kV Н\ то отношение максимальных расходов, замеряемых при применении различ
Фиг. 106. Указывающий поплавковый дифференциальный манометр.
Фиг. 106. Указывающий поплавковый дифференциальный манометр.
стакана
Максимальный перепад давлений, мм рт. ст.
Диаметр стакана, мм
Высота стакана без штуцера, мм
40
139,0
157
2
63
75,5
178
100
51,6
215
4
160
37,8
287
5
250
29,05
393
6
400
22,5
583
7
630
16,3
770
8
1000
13,85
1184
стакана
Максимальный перепад давлений, мм рт. ст.
Диаметр стакана, мм
Высота стакана без штуцера, мм
40
139,0
157
2
63
75,5
178
100
51,6
215
4
160
37,8
287
5
250
29,05
393
6
400
22,5
583
7
630
16,3
770
8
1000
13,85
1184
Размеры сменных стаканов поплавковых дифференциальных манометров и максимальные перепады давлений
Размеры сменных стаканов поплавковых дифференциальных манометров и максимальные перепады давлений
ных стаканов, равно ^lO.
Наряду с поплавковыми указывающими дифференциальными манометрами широко применяются регистрирующие, самопишущие дифференциальные манометры с приводом от часового механизма. Схема их такая же, как и у предыдущих (см. фиг. 107); вместо циферблата имеется диаграмма, приводимая в действие от часового механизма. К числу таких приборов относится получивший широкое распространение на газовых промыслах дифференциальный манометр ДП-410 (фиг. 108).
Ввиду того, что в большинстве случаев давление в газопроводах не является постоянной величиной, а также для удобства круглосуточной записи показаний давления и подсчета расхода газа наиболее широко используются поплавковые расходомеры с дополнительной записью статического давления. К числу таких приборов относятся расходомеры типа ДП-430 (фиг. 109).
За последнее время некоторое распространение получили сильфонные дифференциальные манометры, в которых для определения перепада давлений вместо поплавковой системы с двумя сообщающимися сосудами применяется сильфон.
Сильфонный узел (фиг. 110) встроен в плюсовый сосуд дифференциального манометра. При вращении винта 2 втулка 16 поднимается или опускается, скользя по направлению 19; ^при этом изменяется жесткость пружины и
Фиг. 107. Схема работы поплавкового дифференциального манометра. а — вид спереди; б — вид сзади.
Фиг. 108. Дифференциальный манометр ДП-410.
Фиг. 110. Узел сильфонного дифференциального манометра.Фиг. 110. Узел сильфонного дифференциального манометра.1 — колпак; 2 — винт; 3 и 4 — гайки; 5 — сальник; б — крышка; 7 — кольцо; 8 — полость^камеры; 9 — рычаг; 10 — ось; 11 — сильфон; 12 — тяга; 13—шарнир; 14—корпус; 15 и 16 — втулки; 17 — пружина; 18 — ограничитель;19 — направление; 20 — гайка.1 — колпак; 2 — винт; 3 и 4 — гайки; 5 — сальник; б — крышка; 7 — кольцо; 8 — полость^камеры; 9 — рычаг; 10 — ось; 11 — сильфон; 12 — тяга; 13—шарнир; 14—корпус; 15 и 16 — втулки; 17 — пружина; 18 — ограничитель;19 — направление; 20 — гайка.284Добыча газа284Добыча газа
Фиг. 110. Узел сильфонного дифференциального манометра.
Фиг. 110. Узел сильфонного дифференциального манометра.
1 — колпак; 2 — винт; 3 и 4 — гайки; 5 — сальник; б — крышка; 7 — кольцо; 8 — полость^камеры; 9 — рычаг; 10 — ось; 11 — сильфон; 12 — тяга; 13—шарнир; 14—корпус; 15 и 16 — втулки; 17 — пружина; 18 — ограничитель;
19 — направление; 20 — гайка.
1 — колпак; 2 — винт; 3 и 4 — гайки; 5 — сальник; б — крышка; 7 — кольцо; 8 — полость^камеры; 9 — рычаг; 10 — ось; 11 — сильфон; 12 — тяга; 13—шарнир; 14—корпус; 15 и 16 — втулки; 17 — пружина; 18 — ограничитель;
19 — направление; 20 — гайка.
284Добыча газа
284Добыча газа
Фиг. 109. Схема поплавкового механического дифференциального манометра с дополнительной записью статического давления. а — поплавковая камера с минусовым стаканом: 1 — поплавковый сосуд, 2 — сменный стакан, 3 — соединительная трубка, 4—поплавок, 5—рычаг, в — ось уплотняющей муфты; б — схема передачи движения перу дифференциального давления: 2 — ось уплотняющей муфты, [2—уплотняющая муфта, 3 — рычаг, 4 — винт, 5 — кулиса, 6 — ползунок, 7 — тяга, 8 — поводок, 9 — ось, 10 — мостик, 11 — перо дифференциального давления; в — схема передачи движения перу статического давления: 1 — трубочка, 2 — трубчатая пружина, 3 — гибкая скоба, 4 — ось, 5 — рычаг, 6 — винт, 7 — каретка, 8 — тяга, 9 — поводок, 10 — мостик, 11 — перо статического давления.
Фиг. 111. Конструкция пневматического регулятора давления.1 — винт; 2 — трубчатая пружина; 3 — регулирующее устройство; 4 — заслонка; 5 — манометры.Фиг. 111. Конструкция пневматического регулятора давления.1 — винт; 2 — трубчатая пружина; 3 — регулирующее устройство; 4 — заслонка; 5 — манометры.
Фиг. 111. Конструкция пневматического регулятора давления.
1 — винт; 2 — трубчатая пружина; 3 — регулирующее устройство; 4 — заслонка; 5 — манометры.
Фиг. 111. Конструкция пневматического регулятора давления.
1 — винт; 2 — трубчатая пружина; 3 — регулирующее устройство; 4 — заслонка; 5 — манометры.
Начальный натяг сильфона. Гайка 4 несет два ограничителя 18. Давление до диафрагмы подается через отверстие в корпусе и действует на сильфон снаружи. Давление после диафрагмы подается внутрь сильфона через отверстие
» крышке корпуса. Разность давлений, действующая на эффективное сечение йльфона, уравновешивается упругостью пружины и собственной упругостью [йльфона.
С При изменении разности давлений узел деформируется, деформации преобразуются тягой 12 и рычагом 9 в угловые перемещения оси уплотнительной 1уфты, передаваемые стрелке прибора. При превышении предельного зна- ©ния разности давлений днише сильфона упирается в ограничители 18.
Пределы измерения сильфонных дифференциальных манометров изме- [яются путем смены пружины сильфона.
Регуляторы давления
Регуляторы давления, применяемые в газодобывающей промышленности, йиожно разделить на две основные группы:
;1) регуляторы непосредственного (прямого) действия;
■2) регуляторы непрямого
^действия.
’В зависимости от условий
регулирования могут быть регуляторы для поддержания постоян- Кного давления до места их уста- |новки (регуляторы давления «до I себя») и регуляторы для поддержа- гния постоянного давления после места установки (регуляторы «помеле себя»).
; На скважинах с целью недо- ; пущения падения давления на головке ниже предельно допустимого устанавливаются регуляторы «до себя». Регуляторы «после себя» обычно применяются на транспортирующих и газоразводящих трубопроводах, а также непосредственно перед объектом потребления газа (например, перед котельной установкой) с целью поддержания постоянного давления в сети или перед прибором.
К числу регуляторов непрямого действия, получивших распространение при эксплуатации газовых скважин, можно отнести пневматические регуляторы (фиг. 111). Схема установки пневматического регулятора j показана на фиг. 112.
Принцип действия этого регулятора заключается в следующем.
Давление газа, поступающего по трубопроводу, передается на трубчатую пружину 2 регулятора (фиг. 111). Пружина 2 связана с регулирующим устройством 3. В зависимости от отклонения давления от заданной величины изменяется положение заслонки 4 для впуска регулирующего агента.
Изменение положения заслонки влечет за собой изменение давления регулирующего агента. Регулирующим агентом может быть воздух, сжимаемый
в небольших компрессорах и подаваемый в регулятор через фильтр 1 и редуктор 2 (фиг. 112).
В данном случае, т. е. при регулировании давления газа, в качестве регулирующего агента может быть использован подаваемый по трубопроводу газ. Так как соответственно принципу действия регулятора избыток регулирующего агента должен выпускаться в атмосферу, то в случае применения
газа в качестве регулирую-
Фиг. 112. Схема установки пневматического регулятора давления.Фиг. 112. Схема установки пневматического регулятора давления.1 — фильтр; 2 — редуктор; 3 — исполнительный механизм; 4 — регулятор РД; 5 — манометр.1 — фильтр; 2 — редуктор; 3 — исполнительный механизм; 4 — регулятор РД; 5 — манометр.щего агента при установке в закрытом помещении должен предусматриваться отсос.
Фиг. 112. Схема установки пневматического регулятора давления.
Фиг. 112. Схема установки пневматического регулятора давления.
1 — фильтр; 2 — редуктор; 3 — исполнительный механизм; 4 — регулятор РД; 5 — манометр.
1 — фильтр; 2 — редуктор; 3 — исполнительный механизм; 4 — регулятор РД; 5 — манометр.
Величина регулируемого давления регулируется винтом 1 (фиг. 111). Пройдя заслонку 4 и сопло, рабочий агент поступает на мембрану исполнительного механизма 3 (фиг. 112). В зависимости от давления на мембрану двухседельчатый клапан может менять свое положение и соответственно пропускную способность.
На коробке регулятора (фиг. 112) смонтированы два манометра 5; на одном из них указывается давление, регулируемое в трубопроводе, на другом — давление регули
руемого агента.
Пределы измерения и регулирования выпускаемых отечественными заводами регуляторов РД указаны в табл. 30.
Таблица 30
Пределы регулирования давления регуляторами
Тип регулятора
Пределы измерения, кГ!см2
Пределы регулирования, кГ / см2
Тип регулятора
Пределы измерения, кГ Дм2
Пределы регулирования, кГ / см2
РД-2
0-2
0,5—1,5
РД-16
0—16
3—12
РД-3
0-3
1—2
РД-30
0—30
6—24
РД-5
0—5
1—4
РД-50
0—50
10—40
РД-8
0—8
2—6
РД-80
0—80
20—60
Пределы давления рабочего агента перед редуктором 2—10 ат. Поэтому если в качестве рабочего агента применяется сам регулируемый объем (т. е. поступающий по трубопроводу газ высокого давления), то до редуктора необходимо иметь дополнительное устройство для редуцирования газа.
Давление рабочего агента после редуктора может колебаться в пределах 1,3—1,5 кГ/см2. Расход рабочего агента 0,6 M^jnac.
ЛИТЕРАТУРА
Абрамович Г. И. Прикладная газовая динамика. Гостехиздат, 1951.
Б р и с к м а и А. А. Оператор по добыче газа. Гостоптехиздат, 1949.
Брискман А. А. Раздельная эксплуатация двух газовых горизонтов скважине. Гостоптехиздат, 1951.
Васильев В. Г. и Высоцкий И. В. Геологические, геофизи- и геохимические наблюдения и исследования при бурении газовых скважин, ^■стоптехиздат, 1949.
Вуколович М. П. и Новиков И. И. Техническая термодина- Госэнергоиздат, 1952.
Макаров А. Н. и Шерман М. Я. Расчет дроссельных устройств. Вкталлургиздат, 1953.
Минский Е. М. О турбулентной фильтрации в пористых средах. ДАН ■ЕС?, новая серия, т. 28, № 3, 1951.
В- 8. Смирнов А. С. Транспорт и хранение газа. Гостоптехиздат, 1950.
В 9. Нефтяное оборудование, т. 3. Гостоптехиздат, 1951.
В- 10- Нефтяное оборудование, т. 5. Гостоптехиздат, 1951.
В И. Ж у к о в А. И. Эксплуатация нефтяных скважин. Гостоптехиздат, 1946. В- 12. Муравьев И. М. и Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных место- Вождений. Гостоптехиздат, 1949.
Христианович С. А. и др. Прикладная газовая динамика. Изд. Ваги, 1948.
Ч1\^«Нй И, К. QA\^№>^W^
| ном существовании различных законов фильтрации в пласте. Известия АН СССР. ОТН. ? № 6, 1950.
;15. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. Гостоптехиздат,
1951.
Роулинс Е. Л. и Ш е л х а р д т М. А. Испытание газовых скважин. Гостоптехиздат, 1947.
Стрижов И. И., X оданович И. Е. Добыча газа. Гостоптехиздат, 1946.
ГЛАВА VI
Г АЗО-КОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ
За последние 15 лет начала развиваться новая отрасль газодобывающей промышленности — разработка и эксплуатация так называемых конденсатных месторождений. Основное отличие этих месторождений от чисто газовых заключается в составе газа. В газе конденсатных месторождений присутствуют тяжелые углеводороды вплоть до углеводородов, входящих в состав керосина; в газах чисто газовых месторождений эти углеводороды обычно отсутствуют.
Открытие залежей подобного типа связано с развитием глубокого бурения до глубин, превышающих 1300—1500 м.
Однако будет неправильным ограничивать характеристику конденсатных месторождений наличием тяжелых углеводородов в составе газа и выпадением конденсата при эксплуатации скважин конденсатных месторождений.
В литературе 1920—1930 гг., когда глубокое бурение еще не было так развито, как теперь, встречаются указания на скважины, фонтанировавшие жирным газом. При их эксплуатации в сепараторах конденсировалось большое количество конденсата; подобные скважины эксплуатировали лишь для сбора конденсата (моторного топлива) с выпуском колоссального количества газа в атмосферу.
Говоря о новой отрасли газодобывающей промышленности, мы имеем в виду не разработку и эксплуатацию месторождений указанного типа, которые по наличию тяжелых углеводородов в составе газа также могут быть отнесены к конденсатным месторождениям, а эксплуатацию месторождений, отличающихся следующими основными признаками:
газ залегает на больших глубинах под весьма высоким пластовым давлением, обычно превышающим 100 ат;
с падением пластового давления происходит конденсация тяжелых углеводородов из состава газа — обратная конденсация;
наряду с преобладающим содержанием метана (85—94%) газы этих месторождений содержат углеводороды от гексана и выше вплоть до углеводородов, входящих в состав керосина. В табл. 31 приведен состав газа типовых конденсатных месторождений.
Несомненно*и в прошлом (до 1936 г.) были вскрыты залежи, удовлетворяющие этим условиям, но тогда не было ясного представления о поведении газовых смесей в условиях высоких давлений, превышающих критическое; поэтому подобные месторождения эксплуатировались как газовые.
^ Из сказанного следует, что по составу газов, пластовому давлению и поведению газов газовые месторождения могут быть разбиты на две следующие труппы:
Таблица 31
Углеводородный состав газа конденсатных месторождений
кСодержание углеводородов, %
С6Н14 и высшие
Кн«
С2Н6
СдН8
1-С4Н10
Н-С4НЮ
1-С5Н12
н-С5Н12
Ь,15
5,76
1,67
0,59
0,47
0,24
0,19
0,93
2,94
2,02
0,47
1,29
0,21
0,66
1,28
|Й,41
3,08
1,48
1,08
1,08
0,72
0,44
1,54
№2,88
3,16
1,27
0,37
0,37
0,10
0,12
1,76
■63,41
3,0
1,02
0,68
0,68
0,20
0,15
1,41
№88,87
5,05
2,22
1,00
1,00
0,19
0,33
2,05
Е80,85
7,45
3,45
1,27
1,27
5,
63
179,50
9,90
4,07
1,34
1,34
1,41
2,89
месторождения жирного газа с низкими пластовыми давлениями, йе подчиняющиеся законам обратной конденсации, эксплуатирующиеся как ■исто газовые, с предварительным отбензиниванием газа;
Г 2) месторождения газа, отвечающие условиям обратной конденсации, Эксплуатирующиеся с применением нагнетания отработанного газа в пласт для поддержания пластового давления на уровне, не допускающем конденсации. F Ниже под конденсатными месторождениями будут подразумеваться лишь месторождения последнего типа.
Явления обратной конденсации были обнаружены следующим образом.
При эксплуатации одной скважины, фонтанировавшей газом с содержанием бензина 52 см3 на 1 ж3 при давлении 250 ат, было замечено, что по мере падения давления содержание бензиновых фракций в газе постепенно уменьшалось и дошло до 15 см3 при 148 ат.
Это противоречило поведению газов нефтяных месторождений, где, как
правило, по мере падения давления происходит постепенное увеличение процентного содержания тяжелых углеводородов в составе газа.
Не совсем понятно было и обильное выпадение конденсата (углеводородов от бутана и выше) в сепараторах при значительном понижении давления в них по сравнению с давлением на устье скважины. Причинами этого явления считали:
резкое охлаждение газа, вызванное расширением его в сепараторе при понижении давления;
резкое охлаждение газа при дросселировании;
вынос жидких углеводородов с газом в капельно-жидком состоянии (допускалось, что месторождение относится к месторождениям белой нефти, сильно насыщенной газом).
Если указанными причинами можно было объяснить явление конденсации в сепараторах, то ими нельзя было объяснить уменьшение тяжелых углеводородов в газе с падением пластового давления. Это навело на мысль, что обычные представления об испарении и конденсации правильны лишь по отношению к отдельным газам и не могут быть распространены на газовые смеси; по отношению к последним эти представления применимы лишь при определенных пределах давления и температуры.
Ясно, что конденсации способствует изотермическое повышение давления цо критической величины, а дальнейшее изотермическое повышение давления приводит к испарению. Этот вывод был подтвержден экспериментами с углеводородными газовыми смесями на пилотной установке. Экспериментально эыло установлено следующее.
19 Заказ 1377.
Поскольку понижение давления способствует конденсации, то в пласте оно неминуемо должно привести к конденсации тяжелых углеводородов, которые, смачивая пески пород пласта, останутся неизвлеченными.
Поэтому с целью предотвращения потерь наиболее ценных фракций газа необходимо в пласте при его эксплуатации поддерживать достаточно высокое давление, а на поверхности в сепараторах снизить давление до такой степени, чтобы обеспечить конденсацию тяжелых углеводородов. Для достижения этого отработанные газы из сепаратора должны быть подвергнуты сжатию компрессорами до пластового давления или до давления, несколько превышающего пластовое, и закачаны обратно в пласт через специально пробуренные инжекционные скважины как для поддержания давления, так и для проталкивания жирного пластового газа к эксплуатационным скважинам. Процесс этот будем называть процессом обратной закачки. Технология процесса напоминает хорошо известные в нефтяной промышленности вторичные методы и совмещает в себе метод поддержания давления и метод проталкивания. В табл. 32 приведены характеристики некоторых газо-конденсатных место- р ождений США.
• Таблица 32
■ Характеристика газо-конденсатных месторождений США
Характеристические параметры
Промыслы
1
2
3
4
5
Глубина залегания пласта, м . . .
2250
2550
2040
2580
2220
Пластовое давление, кГ(смй . . . .
207
262
190
354
195
Пластовая температура, °C . . . .
82
114
66
82
79
Градиент давления, м(ат
И
10
10
7
10
Геотермическая ступень, м/°С . . .
28
22
31
31
28
Свободный дебит скважины, м6 (сутки
4 800 000
400 000
588 000
2 000 000
1 320 000
Выход жидкой продукции, см^м3 .
284
450
182
125
140
Газовый фактор
3500
2349
5440
5960
7014
Давление на устье, кГ]смг
173
204
170
283
190
Давление в сепараторе, кГ^м* . . .
122
102
102
150
177
Температура газо-конденсатной смеси
на устье, °C
74
104
54
54
42
Температура газо-конденсатной смеси
в сепараторе, °C
35
50
37
32
29
Рабочий дебит, м3( сутки
1 200 000
100 000
147 000
500 000
330 000
ОБРАТНАЯ КОНДЕНСАЦИЯ И ИСПАРЕНИЕ
Выше указывалось, что наши обычные представления об испарении и конденсации правильны лишь при определенном пределе давления и температуры. Выше этого предела критические параметры как отдельных компонентов, так и их смесей претерпевают изменения. Установлено, что критические параметры смеси превышают критические параметры компонентов Смеси. Это было бы невозможно, если бы компоненты смеси сохраняли свои критические параметры.
Для того чтобы проследить все изменения в поведении газов, происходящие под влиянием изобарического повышения температуры и изотермического повышения давления, рассмотрим кривую АС (фиг. ИЗ) для отдельного газа, характеризующую изменение упругости паров в зависимости от температуры t, и петлеобразную кривую BDC zCrC 2Н для газовой смеси.
В первом случае (кривая АС) изотермическое повышение давления приводит к переходу вещества из паровой фазы в жидкую, а изобарическое повышение температуры — из жидкой фазы в паровую.
что при этих условиях вязкостьчто при этих условиях вязкостьФиг. 113. Поведение смеси углево-Фиг. 113. Поведение смеси углево-повы-повы-дородов при изотермическом шении давления.дородов при изотермическом шении давления.
что при этих условиях вязкость
что при этих условиях вязкость
Фиг. 113. Поведение смеси углево-
Фиг. 113. Поведение смеси углево-
повы-
повы-
дородов при изотермическом шении давления.
дородов при изотермическом шении давления.
! Границей раздела фаз однородного газа служит кривая АС. Вся область Иже кривой АС—паровая фаза, вся область выше кривой АС — жидкая «за.
! Постепенное повышение температуры до точки С приводит к тому, что различие фаз исчезает. Этому состоянию соответствует точка С — критиче- ;кая точка, которой на оси ординат соответствует критическое давление Ркр, I на оси абсцисс критическая температура Тк-р.
В условиях температур, равных Гкр и выше (например, в точке С'), и соответствующих давлений (т. е. в надкритических условиях) физическая при- юда вещества изменяется таким образом, что оно не может быть названо ни
кидкостью, ни газом. Известно, например, Газа с увеличением температуры умень- ®цается, т. е. следует закону изменения вязкости жидкости, в то время как для ’газов вязкость с возрастанием температуры в условиях ниже критических возрастает.
У индивидуальных газов переход из Газообразного состояния в жидкое происходит скачкообразно, вещество минует двухфазное состояние.
Таким образом, явления испарения и конденсации для однородных газов, наблюдаемые при изменении Р и t, протекают сообразно обычным нашим представлениям.
Совершенно иную картину наблюдаем при газовых смесях, поведение которых с изменением Р и t характеризуется петлеобразной кривой (фиг. 113).
На этой кривой критическому состоянию соответствует точка Сх с критическими
параметрами смеси Т’кр.см и -Ркр>см.
точек местоточек местоОтрезок кривой НС2СХ представляет собой геометрическое место начал конденсации (точек росы). Отрезок ВСаСх —■ геометрическое
точек место
точек место
точек начал испарения. Кривая начала конденсации НСгСх представляет собой такое состояние газовой (паровой) фазы, при котором при данных Р и t содержание жидкости бесконечно мало. Аналогично кривая начал точек испарения представляет такое состояние жидкой фазы, при котором при данных Р и t содержание газа или пара бесконечно мало.
Переход из жидкого состояния в газообразное и наоборот происходит через промежуточную область двухфазного состояния, внутри которой в зависимости от Р и t происходит постепенное нарастание жидкой фазы по отношению к газовой, причем не в одинаковой степени для соответствующих компонентов.
Выше и левее отрезка BDCaCx имеется одна жидкая фаза, ниже и правее отрезка НС^СХ — одна газовая фаза.
Внутри петлеобразной кривой BDCaCxCJi имеем двухфазное состояние.
На этой кривой имеются три критические точки:
Сг — истинно критическая точка смеси, соответствующая точкам Гкр. см и Ркр. см; точка Сх характеризуется исчезновением мениска между жидкой и газовой фазами;
С^ — критическая точка, соответствующая точкам 7'манс и Рг; эта точка характеризуется максимальной температурой, которая превышает 7’кр- см и ПРИ которой возможны частицы смеси в жидком состоянии вопреки нашим обычным представлениям о том, что выше критической точки вещество
19*
не может находиться в жидком состоянии; эта точка названа точкой критической температуры конденсации;
С3— критическая точка, соответствующая точкам Рманс и Т 3, она характеризуется максимальным давлением, которое превышает Ркр.ст при котором возможно пребывание части вещества в парообразном состоянии, несмотря на то, что ^макс > Лф.см, а Т3 < Ткр. см.
Фиг. 114. Поведение смеси углеводородов при изобарическом повышении температуры.Фиг. 114. Поведение смеси углеводородов при изобарическом повышении температуры.Проводя от точки Сх , названной нами истинно критической в отличие от С2 и С3, линию изотермы Старом (фиг. ИЗ) и линию изобары СхРкр-см (фиг. 114), отсечем внутри петлеобразной кривой две области обратных явлений: CxC3g на фиг. ИЗ и CXC3D на фиг. 114. Первая из них получается при изотермическом повышении давления, вторая — при изобарическом повышении температуры.
Фиг. 114. Поведение смеси углеводородов при изобарическом повышении температуры.
Фиг. 114. Поведение смеси углеводородов при изобарическом повышении температуры.
Проследим за поведением газовой смеси при различных Р и t в указанных выше областях.
В точке а (фиг. 114) смесь углеводородов находится в жидком состоянии. Изобарическое повышение температуры приводит в точке а' к началу испарения. В точке а" заканчивается процесс испарения, и, наконец, в точке аш вся смесь находится в газообразном состоянии. Процесс протекает в следующем порядке: жидкая фаза — двухфазное состояние — газовая (или паровая) фаза. Таким образом, процесс испарения протекает нормально.
В точке е (фиг. 114) вещество находится в жидком состоянии. Изобарическое повышение температуры приводит в точке е' к началу испарения. Дальнейшее повышение температуры приводит вещество в точке е'" в жидкое состояние. Процесс протекает в следующем порядке: жидкая фаза — двухфазное состояние — жидкая фаза. Понятно, что в этом случае в какой- либо точке ех отрезка е'е" количество испарившегося вещества доходит до некоторого максимума, затем наступает постепенная конденсация испарившейся части вплоть до полного исчезновения паровой фазы в точке е"'.
На участке от е' до точки е" процесс происходит нормально: повышение температуры приводит к испарению. За этой точкой имеем «аномальное» явление конденсации с повышением температуры.
Аналогичные явления будут и при изотермическом повышении давления. В точке b (фиг. ИЗ) вещество находится в газообразном состоянии. В точке V начинается конденсация. В точке Ь" вещество переходит в жидкое состояние. Процесс протекает нормально в следующем порядке: газ — двухфазное состояние — жидкость.
В точке d вещество находится в газообразном состоянии. В точке d' начинается конденсация. В точке d" вещество снова переходит в газовую фазу. На отрезке d*d" неизбежна какая-либо точка d, в которой конденсация доходит до максимума, а затем по мере увеличения давления конденсат постепенно испаряется вплоть до полного исчезновения жидкой фазы. Процесс протекает в следующем порядке: газовая фаза — двухфазное состояние — газовая фаза. В данном случае на некоторой части отрезка d'd" происходит нормальная конденсация с повышением давления.
Дальнейшее повышение давления приводит к аномальному обратному испарению.
Фиг. 115. Критические параметры для смесей метана и пропана.Фиг. 115. Критические параметры для смесей метана и пропана.Е Из двух видов обратных явлений практический интерес представляет ■явление, связанное с изотермическим повышением давления, так как пласто- Евая температура в течение всего времени эксплуатации месторождения остается Епочти неизменной.
Фиг. 115. Критические параметры для смесей метана и пропана.
Фиг. 115. Критические параметры для смесей метана и пропана.
I Из аналогичных кривых для смесей разных |концентраций, например СН4 и С3Н8, представленных 1на фиг. 115, видно, что критические температуры, ^соответствующие истинно критическим точкам Съ Гс повышением процентного содержания пропана 1(и вообще высококипящих) возрастают. То же относится к точкам критических температур конденса- | ции С2.
! На фиг. 116 изображена фазовая диаграмма давления — температуры для газа, состоящего из 31,3% С3Н8 и 60,7% С5Н12. Из Графика следует, что для смеси данного состава обратные явления могут быть в пределах давлений Р = 38-4-42 ат и в пределах температур Т = 160,2 -4-161° С. При Т = = 161° С система становится однородной и целиком переходит в газ.
На фиг. 117 представлена фазовая диаграмма для
1 — 70% СН4 + 30% С3Н8;2 — 60% СН4 + 40% С3Н8;3 — 50% CH + .50% С3Н8.1 — 70% СН4 + 30% С3Н8;2 — 60% СН4 + 40% С3Н8;3 — 50% CH + .50% С3Н8.смеси пропана и изо-смеси пропана и изо-пентана различных концентраций. Петлеобразная кривая фиг. 116 соответствует верхней части кривой 5 на фиг. 117 (в увеличенном виде). Из кривых фиг. 117 видно, что чем больше концентрация тяжелого компонента (С5НГ2), тем выше пределы температур, при которых могут происходить обратные
1 — 70% СН4 + 30% С3Н8;
2 — 60% СН4 + 40% С3Н8;
3 — 50% CH + .50% С3Н8.
1 — 70% СН4 + 30% С3Н8;
2 — 60% СН4 + 40% С3Н8;
3 — 50% CH + .50% С3Н8.
смеси пропана и изо-
смеси пропана и изо-
Фиг. 116. Фазовая диаграмма давления — температуры для смеси пропана и пентана.Фиг. 116. Фазовая диаграмма давления — температуры для смеси пропана и пентана.Фиг. 117. Фазовая диаграмма для смеси пропана и изопентана.Фиг. 117. Фазовая диаграмма для смеси пропана и изопентана.1 — чистый пропан; 2— 10,1% C5H12;3 — 20,6% С5Н1„; 4 — 41,2% С5Н12; 5 — 60,7% С5Н12; 6—89,9% CsHjg; 7 — чистый изопентан.1 — чистый пропан; 2— 10,1% C5H12;3 — 20,6% С5Н1„; 4 — 41,2% С5Н12; 5 — 60,7% С5Н12; 6—89,9% CsHjg; 7 — чистый изопентан.явления.
Фиг. 116. Фазовая диаграмма давления — температуры для смеси пропана и пентана.
Фиг. 116. Фазовая диаграмма давления — температуры для смеси пропана и пентана.
Фиг. 117. Фазовая диаграмма для смеси пропана и изопентана.
Фиг. 117. Фазовая диаграмма для смеси пропана и изопентана.
1 — чистый пропан; 2— 10,1% C5H12;
3 — 20,6% С5Н1„; 4 — 41,2% С5Н12; 5 — 60,7% С5Н12; 6—89,9% CsHjg; 7 — чистый изопентан.
1 — чистый пропан; 2— 10,1% C5H12;
3 — 20,6% С5Н1„; 4 — 41,2% С5Н12; 5 — 60,7% С5Н12; 6—89,9% CsHjg; 7 — чистый изопентан.
Из изложенного выше можно сделать следующие выводы.
В то время как физическое состояние отдельных газов определяется го параметрами: Р, V, Т, для газовых смесей решающее значение приобре- концентрация С. Физическое состояние газовых смесей определяется че- ьмя параметрами: Р, V, Т, С.
Вопреки нашим обычным представлениям о том, что повышение тем- 1туры приводит к испарению, а повышение давления — к конденсации.
в критических и надкритических условиях происходят обратные явления: изотермическое повышение давления приводит к испарению, а изобарическое повышение температуры — к конденсации.
Положение о том, что в критических и надкритических условиях вещество не может находиться в жидком состоянии, должно быть отнесено лишь к отдельным газам.
Указанное явление обратной конденсации впервые было установлено в конце XIX в. в лабораторных условиях опытами с углекислым газом СО2 и хлористым этиленом СН3С1.
При изменении давления и температуры было установлено, что смесь, взятая в парообразном состоянии, при повышении давления до некоторого предела переходила в жидкое состояние. Дальнейшее повышение давления приводило к постепенному испарению образовавшейся жидкости вплоть до полного ее исчезновения, т. е. перехода в паровую фазу. Это кажущееся парадоксальным явление до 1936 г. не находило практического применения ни в одной области техники. В начале 30-х годов XX в. в литературе появились указания, что при высоких давлениях (200—250 ат) упругость паров жидкости превышает упругость ее паров в обычных условиях, т. е. при высоких давлениях летучесть жидкости возрастает. В соответствии с этим предполагали что контакт газа с нефтью при столь высоких давлениях и при достаточно высоких температурах (порядка 75—95° С) должен приводить к растворению нефти в газе, а не газа в нефти, как следовало бы ожидать при обычных наших представлениях о растворимости. Наконец, в 1936 г., после тщательного изучения поведения газов в условиях высоких пластовых давлений и изменений фракционного состава его в зависимости от изменений пластового давления (в сторону уменьшения), пришли к выводу о применимости к углеводородным газовым смесям законов обратной конденсации и обратного испарения. На основе законов была разработана технологическая схема разработки газовых месторождений с высоким пластовым давлением.
Таким образом, только через 45 лет после открытия закона обратной конденсации он нашел практическое применение в технике — при эксплуатации газо-конденсатных месторождений.
КЛАССИФИКАЦИЯ КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Конденсатные месторождения условно могут быть разбиты на две группы:
конденсатные месторождения, характеризующиеся тем, что продукция пласта при высоких давлениях в пласте находится в однофазном состоянии;
ложноконденсатные месторожде-
//// 3//// 3Фиг. 118. Один из типов газо-нефтяной залежи (Калининовско-Степановское месторождение)./ -.газо-нефтяной контакт; 2 — граница водо-нефтяного контакта; 3 — нефть.Фиг. 118. Один из типов газо-нефтяной залежи (Калининовско-Степановское месторождение)./ -.газо-нефтяной контакт; 2 — граница водо-нефтяного контакта; 3 — нефть.ния, характеризующиеся тем, что продукция пласта при высоких давлениях находится в двухфазном состоянии; сюда должны быть отнесены газовые шапки нефтяных залежей и месторождения, значительная часть пластов которых занята газом, за исключением узких оторочек нефти на крыльях, как, например, Калининовско-Степановское месторождение (фиг. 118) и ряд месторождений западного Апшерона АзССР.
//// 3
//// 3
Фиг. 118. Один из типов газо-нефтяной залежи (Калининовско-Степановское месторождение).
/ -.газо-нефтяной контакт; 2 — граница водо-нефтяного контакта; 3 — нефть.
Фиг. 118. Один из типов газо-нефтяной залежи (Калининовско-Степановское месторождение).
/ -.газо-нефтяной контакт; 2 — граница водо-нефтяного контакта; 3 — нефть.
С. Кутюмов [2] произвел обследование ряда газовых скважин Министерства нефтяной промышленности АзССР, по всем признакам отвечающим конденсатным, как это видно из табл. 33.
F Если по своему фракционному составу газ газовых шапок близок к газам конденсатных месторождений, т. е. содержит достаточное с промышленной рочки зрения количество тяжелых углеводородов, разработка месторождения |ожет быть осуществлена путем добычи нефти обычными способами с одно- феменной обратной закачкой газа в пласт. В подобных случаях попутный аз нефтяных скважин вместе с газом газо-конденсатных скважин нагнетается обратно в пласт для поддержания давления на требуемом уровне. Этим дости-
Таблица 33
Характеристика отдельных скважин Министерства нефтяной промышленности АзССР
‘Показатели
Азизбе- ков- нефть, скв. 1011
Орджоникидзе- нефть, скв. 1078
Каганович- нефть, скв. 258
Кергез- нефть, скв. 10
Молотов- нефть, скв. 82
г
Глубина залегания, м . . . .
2498
1900
1700—1750
1535
1876
Затрубное давление, ат . . ,
170
170
105
96
85
'• Удельный вес конденсата . .
0,7440
0,7654
0,7838
0,8038
0,7782
^Содержание конденсата, см?]м?
23
17
47
15
37
Щвет конденсата
Бесцветный
Желтый
Коричневый
5 Упругость паров при 38° С,
' мм рт. ст
186
189
100
77,8
109,2
| гается как увеличение отдачи нефти в результате поддержания начального г пластового давления, так и предотвращение обратной конденсации и потерь ценнейших фракций газа.
По физическому состоянию газов конденсатные и ложноконденсатные залежи подразделяются на четыре следующие группы.
Залежи, в которых давление пласта равно давлению начала обратной конденсации или близко к нему. Газ находится в насыщенном состоянйи. Малейшее снижение давления приводит к конденсации тяжелых углеводородов из состава газа.
Залежи, в которых давление пласта значительно превышает давление обратной конденсации. Газ находится в ненасыщенном состоянии до тех пор, пока давление пласта не приблизится к давлению начала конденсации. В подобных случаях залежь эксплуатируется как чисто газовая с переработкой газа и использованием его в качестве топлива до момента, когда пластовое давление упадет до давления, превышающего на 10—20% максимальное давление начала обратной конденсации. Это делается с целью не допустить падения пластового давления до давления начала конденсации, происходящего вследствие того, что количество закачиваемого газа всегда меньше количества извлекаемого газа, так как помимо возможных утечек часть газа переходит в конденсат и используется как топливо на заводе. Годовое падение пластового давления, вызванное указанными причинами, с достаточной приближенностью может быть определено при проектировании разработки залежи.
Залежи, в которых температура пласта превышает критическую температуру конденсации, т. е. превышает Т'макс точки С2 на фиг. ИЗ. Газ находится в ненасыщенном состоянии. Как бы ни изменилось пластовое давление, обратная конденсация в этом случае не может произойти.
Газовые шапки нефтяных месторождений, где газы, как и в месторождениях с . узкой оторочкой нефти, находятся в насыщенном состоянии.
КОНДЕНСАТНЫЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР
При добыче нефти под газовым фактором понимается количество газа в .и3, приходящееся на 1 м3 добытой нефти, причем под понятием газ подразумеваются как действительные газы СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10, СО2, N2, так и пары тяжелых углеводородов, процентное содержание которых в составе газов иногда, например в грозненских газах, значительно.
По отношению к конденсатным месторождениям под конденсатным газовым фактором следует понимать количество газа в м3, приходящееся на 1 м3 получаемой жидкой продукции — конденсата. Последний частично получается в промысловых сепараторах, частично на абсорбционных заводах.
Поэтому целесообразно определять конденсатный газовый фактор как по отношению ко всей получаемой жидкой продукции, так и по отношению к количествам конденсата, получаемым в сепараторах и на абсорбционном заводе.
Исходя из сказанного, конденсатным газовым фактором сепарации можно назвать отношение всего количества газа Q в м3, поступающего на переработку, к количеству конденсата, оседающего в сепараторах, Qc в м3, т. е.
?0 = ■
Отношение количества газа Q', поступающего непосредственно на абсорбционный завод (за вычетом количества газа, осевшего в сепараторах в виде конденсата), к количеству конденсата, получающегося путем абсорбции, Qa6 назовем конденсатным газовым фактором абсорбции:
Q'
7аб — Q
И, наконец, конденсатным газовым фактором назовем отношение
4 <2с + <?а6
Конденсатный газовый фактор служит мерилом жирности газа. Чем меньше конденсатный газовый фактор, тем жирнее газ.
Понятно, что должен существовать некоторый предельный конденсатный газовый фактор, при превышении которого эксплуатация данного месторождения с применением обратной закачки должна быть признана экономически неприемлемой, нерентабельной.
Этот предел необходимо определять в каждом отдельном случае путем технико-экономического анализа, исходя из социалистического понимания рентабельности.
Установленный таким образом конденсатный газовый фактор кладется в основу решения вопроса о целесообразности эксплуатации данного конденсатного месторождения. Им же руководствуются при переработке газа, так как в процессе эксплуатации залежи по мере разбавления пластового газа нагнетаемым сухим (отработанным) газом конденсатный газовый фактор постепенно возрастает и наступает момент, когда он будет превышать установленную норму.
Момент этот должен неминуемо наступить как для отдельных эксплуатационных скважин, так и для всего месторождения в целом.
Если конденсатный газовый фактор превысит норму на всем месторождении, то в дальнейшем местордждение будет эксплуатироваться без применения обратной закачки, т. е. как чисто газовое.
Во многих случаях конденсатный газовый фактор бывает настолько ве- 1лик, что применение обратной закачки и переработка конденсатных газов путем ^абсорбции экономически не могут быть оправданы. По имеющимся данным Стазовые факторы конденсатных месторождений колеблются в пределах 2000—250000 ма]мй при содержании конденсата 2,5 — 350 г^м3. При чрез- мерно высоких конденсатных газовых факторах конденсатные месторождения эксплуатируются как чисто газовые, с извлечением бензина на обычных ^абсорбционных или адсорбционных заводах и использованием газа в качестве топлива.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ
Прежде чем окончательно решить, подлежит ли данное месторождение эксплуатации как конденсатное, необходимо подвергнуть его тщательному ^изучению для выявления основных параметров пласта: мощности, пористости, проницаемости, характера залегания пластов, температуры, пластового давлс- ? ния, количества и качества конденсата, газового фактора и т. д.
Путем опробования разведочных и специально пробуренных опытных скважин следует установить:
свободный дебит скважин и падение давления в зависимости от коли- ’ чества извлеченного газа;
f 2) количество газа, которое может быть закачано в одну скважину при > установленном давлении.
I
B период разведочных работ и оконтуривания залежи должно быть выявлено, в какой степени данные месторождения отвечают основным требованиям, а именно:
;1) насколько пласт изолирован перекрывающими газонепроницаемыми
: пропластками достаточной мощности; наличие трещин, сбросов и других нарушений может привести к непроизводительному уходу газа из пласта;
достаточна ли мощность пласта и каковы в нем запасы газа;
каковы пористость и проницаемость пород пласта и как они изменяются по простиранию.
Поскольку одним из основных вопросов, предопределяющих степень целе- , сообразности эксплуатации данного месторождения как конденсатного, ♦является вопрос о содержании конденсата в газе и его фракционном составе, то прежде всего должны быть определены ресурсы газа месторождения и количество конденсата в газе.
Для получения подробных данных, характеризующих залежь, эксперименты целесообразно производить в условиях, приближающихся к условиям эксплуатации. Поэтому исследовательские работы должны в основном проводиться непосредственно на промыслах.
Изучение газов должно осуществляться путем непрерывного опробования струи газа. При этом должны быть определены:
фракционный состав газа, поступающего из скважин, и газа, поступающего на абсорбцию после отделения части конденсата в сепараторах при давлении максимальной конденсации;
ресурсы конденсата;
конденсатный газовый фактор сепарации и абсорбции;
удельный вес и другие физико-химические свойства газа и конденсата,
оптимальные условия (температура и давление) обратной конденсации1
давление начала обратной конденсации и давление максимальной конденсации.
Рассмотрим один из способов опробования газа конденсатных скважин для тщательного определения дебита и состава газа.
-Фиг. 119. Оборудование скважины для установления газо- конденсатности месторождения.-Фиг. 119. Оборудование скважины для установления газо- конденсатности месторождения.Испытуемые скважины оборудуются следующим образом. От устья скважины 1 (фиг. 119) к вертикальному U-образному стояку 2 отводятся два вы- кида с задвижками — один 3 из кольцевого пространства, другой 4— из фонтанных труб. Диафрагменный счетчик 5 устанавливается на вертикальном стояке для предотвращения неточности замера в случае накопления конденсата перед шайбой счетчика. Для отбора проб газа в верхнюю часть вертикального стояка 2 вводится трубка 6 малого диаметра, концентрически расположенная в патрубке 7, приваренном к U-образному стояку 2. Концентричность достигается направляющими фонариками 8, приваренными к пробоотборной трубке 6. Пробоотборная трубка 6 соединяется с небольшим мерником — сепаратором 10, оборудованным манометром. Количество газа, поступающего на установку, определяется по счетчику 9.
-Фиг. 119. Оборудование скважины для установления газо- конденсатности месторождения.
-Фиг. 119. Оборудование скважины для установления газо- конденсатности месторождения.
Для отделения жидких капелек конденсата, поступающего с конденсатным газом, под сепаратором 10 устанавливается емкость-ловушка 11, отделенная от сепаратора вентилем.
Неконденсирующиеся газы из ловушки 11 через счетчик 12 направляются в лабораторный адсорбер 13. Ловушка оборудуется замерным стеклом высокого давления. Газ из сепаратора 10 через счетчик 14 направляется в лабораторный адсорбер 15. Излишнее количество газа через счетчик 16 отводится в сторону.
Адсорберы 13 и 15 направляются в лабораторию для десорбции и определения количества конденсата, отнесенного на единицу объема газа, поступающего на десорбцию.
сопбепов 13 и 15.сопбепов 13 и 15.Абсорбционный газовый фактор определяется как отношение количества газа, замеренного по счетчикам 12 и 14, к количеству конденсата, полученного из ад- Газовый фактор сепарации определяется как отношение
сопбепов 13 и 15.
сопбепов 13 и 15.
всего газа, замеренного по счетчику 9, к количеству конденсата, накопившегося в ловушке 11. Общий конденсатный газовый фактор определяется как отношение всего газа, замеренного по счетчику 9, ко всему количеству конденсата, полученного в ловушке и при адсорбции.
При замере газа и отборе проб большое значение имеет скорость движения газа в пробоотборной трубке 6. Если скорость будет больше, чем в выкидном стояке, где ведется учет газа по счетчику 5, то количество конденсата, определенного указанным способом, будет больше действительно ожидаемого. Необходимо поэтому путем регулирования потока газа в пробоотборной трубке и в стояке добиться одинаковой скорости. Зная сечение пробоотборной трубки и стояка, можно с достаточной точностью определить количество конденсата, ожидаемое из каждой скважины.
Вся аппаратура рассчитана на максимальное возможное давление в скважинах и позволяет экспериментировать при различных давлениях с учетом температурных условий.
Для максимального приближения анализов и опытов к производственным условиям данного месторождения желательно иметь небольшую передвижную пилотную установку, смонтированную на грузовике, позволяющую вести весь процесс абсорбции в реальных условиях промысла. Подобная установка, рассчитанная на пропуск газа в количестве до 50—60м3(час и получение жидкого конденсата в количестве 4—20 л[час, позволяет получить вполне реальные данные о возможностях месторождения. Экспериментирования с подобной установкой позволяют установить технологический режим применительно
?к условиям и к составу газа данного месторождения. Производительность «установки 4—20 л]час соответствует содержанию конденсата 40—300 г на 1 м3. Если количество конденсата, получаемого за 1 час на установке, ^меньше 4 л, то экономическая целесообразность применения обратной закачки •с переработкой газа на абсорбционном заводе становится сомнительной.
Рассмотрим устройство и принцип работы такой установки.
Установка монтируется на грузовой автомашине со всеми основными элементами абсорбционного завода высокого давления, применяющимися при переработке конденсатных газов: абсорберами, десорберами, насосами, холодильниками, теплообменниками, емкостями, и всей необходимой кон
трольно-измерительной аппаратурой. Установка рассчитана на работу при давлении до 200 ат и при температуре от —10° + 50° С.
Т ехнологическая схема
Фиг. 120. Технологическая схема пилотной установки.Фиг. 120. Технологическая схема пилотной установки.подобной пилотной установки показана на фиг. 120. Газ из эксплуатационной скважины по трубопроводу 1 под установленным давлением направляется в первичный сепаратор 2, оборудованный трубкой 3 для спуска воды и регулятором уровня 9 для поддержания конденсата на
Фиг. 120. Технологическая схема пилотной установки.
Фиг. 120. Технологическая схема пилотной установки.
определенном уровне и
создания гидравлического затвора. Газ, освободившись в сепараторе от воды и части тяжелых углеводородов, по линии 4 поступает в газоосушитель 5, наполненный хлористым кальцием. Осушенный от остатков влаги, газ подается через регулятор давления 6 и холодильник 7 в адсорбер 10. Из сепаратора конденсат по трубке 8 вместе с газом через холодильник 7 также направляется в абсорбер.
Из абсорбера насыщенное масло подается в выветритель 12, в котором регулятором «до себя» 14 поддерживается давление, необходимое экспериментатору. Газ, выделяющийся в выветрителе, проходит счетчик 15 и уходит в атмосферу. Из выветрителя насыщенное масло, пройдя электрический подогреватель 16, поступает во второй выветритель 13 низкого давления, оборудованный, как и первый, регулятором давления «до себя» и сухим счетчиком 15. Из выветрителя насыщенное масло подается в десорбер 17, а из последнего тощее масло после выпарки направляется в резервуар 18 и насосом 19 через холодильник 20 подается в абсорбер. Отработанный газ из абсорбера через маслоотделитель 11, оборудованный регулятором потока 21, через счетчик 15 выпускается в атмосферу. Продукты отгона из десорбера 17 через холодильник 22 направляются в сепаратор 23. Конденсат из сепаратора 23 направляется в замерную емкость 24, а часть его поступает в качестве орошения в десорбер. Полученный в емкости 24 продукт направляется в лабораторию для разгонки и разбивки по фракциям.
Подобная установка позволяет производить экспериментирование в са
мых широких пределах давления и температуры и устанавливать оптимальный режим эксплуатации завода применительно к газу данного месторождения. Она является весьма ценной для проведения исследований по переработке
газов при высоких давлениях.
Газо-конденсатную характеристику залежи можно определить, хотя и менее точно, при помощи лабораторного сепаратора. Такой аппарат, рассчитанный на высокое давление, подсоединяется к скважине. Чтобы создать
требующуюся температуру в сепараторе, его помещают в баню, заполненную жидкостью (этиленгликоль, диэтиленгликоль, смесь глицерина с водой). Жидкость охлаждается опущенным в нее змеевиком, через который пропускается дросселируемый газ из затрубного пространства. Давление в сепараторе поддерживается вентилем, установленным на газоотводящей трубке из сепаратора. На конце этой трубки устанавливается счетчик газа.
Опыты с таким сепаратором проводятся непосредственно на промыслах. Установка позволяет определять изотермы и изобары конденсации газа.
Некоторые полезные данные для суждения о газоконденсатности скважины можно получить, пользуясь промысловым сепаратором. Для этого внизу сепаратора устанавливают на разных уровнях две отводные трубки, перекрываемые вентилями. Определяют геометрический объем сепаратора от нижней отводной трубки до верхней. Затем через сепаратор пропускают газ, замеряя его количество. Вентиль на нижней трубке открывается настолько, что из него поступает небольшая струя газа. В момент, когда жидкость в сепараторе достигнет уровня отверстия нижней трубки, из нее немедленно начнет поступать конденсат. Тогда этот вентиль закрывается, пускается в ход секундомер и слегка приоткрывается верхний вентиль. Как только конденсат достигнет отверстия трубки этого вентиля, останавливают секундомер и закрывают вентиль. Зная количество пропущенного газа за определенное время и количество образовавшегося конденсата за то же время, определяют количество конденсата на 1 ж3 газа.
При изучении месторождения одним из важнейших вопросов является определение времени, в течение которого сухой газ может дойти до эксплуатационных скважин. Не менее важным является и вопрос о возможном проскоке сухого газа.
Сухой газ доходит до одних скважин быстрее, чем до других. В резуль тате некоторые скважины будут давать газ, сильно разбавленный сухим отработанным газом, что неминуемо должно отразиться на выходе конденсата на заводе. Проскок сухого газа возможен как при наличии тектонических нарушений, так и разной проницаемости пород по пути движения газа от нагнетательных скважин к эксплуатационным. Для выявления возможности проскока и принятия соответствующих мер для регулирования режима эксплуатирующихся скважин в начальный период эксплуатации производится опробование с применением индикаторов. В качестве индикаторов могут быть использованы СО2 и N2, если их нет в составе газа, или воздух. Путем анализа газов эксплуатирующихся скважин после ввода индикатора может быть установлено, происходит ли проскок газа и в направлении каких скважин. С целью предупреждения проскока закачку газа следует начинать со сравнительно небольших его количеств с постепенным доведением до установленной нормы.
Скважины, в которые газ проникает быстрее, должны эксплуатироваться с более высоким противодавлением.
Иногда проскок сухого газа по направлению к некоторым эксплуатационным скважинам происходит столь интенсивно, что от эксплуатации таких скважин приходится отказываться.
При изучении месторождения необходимо также выяснить скорость разбавления пластового газа сухим нагнетаемым газом в зависимости от давления.
Для этих целей были проведены опыты по смешению газов в 4" трубе, заполненной очищенным песком. Вначале труба была заполнена определенным количеством газа, а затем в нижнюю часть трубы в течение часа подавалось такое же количество воздуха.
Нагнетание газа и воздуха производилось под давлением 2; 19,5 и 34 ат В каждом отдельном случае смесь поддерживалась в статическом состоянии (без движения газа) различные промежутки времени. Затем через опреде-
Фиг. 121. Влияние давления на смешение газов в пласте.Фиг. 121. Влияние давления на смешение газов в пласте.G =где h — мощность пласта;Рп — пластовое давление;G =где h — мощность пласта;Рп — пластовое давление;
Фиг. 121. Влияние давления на смешение газов в пласте.
Фиг. 121. Влияние давления на смешение газов в пласте.
G =
где h — мощность пласта;
Рп — пластовое давление;
G =
где h — мощность пласта;
Рп — пластовое давление;
Венные промежутки времени (несколько минут) отби- >ались пробы для определения процента воздуха.
Кривые на фиг. 121 показывают результаты такого экспериментирования. Было установлено, что чем больше давление, тем в меньшей степени происходит смешение. При давлении 2 ат полное смердение было достигнуто через 40 час., при 19,5 ат -смешение достигло 90% через 120 час., а при 34 ат достигло 66—67% через 180 час.
При более высоких пластовых давлениях процесс смешения протекает еще медленнее. Позднее это было подтверждено рядом опытов при 136 ат. Шри таком давлении диффузия происходит чрезвы-
панно медленно.
I РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ И ИХ РАСПОЛОЖЕНИЕ
НА СТРУКТУРЕ
? Для максимального использования природных ресурсов конденсатных ■ месторождений, возможного продления жизни эксплуатирующихся скважин и достижения наибольшего экономического эффекта весьма большое значение имеют расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин и расстояния между ними.
Если бы для разработки конденсатных месторождений потребовалось бурить столько же скважин, сколько и для разработки нефтяных месторождений, то экономическая эффективность эксплуатации конденсатных месторождений была бы очень мала. Однако незначительная вязкость газов и присущие конденсатным месторождениям высокие давления позволяют располагать нагнетательные скважины на значительных расстояниях от эксплуатационных.
По имеющимся практическим данным расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами колеблется в пределах 800—1200 м, в некоторых случаях достигает 2000 м и более.
Такой большой диапазон расстояний (800—2000 м^ объясняющийся геологическим строением и природой самих пластов, показывает, что для правильной "ориентировки большое значение имеет предварительное тщательное геологическое изучение месторождения.
В основном расстояние между скважинами зависит от коэффициента проницаемости к и фактора давления ^инж2 — Лжс2- Чем меньше к, тем больше сопротивление пласта движущемуся потоку газа, тем меньшее количество газа может быть протолкнуто к пласту в направлении к эксплуатируемым скважинам.
Так как весовое количество газа, движущегося по пласту, возрастает прямо пропорционально коэффициенту проницаемости к и фактору давления -Рп2— Лшс2, то для проталкивания определенного весового количества газа G кг/сек расстояние К между нагнетательной и эксплуатационной скважинами должно быть тем больше, чем больше к и Р^ — -^экс2-
Весовое количество газа определяется по следующей формуле, хорошо характеризующей движение газа в пористой среде: "*
лМ^-Р^
yRT2;Mg^ ’
Рк— давление на контуре дренажа;
/z—вязкость газа;
К— частная газовая постоянная; К = -^ (здесь М— молекулярный вес газа);
Т — абсолютная температура пласта;
К'—радиус контура дренажа;
г — радиус скважины.
Данная формула, выведенная на основании гидравлического подобия несжимаемых и упругих жидкостей, позволяет при решении' практических задач делать ряд обобщений и выводов лишь качественного, а не количественного порядка.
Эта формула неприменима для определения расстояния между эксплуатационными скважинами конденсатных месторождений, так как почти весь газ, добываемый из них, нагнетается обратно в пласт через нагнетательные скважины.
Расстояние между эксплуатационными скважинами можно ориентировочно определить, исходя из следующих данных:
доступного для извлечения количества конденсата G, принимаемого- равным 70—80% от потенциального содержания его в пласте;
расчетного времени эксплуатации месторождения t лет (время истощения залежи как конденсатной);
количества конденсата, который может быть получен за это время из каждой скважины, Gv
При этом необходимое число скважин будет
G
Gx"
При общей площади F м2 площадь, приходящаяся па каждую скважину, Fx определится из отношения
п
откуда расстояние между соседними скважинами
Такое же расстояние можно принимать между нагнетательной и ближайшей эксплуатационной скважинами. Расстояние от остальных эксплуатационных скважин будет несколько больше в зависимости от порядка размещения их по отношению к нагнетательным.
Понятно, что расположение скважин на больших расстояниях дает больший эффект не только в отношении уменьшения расходов на бурение, но и при эксплуатации, так как чем больше расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, тем медленнее происходит смешение отработанного газа с пластовым, т. е. разбавление пластового газа.
При выборе точек расположения нагнетательных скважин необходимо исходить из того, чтобы максимально использовать проталкивающую силу нагнетаемого в пласт газа и по возможности отдалить момент неизбежного смешения нагнетаемого сухого газа с жирным газом пласта на участках, прилегающих к эксплуатационным скважинам.
Не менее важно правильное взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин для эффективности процесса—равномерного про-
вижения фронта нагнетаемого газа по направлению к эксплуатационным сква- жнам и охвата возможно меньшим числом нагнетательных скважин возможно
большего числа эксплуатационных скважин при данных пластовых условиях.
■ Для более эффективного использования энергии закачанного газа нагнета- : тельные скважины надо располагать ближе к контуру краевой воды. В этом
Фиг. 122. Типы размещения инжекционных и эксплуатационных скважин на месторождении.Фиг. 122. Типы размещения инжекционных и эксплуатационных скважин на месторождении.'случае газ встретит 6 трудно ■преодолимую водяную преграду ■'И направится в сторону эксплуатационных скважин, располо- женных выше по структуре '(фиг. 122, а\ При этом значи-
Фиг. 122. Типы размещения инжекционных и эксплуатационных скважин на месторождении.
Фиг. 122. Типы размещения инжекционных и эксплуатационных скважин на месторождении.
тельно уменьшится мертвое пространство, занимаемое закачанным газом (область ниже забоя - нагнетательных скважин). Одна- ' ко имеются примеры обратного
: размещения скважин: нагне- е тательные скважины 1 закла-
£ дываются в центральной части,
I
' а эксплуатационные 2 на периферии продуктивного коллектора (фиг. 122, 6).
При восстановлении и поддержании давления в нефтяных залежах нагнетательные скважины обычно располагают на своде структуры во избежание нарушения газо-нефтяного и нефте-водяного контактов. Применительно к конденсатным залежам такое расположение нагнетательных скважин не имеет значения, поскольку вся продукция залежи находится в однофазном, ; газообразном состоянии.
КОЛИЧЕСТВО ГАЗА, ПОДЛЕЖАЩЕГО НАГНЕТАНИЮ
Для поддержания давления недостаточно ввести в пласт такое количество газа, которое было извлечено из пласта.
Необходимо, чтобы нагнетаемый газ направлялся в зоны расположения эксплуатационных скважин. Теоретически нужно допускать, что продвижение фронта нагнетаемого газа в направлении к эксплуатационным скважинам происходит по лемнискате. Однако это возможно лишь при условии полной однородности пористости и проницаемости пород пласта, чего на практике не бывает.
. При нагнетании газа могут быть фиктивные потери газа, т. е. накопление его в высокопористых породах по пути движения.
Возможны также подземные утечки газа из эксплуатационного объекта в вышележащие породы при дефектах в проведенных эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
Чрезвычайно трудно заранее определить все возможные потери, которые могут потребовать нагнетания газа в количестве, превышающем количество газа, освобождающегося в процессе переработки. Поэтому на практике ограничиваются обратным нагнетанием газа, получаемого из эксплуатационных скважин, за вычетом: газа, идущего на получение конденсата; неконденсирую- щихся газов низкого давления, выделяющихся в процессе переработки из выветривателей и парциальных сепараторов при десорбции и стабилизации, обычно используемых в качестве топлива; возможных утечек. Все это количество газа по данным практики не превышает 10—15% от суточного дебита эксплуатируемых скважин.
Уменьшение количества нагнетаемого газа по сравнению с извлекаемым на поверхность, несомненно, должно приводить к постепенному падению
пластового давления. Зная первоначальное пластовое давление и ожидаемые производственные потери, можно с достаточной приближенностью определить темпы и срок падения пластового давления до предела, при котором может наступить обратная конденсация.
При больших мощностях залежи, при высоких давлениях и значительных расстояниях, охватываемых эксплуатационными скважинами, 10—15%-ное уменьшение обратной подачи газа не может заметно повлиять на падение пластового давления и привести к такому пределу давления, при котором может происходить обратная конденсация.
Среднегодовое падение давления ориентировочно можно определить следующим образом.
Количество газа в ж3 в зоне расположения одной скважины при начальном пластовом давлении
лКЧгтРц
где R — радиус зоны, обслуживаемой одной эксплуатационной скважиной; h — мощность пласта;
т—коэффициент пористости;
Рн— начальное пластовое давление;
z — коэффициент сжатия.
При суточном дебите q в ж3, из которого на производственные нужды и потери будет израсходовано 10—15%, в течение года залежь лишится газа в количестве от 365 q X 0,1 до 365 q X 0,15 ж3.
Допуская, что падение пластового давления происходит пропорционально количеству газа, не возвращенного обратно в пласт, Qr можем написать:
pr QH-Qr
JPr = PH-Pr,
где РГ—давление пласта к концу года;
ДРТ—падение давления в течение одного года.
При значительных ресурсах QH и высоких пластовых давлениях Рн падение давления за год ДРГ составит незначительную величину и не может привести к обратной конденсации. При сравнительно небольших ресурсах обратная закачка уменьшенного количества газа может привести к резкому падению пластового давления и связанным с этим последствиям.
При расчетах падения пластового давления следует учитывать недавно установленный факт, что объем сжатого газа после извлечения из него тяжелых углеводородов не только не уменьшается, но, наоборот, несколько возрастает.
Это кажущееся парадоксальным явление было обнаружено в последнее время совершенно случайно [5]. При опытах с естественным газом было обнаружено следующее. Цилиндр, наполненный газом при / = 23,9° С и Р = — 136 ат, был охлажден до 0° С. Вследствие удаления незначительного количества сконденсировавшихся при этом жидких углеводородов и приведения температуры к первоначальной (23,9° С) давление в цилиндре подня- юсь до 140 ат против первоначальных 136 ат, что равносильно увеличению
ьема газа. Отсюда следует вывод, что жидкие углеводороды в составе газа али «отрицательный объем». «Отрицательный объем», занимаемый тя- и углеводородами, был установлен лабораторным путем.
В табл. 34 приведены результаты изменения объема газа в зависимости удаления из него углеводородов (от гептана до этана).
Из сказанного следует, наличие в составе газа йКелых углеводородов (от (Итана и выше) способствует ыпему сжатию его и, на- $орот, удаление их способ- ует большему расширению.
Состав|Объем, л3Первоначальный 43,1После удаления С7Н16-|-■ •44,4»»СвН14-(-. .44,6»»C5H12-j- . .45,3»»С4Н10-|-. .45,3»» С3Н8 -}-. .44,0»»С2Н6 -|-. .43,7Состав|Объем, л3Первоначальный 43,1После удаления С7Н16-|-■ •44,4»»СвН14-(-. .44,6»»C5H12-j- . .45,3»»С4Н10-|-. .45,3»» С3Н8 -}-. .44,0»»С2Н6 -|-. .43,7Таблица 34Таблица 34Изменение объема газа в зависимости от удаления из состава газа тяжелых углеводородовИзменение объема газа в зависимости от удаления из состава газа тяжелых углеводородовЭто интересное явле-
Состав|
Объем, л3
Первоначальный
43,1
После удаления С7Н16-|-■ •
44,4
»»СвН14-(-. .
44,6
»»C5H12-j- . .
45,3
»»С4Н10-|-. .
45,3
»» С3Н8 -}-. .
44,0
»»С2Н6 -|-. .
43,7
Состав|
Объем, л3
Первоначальный
43,1
После удаления С7Н16-|-■ •
44,4
»»СвН14-(-. .
44,6
»»C5H12-j- . .
45,3
»»С4Н10-|-. .
45,3
»» С3Н8 -}-. .
44,0
»»С2Н6 -|-. .
43,7
Таблица 34
Таблица 34
Изменение объема газа в зависимости от удаления из состава газа тяжелых углеводородов
Изменение объема газа в зависимости от удаления из состава газа тяжелых углеводородов
И.е теоретически объясняется что взаимное притяже- ае между молекулами тяже- х и молекулами легких тлеводородов превышает ритяжение между однород- и молекулами легких тлеводородов (метан и этан); это приводит к сгущению молекул и, следо- Чательно, к уменьшению объема.
По удалении тяжелых углеводородов взаимное притяжение между моле- улами ослабевает, что способствует рассеиванию газа.
Таким образом, часть газа, теряемого при переработке, компенсируется возросшим объемом отработанного газа. Из данных табл. 34 видно, что извлечение бутана и высших привело к увеличению объема на 5,1%.
Другим фактором, компенсирующим производственные потери газа, Является продвижение контурной воды.
Оба эти фактора — кажущийся «отрицательный объем», занимаемый тяжелыми углеводородами, и продвижение контурной воды — в известной степени способствуют сохранению пластового давления, несмотря на то, что що условиям производства количество нагнетаемого газа будет всегда меньше .количества газа, извлекаемого из пласта.
* Определение количества газа, подлежащего обратному нагнетанию в пласт, необходимо для установления производительности компрессорной станции и
".числа нагнетательных скважин.
Последнее более трудно определить, так как требуется знать количество газа, которое может быть закачано в каждую нагнетательную скважину. Затруднение заключается в том, что сопротивление пласта движению газа даже в пределах одной и той же структуры неодинаково. Поэтому при одном и том же давлении количество нагнетаемого газа, отнесенное на 1 ат давления, колеблется иногда в весьма широких пределах.
И. И. Корганов [1] приводит таблицу практических данных по закачке газа в пласт в 56 районах при вторичных методах. Анализ приведенных данных показывает полное отсутствие какой-либо функциональной зависимости между количеством нагнетаемого газа в м\ отнесенным на 1 ат, и давлением нагнетания. При колебании давления в пределах 1—108 ат количество газа, приходящееся на 1 ат, колеблется в пределах 130—60000 ^3. Данные, при- кеденные И. И. Коргановым, относятся к нефтяным месторождениям.
Аналогичные явления наблюдаются и при «обратной закачке» (табл. 35).
Отсутствие функциональной зависимости между давлением и количеством нагнетаемого газа вследствие разнообразия пластовых условий лишает возможности аналитически определить сопротивление пласта.
20 Заказ 1377.
Таблица 35
Количество газа, закачиваемого в пласт, на 1 ат в зависимости от давления на устье нагнетательной скважины
1 к О н Й Я 2 « S s
о ^^ Он
Давление на устье нагнетательной скважины, ат
Количество газа на 1 ат, м3
В о Рч О н о к
«
Давление на устье нагнетательной скважины, ат
Количество газа на 1 ат, м^
1
200
1080
6
143
1775
2
159
900
7
136
3900
3
156
1380
8
135
2260
4
150
5160
9
105
3040
5
143
2320
10
101
1500
При этих условиях трудно в каждом конкретном случае определить более или менее точно количество газа для нагнетания в одну скважину и, следовательно, необходимое число нагнетательных скважин для закачки в пласт требующегося количества газа.
При решении этой задачи можно было бы исходить из определения падения пластового давления АР в зависимости от количества газа, выпущенного в атмосферу при испытании скважин, полагая, что для поднятия давления на ту же величину АР необходимо будет нагнетать такое же количество газа. Такое разрешение вопроса не может быть рекомендовано, потому что при обычных высоких пластовых давлениях для понижения этого давления на заметную величину АР потребуется выпуск в атмосферу значительных количеств газа.
Наиболее рациональным способом является опытное определение количества газа, которое может быть закачано в каждую отдельную скважину передвижными компрессорами высокого давления. По опытным данным определяется необходимое число нагнетательных скважин для закачки требующегося количества газа.
Сопротивление пласта иногда бывает столь велико, что даже при давлениях, значительно превышающих пластовое, количество газа, нагнетаемого в скважину, незначительно и от таких скважин нередко приходится отказываться.
Сопротивление пласта во многих случаях может возрастать по причинам, не зависящим от природы самих пород, например при недостаточно хорошей очистке забоя от глинистого раствора или при недостаточно хорошей очистке газа перед нагнетанием от пылеобразных, жидких и твердых примесей. Последние накапливаются в межпоровом пространстве пород призабойной зоны и повышают сопротивление среды.
ПЛАНОВАЯ РАЗРАБОТКА КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Плановая разработка конденсатных месторождений сопряжена со значительно большими затруднениями, чем разработка газовых и нефтяных месторождений.
Основное затруднение заключается в том, что разбавление жирного пластового газа нагнетаемым отработанным сухим газом по всему пласту происходит неравномерно. В зонах расположения одних эксплуатационных
|
|$ажин это происходит быстрее, чем в зонах других скважин, и поэтому вределение срока действия отдельных эксплуатационных скважин ослож- мется.
^ То же относится к нагнетательным скважинам. Одни скважины при задан- (ом давлении нагнетания могут принять большее количество газа, чем другие.
Располагая данными о площади и мощности залежи, начальном пласто- ом давлении, пористости пород и фракционном составе гдза, можно определить общие ресурсы газа и наличие конденсата в нем.
В соответствии с выявленными ресурсами газа и конденсата планирую- ще организации устанавливают производительность завода по переработке юнденсатного газа или срок, в течение которого месторождение должно ыть освоено полностью. Это позволяет определить:
число необходимых эксплуатационных скважин;
число необходимых нагнетательных скважин;
производительность компрессорной станции;
;4) давление нагнетания;
;5) размеры основной аппаратуры абсорбционного завода.
К сожалению, теоретически невозможно точно определить срок, в течение которого пластовый газ в зоне расположения отдельных эксплуатационных скважин разбавится сухим газом до такой степени, что дальнейшую эксплуатацию надо будет приостановить.
Ориентировочно срок службы каждой скважины можно определить следующим образом.
' Предположим, что скважина приходится на F га. Мощность пласта h м, |цористость т, давление Р, коэффициент сжатия для газа данного место- Iрождения при данном давлении z. Содержание конденсата в начале экс- Гплуатации GH г]мй.
Предельно минимальное содержание конденсата, при котором прекращается эксплуатация скважины, GK г1м\
Начальное содержание конденсата в зоне одной скважины
где Q =где Q =10000FhmP „ м.10000FhmP „ м.GH' - QGH,GH' - QGH,
где Q =
где Q =
10000FhmP „
м.
10000FhmP „
м.
GH' - QGH,
GH' - QGH,
Остающееся в пласте (в момент прекращения эксплуатации) количество
конденсата
GK' - QGK.
По данным практики
GV = 0,2GH^0,3GH.
За период эксплуатации извлечено
G' = GH'-GK'.
Средний выход конденсата за период эксплуатации
Установленный суточный оптимальный дебит одной скважины Q' м4!сутки. Среднесуточная добыча конденсата, приходящаяся на одну скважину:
GcyT ~ Q GCp.
Число дней, в течение которых может быть извлечено G' г конденсата:
п' =п' =G' р ^сутG' р ^сут
п' =
п' =
G' р ^сут
G' р ^сут
Это число и может быть положено в основу при начальном планировании. По истечении п' дней эксплуатационная скважина может быть использована как нагнетательная.
Число эксплуатационных» скважин определяют, исходя из допустимого оптимального суточного дебита скважин @0Пт, из среднего конденсатного газового фактора q м3/м3 и предусмотренной планом суточной выработки конденсата G т/сутки.
При удельном весе конденсата, равном ук\ количество добываемого кон- денсата]
QK = —^ м3/сутки.
Потребное количество газа
^сут = QKq м3/сутки, потребное число эксплуатационных скважин
^опт
Число нагнетательных скважин к определяют, исходя из заранее определенного количества газа ^инж, которое может быть нагнетаемо в каждую скважину:
7п^опта
инж
По практическим данным коэффициент а = 0,9 4- 0,85 при условии, что 10—15% газа не возвращаются обратно в пласт.
Нагнетательные скважины бурят в начале освоения месторождения. В дальнейшем необходимо предусмотреть использование истощенных эксплуатационных скважин в качестве нагнетательных.
[ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ИСТОЩЕНИЯ КОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ
В процессе ооратной закачки жирный пластовый газ в результате взаимной диффузии постепенно будет разбавляться сухим, отработанным газом. Поэтому продукция завода постепенно будет уменьшаться, и через какой-то промежуток времени количество конденсата в газе настолько снизится, что его извлечение станет уже нерентабельным. При этом часть конденсата (приблизительно 20—30% от потенциала) останется в пласте. Остаточное количество конденсата частично может быть извлечено при второй стадии эксплуатации месторождения, когда залежь будет эксплуатироваться как чисто газовая.
Обратная закачка должна продолжаться определенное время, в течение которого из пласта будет получено все доступное для извлечения количество конденсата: 70—80 % от потенциала. При этом пластовое давление не должно упасть ниже давления начала конденсации.
Время обратной закачки можно определить, исходя из ресурсов газа Q м3, производительности завода Qt м3/сутки, содержания конденсата g г/м3, начального пластового давления Рн и максимального давления начала конденсации А,, к-
I
Потенциальное содержание конденсата в пласте
Os Ghot = Qg = rn.
Количество конденсата, которое может быть извлечено:
_ Q£[100-a')3659
С7ИЗВ —106X100 т1го0’
^ а' — количество конденсата, остающегося неизвлеченным, в %; а* = 20—30%.
При суточной производительности завода Qx м31сутки и среднем содер- g(100—a') , о ании конденсата ■ - ^— г (ле годовая производительность завода
_ 9^(100-^)365
106X100
Продолжительность эксплуатации залежи (в годах) с применением ратной закачки
„ Сизв
Определив таким образом время работы завода, учитывая, что в пласт звращает^я не все количество газа, необходимо проверить, не снизится в течение этого времени пластовое давление ниже максимального давле- я начала конденсации.
Как уже указывалось выше, количество газа, переходящего в конденсат, сходуемого на топливные нужды завода, и возможные утечки составляют ми—15% от суточного дебита скважин. Понятно, что чем жирнее газ, тем [г больше будет этот процент.
Количество газа, не возвращающегося в пласт, равно условно принятому » проценту утечки (2—3%) плюс все количество газа, осевшего в промысловых j сепараторах в виде конденсата, плюс все количество газа, поглощенное маслом, I минус количество газа из выветрителя. Последнее учитывается в том случае, f если газы из выветрителя нагнетаются соответствующими дожимными ■ компрессорами в пласт вместе с отработанными газами из абсорбера. На отопление расходуются неконденсирующиеся газы, получающиеся при десорбции и стабилизации; если этих газов нехватает, то в качестве тошщва используются частично и газы из выветрителя.
В течение т лет не будет возвращен газ в количестве
^ X Qt X 365т л^,
где К — количество газа, не возвращающегося в пласт, в! %^ Конечное пластовое давление по истечении т лет
(а)(а)9—0,01^9x365 7
(а)
(а)
Q
где Р — начальное давление в залежи.
Для того чтобы не происходила обратная конденсация, давление в пласте должно быть выше давления начала конденсации Рн.к., т. е. Рп > Рн. к.
Понятно, что значение т зависит от темпов разработки, в данном случае от принятой производительности завода.
Руководствуясь существующими нормами амортизации предприятий, можно, задавшись временем т', определить Qx из выражения (а).
ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Разработка и эксплуатация конденсатных месторождений охватывают два взаимно связанных, но технологически разных процесса: обратную закачку газа и переработку конденсатных газов. Оба процесса производятся в пределах одного и того же месторождения, одного и того же предприятия, под единым техническим руководством. В этом основное отличие организационной структуры конденсатных месторождений от организационной структуры нефтяных и чисто газовых месторождений.
Исключая переработку, можно подразделить эксплуатацию конденсатных месторождений на два периода: начальный период, когда эксплуатация производится с применением обратной закачки, и конечный период, когда месторождение эксплуатируется как чисто газовое.
Если газ может быть полезно использован в качестве топлива, процесс обратной закачки может быть рекомендован лишь при достаточно жирных газах. Если по той или иной причине газ не может быть использован, обратная закачка может быть рекомендована и при сравнительно бедных газах, за исключением случаев, когда содержание конденсата в газе столь незначительно, что обратная закачка экономически не рациональна.
Под эксплуатацией конденсатных залежей, как уже сказано выше, подразумевается процесс, осуществляемый путем отбора газа из эксплуатационных скважин, извлечения конденсата на абсорбционных заводах и обратного нагнетания отработанного газа в нагнетательные скважины при условии сохранения в зоне действия эксплуатационных скважин давления, несколько превышающего критическое давление начала конденсации.
В последнее время на основании лабораторных исследований некоторые авторы противопоставляют процессу обратной закачки метод «нормального истощения». По этому варианту допускается снижение пластового давления до 20—25 ат. Процесс обратной закачки производится при сравнительно низких давлениях. При этом по утверждению авторов увеличивается отдача пласта при одновременном уменьшении первоначального капиталовложения. Е. О. Беннет [41 утверждает, что по извлечению конденсата нет существенной разницы между обоими способами, но время извлечения одинакового количества конденсата при методе нормального истощения возрастает почти в 10 раз при одновременном увеличении эксплуатационных расходов; кроме того, при лабораторных работах нельзя учесть все факторы, которые могут влиять на процесс эксплуатации месторождения. В процессе эксплуатации с применением обратной закачки следует установить контроль над составом газа эксплуатационных скважин для выявления степени разбавленности пластового газа сухим газом и возможного проскока газа для соответствующего изменения режима эксплуатируемых скважин или выключения отдельных скважин.
Контроль осуществляется путем ежедневного определения удельного веса газа по отдельным скважинам и периодического анализа газа для определения его фракционного состава.
При эксплуатации конденсатных месторождений методом обратной закачки газа, как и при эксплуатации чисто газовых месторождений, надо огра ничить дебит эксплуатируемых скважин определенным пределом. Это необходимо для защиты скважин от возможных аварий, от образования пробок
и засорения призабойной зоны пылью, приводящих к уменьшению «дебита.
• Обычно в зависимости от свойств коллектора ограничиваются установле- 1вием определенного, максимально допустимого отбора газа. Максимальный свободный дебит ^св определяется в процессе испытания скважины. В отличие от газовых скважин при обратной закачке пластовое давление держится на уровне Рп > Рн. к.
Фиг. 123. Коэффициенты распределения для различных углеводородов при z= 93° С.Фиг. 123. Коэффициенты распределения для различных углеводородов при z= 93° С.В процессе эксплуатации необходимо регулировать динамическое буферное давление таким образом, чтобы обеспечить постоянный дебит Q и, следо- звательно, подачу постоянного количества газа на завод по переработке газов. 3 Давление начала конденсации Рн. к для газа ^данного фракционного состава определяют, пользуясь графиком констант распределения (равновесия) и уравнением концентраций:
Фиг. 123. Коэффициенты распределения для различных углеводородов при z= 93° С.
Фиг. 123. Коэффициенты распределения для различных углеводородов при z= 93° С.
'где ^г—мольная концентрация каждого компо- 1нента;
?Qi — количество углеводорода в исходном газе
Iв % объемн.;
1 — СН4; 2 — СаНв; 3 — СзНв;4 — С4Н10; 5 — С5Н12; 6 —СбН14; 7 — С7Н16.случаев это объясняется трубах, что может быть к. При недостаточной ско-1 — СН4; 2 — СаНв; 3 — СзНв;4 — С4Н10; 5 — С5Н12; 6 —СбН14; 7 — С7Н16.случаев это объясняется трубах, что может быть к. При недостаточной ско-| L — число молей углеводорода в жидкости. у На фиг. 123 представлен график, составленный ‘ для t = 93° С. Задавшись различными давлениями , Р и определив по графику фиг. 123 соответствующие константы ki, находят давление, при котором : 27^13^1, что и принимают ориентировочно как давление начала конденсации.
1 — СН4; 2 — СаНв; 3 — СзНв;
4 — С4Н10; 5 — С5Н12; 6 —СбН14; 7 — С7Н16.
случаев это объясняется трубах, что может быть к. При недостаточной ско-
1 — СН4; 2 — СаНв; 3 — СзНв;
4 — С4Н10; 5 — С5Н12; 6 —СбН14; 7 — С7Н16.
случаев это объясняется трубах, что может быть к. При недостаточной ско-
При эксплуатации конденсатных месторождений нередко наблюдается резкое понижение дебита газа эксплуатируемых скважин. В большинстве конденсацией части углеводородов в подъемных при условии, если давление на устье меньше Рн.
рости движения газа в подъемных Фрубах при жирных газах может происходить частичная конденсация. При этом конденсат стекает обратно на забой эксплуатационной скважины, скапливается там и закрывает пласт. В подобных случаях для поддержания нормальной добычи газа необходимо прибегать к периодической продувке эксплуатационных скважин в течение 20—30 мин. для выброса конденсата, накопившегося у забоя.
Поскольку основным мерилом дебита газовых скважин служит дифференциальное давление, регистрируемое применяющимися расходомерами, следует после каждого резкого падения дифференциального давления продувать скважину.
Не менее важна периодическая очистка забоев нагнетательных скважин от окалины и ржавчины, приносимых на забой нагнетаемым газом, и от остатков глинистого раствора. Засорение забоя приводит к закупорке пор пласта, в результате чего давление начинает резко возрастать.
И. И. Корганов [1] приводит пример из практики применения вторичных методов, когда при наличии небольшого количества глинистого раствора на забое во время процесса поддержания давления пласт не принимал нагнетаемого газа при давлении, превышающем пластовое давление на 17,5 ат. После очистки забоя пласт стал принимать газ при избыточном давлении
ати.
Фиг. 124. Схема движения газа в скважине, работающей в качестве инжекционной и эксплуатационной.Фиг. 124. Схема движения газа в скважине, работающей в качестве инжекционной и эксплуатационной.Отсюда вытекает необходимость постоянного контроля за давлением н за количеством газа, поступающего в нагнетательную скважину, чтобы в случае резкого повышения давления и заметного понижения количества газа, принимаемого скважиной, своевременно очистить забой. В противном случае, кроме напрасной затраты энергии и нарушения процесса нагнетания, могут произойти аварии с компрессорами. Во избежание этого помимо предохранительных клапанов на выкидных линиях должны быть установлены регуляторы «до себя», выкиды которых должны быть соединены с приемом компрессора. Регуляторы должны быть отрегулированы на давление, несколько (2—2,5 ат) превышающее давление, установленное для нагнетания, а предохранительные клапаны — на давление, несколько (2—2,5 ат') превышающее давление, на которое будут отрегулированы регуляторы «до себя».
Фиг. 124. Схема движения газа в скважине, работающей в качестве инжекционной и эксплуатационной.
Фиг. 124. Схема движения газа в скважине, работающей в качестве инжекционной и эксплуатационной.
Очистка забоя нагнетательной скважины и увеличение ее приемистости производятся следующими способами:
обратной продувкой;
промывкой забоя водой;
кислотной обработкой;
торпедированием забоя.
По окончании бурения скважины, предназначенные для нагнетания газа, должны быть подвергнуты весьма тщательной очистке от остатков глинистого раствора. В противном случае глина под высоким давлением проникнет в глубь пласта и проницаемость пород призабойной зоны уменьшится. Это приведет к уменьшению количества газа, которое могло бы быть закачано в нагнетательные скважины.
Большой интерес представляют различные варианты эксплуатации конденсатных месторождений, позволяющие уменьшить расходы на бурение.
Возможно использование одной и той же скважины в качестве эксплуатационной и нагнетательной. Для
этого скважина оборудуется так, что отработанный газ подается в нижнюю часть залежи через специально спущенную колонну, а жирный пластовый газ — через кольцевое пространство, как показано на фиг. 124. Нагнетательная часть отделяется от эксплуатационной пакером. Подобное разрешение вопроса, обеспечивающее значительную экономию в бурении, может быть рекомендовано для сравнительно небольших замкнутых залежей большой мощности.
Указанным способом в Тексасе эксплуатировалась одна залежь пятью скважинами. Газ нагнетался в пласт на глубину 2410 ж, а отверстия над пакером для эксплуатации были сделаны на глубине 2257 м. Мощность пласта превышала 153 ж.
Бывают случаи, когда одной скважиной эксплуатируются два-три горизонта или же газ нагнетается в два-три горизонта одной нагнетательной скважиной. При одновременной добыче конденсатных газов из трех горизонтов последние отделяются друг от друга пакерами, причем продукция каждого горизонта через соответствующие регуляторы давления и счетчики поступает в общий коллектор и направляется на переработку.
Из изложенного выше, а также из самой сущности процесса становится понятным, что рациональная разработка и эксплуатация конденсатных месторождений могут быть осуществлены лишь путем централизованной разработки месторождения в целом.
ПЕРЕРАБОТКА КОНДЕНСАТНЫХ ГАЗОВ
Характерной особенностью разработки и эксплуатации конденсатных торождений является то, что эксплуатация месторождения и переработка а неразрывно связаны и разрешаются комплексно.
Ознакомление с технологическими схемами переработки конденсатных ов показывает, что за сравнительно короткий промежуток времени простые ановки заменены современными мощными заводами, построенными по шеднему слову техники. Первые установки предназначались для извле- [ия конденсата — сырого малоценного продукта, обычно отпускавшегося ^теперегонным заводам.
По имеющимся данным качественные показатели сырого конденсата зных месторождений колеблются в следующих пределах:
Удельный вес 0.6754—0,8708 с
Октановое число 63—70
Начало кипения,°C 42—52
Конец кипения, °C 214—350
Упругость паров при 39°С, мм рт. ст. . . i 247—400
Цветотбесцветного
или слегкажелтоватогодо слабо
коричневого
Существуют следующие способы переработки конденсатных газов.
Переработка конденсатных газов в одноступенчатых сепараторах эз применения обратной закачки при давлениях сепарации, определяемых словиями транспортировки газа. Это относится к периоду, когда еще не имели редставления о законах обратной конденсации.
В настоящее время подобная переработка может быть применена при одержании конденсата в газе, равном 10—30 г/ж3, или при незначительных ресурсах газа (маломощных залежах), даже богатого тяжелыми углеводородами, т. е. в случаях, когда экономически не могут быть оправдана по- ,тройка абсорбционного завода и компрессорной станции и бурение специаль- шх нагнетательных скважин для обратной закачки.
Примером может служить газ турнейского яруса Саратовского место- эождения с содержанием пентана и высших углеводородов до 6—7 г[ма. . Естественно, что месторождение подобного типа должно эксплуатироваться как чисто газовое.
Переработка конденсатных газов путем ступенчатой сепарации с обратным нагнетанием газа. В сепараторах первой ступени давление снижается до давления максимальной конденсации.
При этом неизбежен большой расход энергии на компрессию, причем этот расход тем больше, чем больше разница между пластовым давлением, до которого должен быть сжат газ для обратного нагнетания, и давлением в сепараторе.
Данный способ не обеспечивает достаточного выхода конденсата; обычно выход составляет не более 50—55% от потенциала, а сам продукт, извлекаемый на этих установках, нуждается в дальнейшей переработке для получения целевых продуктов.
Переработка конденсатных газов путем ступенчатой сепарации с применением искусственного охлаждения (пропанового или аммиачного) и обратной закачки.
Переработка конденсатных газов путем абсорбции под давлением. 80—130 ата с применением обратной закачки.
В соответствии с установленным давлением абсорбции газ из эксплуатационных скважин направляется в промысловые сепараторы, в которых поддерживается давление, превышающее Давление абсорбции, для обеспечения транспортировки газа с промысла на завод. Понижение давления в промысловых сепараторах, предназначенных в основном для очистки газа от воды и твердых примесей, приводит к оседанию некоторого количества конденсата.
В одних случаях конденсат из промысловых сепараторов отводится отдельно от газа и направляется на завод для стабилизации, в других случаях конденсат под давлением подается в газопровод после регулятора давления и вместе с газом подается в абсорбер.
Несомненно, все преимущества на стороне абсорбционной переработки конденсатных газов, вытеснившей на практике другие способы переработки. Высокая техника, достигнутая в области абсорбции, позволяет с достаточной экономической эффективностью переработать газы со сравнительно небольшим содержанием конденсата и получить широкий ассортимент готовой продукции, полностью отвечающей установленным требованиям.
Технологический процесс абсорбционных заводов, предназначенных для переработки конденсатных газов, отличается от технологического процесса обычных газо-бензиновых заводов следующими особенностями.
В целях экономии энергии процесс абсорбции производится при высоких давлениях, доходящих в некоторых случаях до 130 ат. При столь высоких давлениях сжатие отработанного газа для нагнетания в нагнетательные скважины производится в дожимных одноступенчатых компрессорах с весьма низкой степенью сжатия (порядка 1,3—1,5).
Высокие давления, применяемые при абсорбции, приводят к интенсивному поглощению метана и этана абсорбентом. В целях освобождения от этих компонентов прибегают к многократной абсорбции путем применения двух-трех реабсорберов и выветрителей.
Процесс абсорбции протекает при ином температурном режиме, чем на обычных газо-бензиновых заводах низкого давления. В последнем случае наиболее интенсивное поглощение маслом тяжелых углеводородов из состава газа происходит на нижних тарелках с большим выделением тепла. В абсорберах высокого давления интенсивное поглощение газа маслом происходит на верхних тарелках. В результате в абсорберах низкого давления температура возрастает по направлению к нижним тарелкам, а в абсорберах высокого давления, наоборот, максимальная температура наблюдается на самых верхних тарелках.
Опытным путем установлено, что при высоких давлениях происходит обратное испарение масла, причем количество масла, уходящего с отработанным газом, в силу закона «обратного испарения» возрастает с повышением давления. Опытным путем было установлено, что количество масла, уходящего с отработанным газом, составляет: при Р = 102 ат 1,1 см3!м3; при Р = = 135 ат 2,7 cm3Jm3; при Р = 202 ат 8,1 см31м3 и при Р = 270 ат 18,7 см3!м3. Поэтому нецелесообразно применять давления, превышающие 100—120 ат.
В целях предотвращения обратного испарения рекомендуется применять в качестве абсорбента более тяжелые масла с более высокой начальной точкой кипения по сравнению с маслами, применяемыми на заводах низкого давления. Это приводит к необходимости проводить процесс десорбции при температурах низа десорбера порядка 200—240° С. В подобных случаях предпочитают пропускать предварительно насыщенное масло через трубчатые печи с нагревом масла до требующейся температуры, а десорбцию производить в двухступенчатых десорберах.
При переработке газов конденсатных месторождений представляет интерес предлагаемый проф. А. С. Смирновым [3] способ предварительного насыщения тощего абсорбента легчайшими фракциями газа — метаном и этаном. Так как движущей силой абсорбции является разность парциальных давлений компонентов газа в жидкой и паровой (газовой) фазах, то при насыщении абсорбента метаном разность уменьшается, следовательно, уменьшается и поглотительная способность насыщенного метаном абсорбента по отношению к метану. Насыщение абсорбента метаном и этаном производится газами, выходящими из выветрителя.
Технологическая схема завода по переработке конденсатных газов
Для ознакомления с процессом переработки конденсатных газов рассмотрим технологическую схему одного из заводов (фиг. 125).
Газ из эксплуатационной скважины 1 под давлением 200 ат через промысловый сепаратор 2 направляется в заводской сепаратор 3. Конденсат из сепараторов 2 и 3 собирается в емкости 5, откуда, проходя последовательно сепараторы 6 и 8, направляется в емкость 16, смешивается там с конденсатом из десорбера 13 и идет на дальнейшую фракционировку.
Фиг.^125. Технологическая схема завода для переработки газа конденсатного месторождения.
В сепараторах 6 и 8 происходит частичное выветривание сырого конденсата. Освобождающиеся пары направляются в реабсорберы высокого 7 и низкого 9 давления. Из заводского сепаратора 3 газ под давлением 100 ата поступает в абсорбер 4. Отработанный газ, проходя сепаратор-маслоуловитель 37, направляется на прием дожимных компрессоров 38, сжимается до 220 ата и направляется в нагнетательную скважину 41. Перед каждой нагнетательной скважиной установлен сепаратор 39 для очистки газа. За сепаратором устанавливается обратный клапан 40 во избежание обратного потока газа из скважин в случае разрыва нагнетательной линии.
Насыщенное масло из низа абсорбера 4 последовательно проходит через реабсорберы высокого 7 и низкого 9 давления, а из последнего через теплообменник 10 поступает в сепаратор 11. Отделившиеся в сепараторе 11 пары вводятся в десорбер 13, а масло поступает в трубчатую печь 12, нагревается до температуры 160—170° С и поступает в десорбер 13.
Отработанный газ из реабсорберов высокого давления 7 направляется в сепаратор-маслоуловитель 35, далее на прием компрессоров 36, в которых
давление поднимается до 100 ат, и направляется на прием основных компрессоров 38.
Пары и газы, освобождающиеся в реабсорбере низкого давления 9, проходя маслоуловитель 34, направляются в отопительную сеть.
Углеводородные пары из десорбера 13 после охлаждения в холодильнике 14 поступают в сепаратор-водоотделитель 15. Вода снизу отводится в канализацию, а конденсат — в емкость 16. Из сепаратора часть конденсата подается обратно в верх десорбера в качестве орошения.
Нагрев насыщенного масла в подогревателе 17, как и в подогревателях 22, 24 и 27, производится маслом, поступающим из трубчатой печи 20.
Из подогревателей масло обратно поступает в печь, где частично охлажденное масло снова нагревается до требующейся температуры.
Конденсат из емкости 16 направляется последовательно через теплообменник 18 в депропанизатор 19, дебутанизатор 23 и через теплообменник 25 в бензино-керосиновую колонну 26. Готовые продукты поступают в емкости 28 (для газо-бензина и керосина), 29 (для пентана), 31 (для бутанов) и 33 (для пропана) из соответствующих сепараторов 21, 30 и 32. Из емкости 31 бутаны направляются на расфракционировку на нормальный бутан и изобутан.
ЛИТЕРАТУРА
Корганов И. И. Вторичные методы добычи нефти. Азнефтеиздат, 1940.
К у т ю м о в П. С. Ретроградная конденсация и ее значение в нефтяной промышленности. АНХ, № И, 1947.
Смирнов А. С. Технология углеводородных газов. Гостоптехиздат, 1946.
Б е н н е т Е. О. Процесс обратной закачки газа в пласт при высоком и низком давлении. Petrol. Engineer, № 4, 1948.
Слипцевич и Катц. Конденсат может занять отрицательный объем в газовых пластах. Oil weekly, II, 1945.
4
ГЛАВА VII
ТРАНСПОРТ ГАЗА
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Магистральные газопроводы служат для транспорта газа на дальние расстояния в отличие от газопроводов местного значения, транспортирующих газ в пределах промысла, завода, производственного района и т. д.
Дальние магистральные газопроводы обычно представляют собой сложное ■сооружение, состоящее из собственно газопровода, компрессорных станций для сжатия газа, газораспределительных станций, газорегулировочных пунктов, одоризационных установок и установок по очистке и осушке газа. Газопровод — дорогостоящее сооружение, и его эксплуатация рассчитывается на десятки лет. В связи с этим вопрос о запасах газа, т. е. о сырьевой базе для ' газопровода, имеет существенное значение. Запасы газа определяются обычно после установления промышленного характера газового месторождения. Для определения его запасов необходимы глубокое разведочное бурение и детальное освещение геологического строения месторождения. Эти работы должны выполняться своевременно, так как без обоснования сырьевой базы не может производиться строительство магистрального газопровода.
■ При оценке запасов газа в расчет должны приниматься запасы газа по ' промышленным категориям (А + В), а также должна учитываться возможная перспективность газоносного района или месторождения.
Сооружение собственно газопровода связано с выбором трассы, развозкой труб по трассе, их сваркой, покрытием труб изоляцией, рытьем траншей, укладкой труб в траншею, испытанием газопровода и засыпкой его землей. Трасса газопровода выбирается в зависимости от его назначения. При заданном конечном пункте газопровода уточнение направления газопровода между конечным и начальным пунктами будет зависеть от пунктов потребления газа по пути и условий местности, по которой пройдет газопровод. За начальный пункт газопровода для транспорта природного газа обычно принимают общепромысловый пункт очистки, замера и регулирования газа или компрессорную станцию, если последняя сооружается на промыслах или вблизи них. " Конечным пунктом считают газораспределительную станцию у пункта назначения газопровода.
Если путевых потребителей газа не будет, то трассу газопровода стремятся приблизить к прямой. Отклонения допускаются только при наличии на пути населенных пунктов, крупных болот, озер, оползней и других труднопроходимых мест. Опыт строительства магистральных газопроводов в СССР показывает, что отклонение трассы от прямой с учетом указанных условий выбора трассы составляет в среднем 5—10%.
После установления направления трассы, обусловленного потребителями газа и определяемого в первом приближении по картографическим материалам, производятся изыскания трассы с целью выбора оптимального варианта,
обеспечивающего наименьшие капиталовложения и минимальные эксплуатационные расходы при последующей эксплуатации газопровода.
При совпадении направления трассы с существующими шоссейными и железными дорогами стремятся по возможности приблизить трассу к этим дорогам, что удешевляет стоимость строительных работ и последующую эксплуатацию. Однако целесообразность удлинения газопровода с целью его приближения к шоссейной или железной дороге в каждом отдельном случае должна быть обоснована.
Изыскание трассы производится изыскательскими партиями. Протяженность участка отдельной партии определяется месячной производительностью партии и числом месяцев, которые партия может или должна провести в поле. В определение возможной производительности изыскательской партией вносятся необходимые коррективы на сложность изысканий предельных участков местности. Изыскательская партия производит топографическую съемку местности вдоль трассы и закрепление трассы на месте.
При проведении полевых работ выясняется характеристика грунта и почвенных условий (электросопротивление грунта, уровень вод, химический анализ вод и пород) для получения данных о коррозионности грунта, необходимых для назначения типов изоляции. Кроме того, определяется глубина промерзания почвы на трассе для решения вопроса о глубине заложения газопровода, а также средняя температура воздуха и количество выпадающих осадков для установления длительности строительного сезона. В районах строительства компрессорных станций, газораспределительных станций и контрольно-распределительных пунктов выясняются источники электроснабжения и водоснабжения этих пунктов.
Для изучения трассы магистрального трубопровода применяется аэрофотосъемка. Фотографирование местности производится с самолета таким образом, чтобы каждый последующий снимок трассы покрывал предыдущий. Этим обеспечивается сплошное покрытие площади вдоль трассы. Аэрофотосъемка значительно ускоряет изучение и выбор трассы, особенно в гористых или густо населенных районах, где видимость горизонта при наземных изысканиях плохая.
Для строительных работ производится отчуждение земли по трассе газопровода полосой в 20 м. После окончания строительных работ отчуждается полоса шириной 10 м. В пределах этой полосы, кроме газопровода, устанавливаются столбы телеграфно-телефонной линии связи, сооружаемой вдоль газопровода.
Магистральный газопровод прокладывается с учетом допустимых расстояний до жилых или производственных объектов. От границ полосы отчуждения газопровода отдельные объекты должны быть удалены на следующее расстояние (в ж):
Предприятия союзного значения и населенные пункты с числом жите
лей более 1000 человек200
Предприятия местного значения и населенные пункты с числом жителей менее 1000 человек 100
Отдельно стоящие здания 50
Железные дороги-.... 150
Железнодорожные мосты300
Шоссейные дороги I и II классов 30
При пересечении газопроводом воздушных линий электропередачи допускается расстояние от газопровода до опор (фундаментов) не менее 2 ж, а при прокладке газопровода параллельно линии электропередачи расстояние до газопровода должно быть не менее высоты опоры. При пересечении рек шириной в межень менее 20 м допускается укладка одной нЬтки газопровода, а при
: большей ширине рек с устойчивыми берегами — двух ниток. Расстояние между двумя нитками, прокладываемыми через реку, должно быть не менее 30 м. (Во всех других случаях расстояние между двумя параллельно прокладываемыми газопроводами должно быть не менее 10 м.
i При прокладке газопровода параллельно канализационному или водо- неточному коллектору расстояние между ними должно быть не менее 10 м. ■ Укладка газопровода совместно с электрокабелями или другими трубо- г проводами в одном туннеле не допускается.
> Также не допускается прокладка магистральных газопроводов по шос- [ сейным или железнодорожным мостам.
t При пересечении газопроводом каналов или рек вблизи мостов жела- ; тельно прокладывать его ниже моста по течению, причем расстояние г между мостом и газопроводом должно быть не менее 300 м.
В случае пересечения оврагов, ручьев, логов, железных дорог и шоссе i магистральные газопроводы прокладываются в одну нитку.
Расчистку и подготовку трассы для строительства газопровода производят сразу же после разбивки ее на местности и отчуждения земли. При этом । вырубают деревья и кустарники, выкорчевывают пни, делают подъезды и объезды вдоль трассы газопровода или в местах переходов через различные препятствия. Для подготовки трассы обычно широко используют бульдозеры, г При скальных грунтах и больших объемах земляных работ на коротких участках трассы нередко прибегают к взрывным работам и выемке грунта экскаваторами.
РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ^ГАЗОПРОВОДОВ
Основные задачи расчета магистральных газопроводов
Основная задача, которая должна быть решена при расчете магистрального газопровода, заключается в том, чтобы для данных конкретных условий передачи газа установить параметры, которые обеспечат наиболее экономичные условия сооружения и эксплуатации газопровода: минимальные металловложения, минимальные энергетические затраты на передачу газа (минимальная мощность устанавливаемых компрессоров).
Если обслуживание газопровода зависит только от его длины, то капиталовложения на его сооружение и соответственно амортизационные отчисления в весьма значительной степени зависят от металловложений. Отсюда важнейшая задача при расчете газопровода — найти в каждом заданном случае решение, которое бы позволило обеспечить минимальный расход металла.
Количество компрессорных станций и мощность каждой из них существенно влияют на величину капиталовложений и на эксплуатационные расходы. В то же время компрессорные станции определенным образом влияют на выбор диаметра газопровода, для передачи заданного количества газа, т. е. сказываются на ’ величине металловложений.
Поэтому все факторы, определяющие основные параметры проектируемого газопровода (диаметр, давление передачи, степень сжатия, расстановка компрессорных станций), должны быть подвергнуты самому тщательному анализу, в результате которого должно быть найдено оптимальное решение.
Расчет труб на прочность
Расчет труб на прочность, т. е. определение минимально необходимой толщины стенки газопровода при заданных условиях его работы, является • весьма ответственной задачей.
С одной стороны, расчет труб газопровода на прочность должен обеспечить достаточную надежность и бесперебойность его работы. Поэтому при расчете
должны быть тщательно учтены все факторы, влияющие на прочность проектируемого сооружения.
С другой стороны, переоценка тех или иных факторов, которые могли бы обусловить появление в металле труб дополнительных напряжений, влечет за собой неоправданное увеличение толщины стенок труб и, следовательно, значительный перерасход металла, что не должно быть допущено.
При расчете газопроводов на прочность в настоящее время исходят из двух положений.
Первое положение заключается в том, что сварной шов принимается равнопрочным телу трубы. Это положение иногда оспаривается, однако без достаточных оснований. Техника сварки (электродуговой и газопрессовой, почти исключительно применяемых в строительстве газопроводов) в настоящее время является настолько высокой и освоенной, что вводить какие-либо коэффициенты на прочность сварного соединения совершенно излишне. Технические условия на сварку самых ответственных газопроводов предусматривают обязательную равнопрочность сварного соединения телу трубы: швы, не отвечающие этому условию, считаются браком.
Второе положение заключается в том, что никакого увеличения толщины стенок труб из-за условий работы их в коррозионных грунтах не допускается. Это вполне понятно, так как, с одной стороны, никакое утолщение стенок труб не предохраняет газопровод от разрушения, если он не защищен от коррозии, с другой стороны, современные методы защиты металла от коррозии достаточно надежны.
Переходя к рассмотрению расчетных формул для определения необходимой толщины стенки труб, остановимся на следующих основных методах расчета, применяемых в настоящее время. Значительное распространение имеет определение допускаемого напряжения по формуле
V "Г ^ ~— °^ + ^2 ~ ^^ ^ (УП’
где от — касательное напряжение;
с2 — продольное напряжение;
сг3 — сжимающее напряжение, направленное по радиусу;
Нг — допускаемое напряжение.
При расчете по этой формуле обычно принимается, что ни одно из суммарных напряжений (касательное, продольное или радиальное) и приведенное напряжение не должны превышать 80% предела текучести при рабочем давлении и 90% при испытательном давлении.
При пользовании этой формулой учитываются все факторы, которые могут вызвать те или иные напряжения (овальность трубы, температурные напряжения, напряжения от холодного гнутья и др.).
Недостатком метода расчета по указанной формуле является необоснованный учет ряда факторов, в результате чего приходится увеличивать толщину стенок труб, хотя это и не вызывается действительными условиями работы трубы.
Так, например, касательное напряжение с учетом овальности определяется формулой
'(VII, 2)
где D — диаметр трубы в см;
s — толщина стенок в см;
модуль упругости материала трубы;
Р — внутреннее давление в кГ!смг;
е — коэффициент овальности.
Определяя толщину стенок труб по указанной формуле, получаем при цэпусках по наружному диаметру, предусмотренных действующими ГОСТ, 1ри прочих равных условиях перерасход металла на 30% и более.
Вместе с тем влияние овальности на величину касательных напряжений эт внутреннего давления в настоящее время справедливо оспаривают, потому ио учет овальности при расчете на прочность ведет лишь к неоправданному $ерерасходу металла.
Указанное обстоятельство заставляет пересмотреть вопрос о целесо- Эбразности пользования формулой (VII, 1) при определении толщины ?тенки.
-Р^нар-Р^нарШироко используется для определения толщины стенки трубы формула
-Р^нар
-Р^нар
(VII, 3)
£ — толщина стенки трубы в см;
Дир — наружный диаметр трубы в см;
R-— допускаемое напряжение в кГ/см?.
Допускаемое напряжение Rz определяется по формуле
Rz- — пRz- — п(VII, 4)
Rz- — п
Rz- — п
os—предел текучести материала труб в кГ[см^; п— коэффициент запаса прочности.
Величина п принимается в зависимости от качества труб, порядка их дского испытания, степени ответственности того или иного участка газо-
Практически для линейных участков газопровода можно принимать = 1,7-
Для более ответственных участков газопровода, ремонт которых сопряжен значительными затруднениями, следует принимать п — 2. К таким участ- iM относятся переходы через естественные и искусственные препятствия: ки, болота, железные дороги, автодороги с покрытием и т. п.
Расчет пропускной способности газопроводов
До недавнего времени наиболее распространенной формулой для расчета юпускной способности газопроводов являлась формула Веймаута, которая переводе в метрическую систему мер дана инж. Степановым в следующем
Q = 20,566 Р^666 У ~^~ ,Q = 20,566 Р^666 У ~^~ ,(VII, 5)(VII, 5)
Q = 20,566 Р^666 У ~^~ ,
Q = 20,566 Р^666 У ~^~ ,
(VII, 5)
(VII, 5)
(е Q — пропускная способность газопровода в м3/час;
^вн — внутренний диаметр газопровода в см;
Рг — абсолютное давление газа в начале участка газопровода в ата;
Рг — абсолютное давление газа в конце участка газопровода в ата;
7 — относительный удельный вес газа по воздуху;
Т — абсолютная температура перекачиваемого газа в °К;
L — длина участка газопровода в км.
-21 Заказ 1377.
В настоящее время эту формулу уточняют введением коэффициента сжимаемости газа z, и она принимает вид:
Q = 493,58 Д^666 |/,(VII, 6)
где Q — количество перекачиваемого газа при 20° Си 760 мм рт. ст. в м31сутки.’
Формула Веймаута дает удовлетворительные результаты для газопроводов небольшого диаметра (150—200 мм^ при сравнительно невысоком давлении при транспортировке газа. Для современных газопроводов большого диаметра и высокого давления (порядка 50—55 ата^ она приводит к настолько неточным результатам, что пользоваться ею не рекомендуется.
Не рассматривая другие расчетные формулы, которые еще менее удачны, чем формула Веймаута, остановимся на формулах, позволяющих достаточно точно рассчитывать современные газопроводы. Значительный интерес в этом отношении представляет работа ВНИИ (б. ВНИИГАЗ).
Как известно, в общем виде формула для расчета газопровода будет иметь следующий вид:
где Я — коэффициент трения.
Исследуя работу действующего газопровода, И. Е. Ходанович установил зависимость между коэффициентом трения Я и числом Рейнольдса Re, которая имеет следующий вид:
1•(V“- 8)
После подстановки в формулу (VII, 7) Я числа Рейнольдса, выраженного через расход газа, диаметр трубы, плотность и вязкость газа, и числовых величин, входящих в коэффициент к, И. Е. Ходанович предложил следующую расчетную формулу для определения пропускной способности газопровода. [1]:
о / Р-2р 2.0,551■
Q = 602Д^6529 (^ттД,(VII, 9)
v\ yLTz )\/
где z — коэффициент сжимаемости газа, зависящий от среднего давления в газопроводе РСр и состава газа.
Среднее давление газа в газопроводе Рср может быть определено по начальному Р х и конечному Рй давлениям следующим образом:
2 /р„2\
Р —/ Р I 2 I
^ср 3 -г р1 + р2 / •
В результате проверки формулы (VII, 9) на некоторых действующих газопроводах получено вполне удовлетворительное совпадение величины Q с фактически замеренными количествами газа. Поэтому формула (VII, 9) представляет значительный практический интерес.
Хорошие результаты, многократно проверенные на действующих газопроводах, дает следующая эмпирическая формула:
9 я 9 /Р 2 V 0,5394
Q = kD^' )’(VIL 10>
где Q — количество передаваемого газа при 20° С и 760 мм рт. ст. в м?] су тки.
Коэффициент к может быть выражен следующим образом: к = кгт],
где ^ — коэффициент, зависящий от состояния газопровода (шероховатости стенок, его засоренности и т. п.); обычно ^ — 0,92 4-0,95;
кг — коэффициент, зависящий от удельного вес# и температуры передаваемого газа.
Значение кх определяется по формуле
^1 ~ ^0,46^0,5394 '(VII, И)
Обозначим отношение давления газа в начале расчетного участка газопровода Рг к давлению его в конце расчетного участка Р^ через г:
Практически величина г равна степени сжатия промежуточных компрессорных станций, так как давление в конце расчетного участка газопровода есть в то же время давление на приеме следующей компрессорной станции, а давление в начале расчетного участка газопровода есть давление на выкиде компрессорной станции.
Что касается головной компрессорной станции, то там и степень сжатия и давление на выкиде принимаются в зависимости от промыслового давления газа. Если промысел обеспечивает постоянную подачу газа высокого давления, то головную компрессорную станцию целесообразно располагать так, чтобы давление на ее приеме составляло ту же величину Р2, что и для всех остальных компрессорных станций. Тогда на всех компрессорных станциях могут быть установлены однотипные компрессоры. Наоборот, если промысел дает газ низкого давления, то целесообразно иметь промысловую компрессорную станцию, которая обеспечит подачу газа к первой компрессорной станции с величиной давления Р2, принятой для всех компрессорных станций данного магистрального газопровода.
Величина г для конечного участка газопровода, как правило, сильно отличается от ее значения для всех остальных участков газопровода, так как начальное давление этого участка Рг является таким же, как и для всех остальных участков газопровода, т. е. равно давлению на выкиде компрессорной станции, а давление в конце участка обусловливается требованиями потребителей газа.
Для удобства пользования формулу (VII, 10) преобразуем следующим образом:
9 С4 со 4 07RR /1 \0,5394 / л , 0,5394
(-г)• (VII, 12)
Соответственно для каждой из величин, входящих в формулу (VII, 12), имеем:
П2,6182 _
Q
(VII, 13)
др1,0788 (
.л , 0,5394
< 1 '
0,5394 ’
nl.0788
Q
^•6,82|
,Л , 0,5394
11
(1
< L
0,5394 ’
(VII 14)
(VII, 15)(VII, 15)Q
(VII, 15)
(VII, 15)
>2,6182 р1,0788 / 1 \°.5394 вн 1\ L )
А£>2 6182 р1,0788 Л^\ ’
L0^94 = *— (VII, 16)
/77178539'
Л=1/^2 + ^8539-^№ 17)
/^1,8539
(VII, 18)
где Л' в Л1’8539.
Значения всех величин, входящих в формулы (VII, 12) — (VII, 18), приведены в табл. 36—42.
Рассмотрим несколько примеров расчета газопроводов по формулам (VII, 12) — (VII, 18).
Пример 1. Определить, какое количество газа можно передать по газопроводу, уложенному из труб размером 426 х 9 мм, на расстояние L = 154 км. Давление газа на выкиде компрессорной станции Р1 = 48 ата. Давление газа в конце участка Р2 = 30 ата. Относительный удельный вес газа по воздуху у = 0,62. Температура газа для летнего периода t = 15° С (Т = 288° К).
По табл. 36 для заданных условий (у = 0,62, Т = 288° К) найдем /с = 45,4. Отноше-
Р1 ,0,5394
ние ^- = ^- = 1,6. По табл. 40 1= 0,7653. По табл. 39 Р^0788 =
30\г2, !
, t 0,5394 = 4^1,0788 =65,12. По табл. 38 D2’6182 = 16480 .По табл .41 ( -=-)=0,0660.
Подставив найденные величины в формулу (VII, 12), получим:
Q = 45,4 X 16480 X 65,12 X 0,7653 X 0,0660 = 2460000 м3 [сутки.
Пример 2. Определить диаметр труб, которые нужно уложить между двумя компрессорными станциями на расстояние 140 км для передачи газа Q = 5 млн. м3 [сутки. Давление газа на выкиде компрессорных станций Рх = 54 ата. Компрессоры работают со степенью сжатия г = 1,5. Относительный удельный вес газа по воздуху у = 0,58. Температура газа в газопроводе в летнее время может достигать z=16° С. Предел текучести материала труб 2400 кГ[см3. Трубы электросварные.
По табл. 36 интерполяцией между 46,9 и 46,4 находим к = 46,8. По табл. 3 9 ,10,5394л 0,5394
р1,°7 8 8 = 73194 По табл 40=0,7286. По табл. 41 (-^-)=0,0670.
Подставив найденные значения в формулу (VII. 13), получим:
52,б 18 2 5000000_'
вн " 46,8 X 73,94 X 0,7286 X 0,0670 ~
В табл. 38 найденному значению будет соответствовать труба наружным диаметром 529 мм. Теперь определим толщину стенки трубы по формуле (VII, 3):
^^нар
Ж™
Примем п = 1,7. Тогда
1,0 см.1,0 см.53 X 52,9о 24002хлу
1,0 см.
1,0 см.
Следовательно, нужно выбрать трубы размером 529 X 10 мм, для которых Р2^182 = = 29410, что достаточно близко к определенному выше значению.
COCOits rfs its its itsits ttsjsiistts^tt'tistjsjsitsijsjsjsifsijsiisijsijsitsjsitsifsit.ijsjs>fsits OsCnUnUnUnUnUnynCnCnUnCnUtUnCnCncnUnmci ФФООО OJD pspiji JO JOJOJO bOptplpOptpspspspn UnjLnjDlJtljCljOjOljOipopojOjOJDJDJDjiJi JOJOptptpSJS Cnj31J51j<ipo OOJOJD о "bi To о To Tnm~j To Ti Тл ~T) о ^ co "bi To Ti "co "Tj To То сл '"-j Ti Tts ""-j "o Ts "bo To Tn To To ci "o Tn To To To To bi To”~J to To To oo Ts To "bi To Ti ‘-j Ts TiTo
OOOOQOOOi(sljSilsitSitSiJsl|Si|S1fr.l|Srfs».ltSifSitslfsl|sFJSi|sltsifsi[sltslJSltSits)fr.i|s4Sifc.lts».ltsCnCncnCnCnCnOiCnCnC4piOnCaCiCnCnCnci co co cd со о о o O^ J^J-^ ^ to to tojojo poptjwps tP'pi'pnpnjLnjuijxjxjO opjpopopo jdjojo> jop^ ji jojop5Jop5'p5'ppojsipipopojDjD ТоТп^ТоТ^ТоТпТоТ^ ТоТп^Т2'ТоТ'^ТсТоТпТоТ-^То'а1'с)ТоЪ1Тг)То'‘-<!'с:ТоТоТ^Тп1оТ'ТоТоТоТо''-<1То‘^1 to oo co oo u< o^TsTiToTsco
'00
00 s
00 00
4
ft
OOQOOOOOWCOWOOOOifSitsrfSitSitsrfSitSiJsifSi^itsitSitSifSitSitsrfsitSit^itSitsifSitSitsilsitsiJSitsOsitsits OO 00 00 00 CO JO JO JO JO JO О JO JO si Ji Ji J— JO JO JO JO pt po pl pS ps ps pn pn Сл JO JO JO p l p I J» JX> 00 JO JO Ti To Tn Vi To To Ts To To Тл. To To To To To Тл Tj c To Tn To To To 'Ti To To To To Ts 'Ti To T- Ti T^- Tn To Tts To co 'Ti
On On On Cn On Cn Ci On О < On On On On On Un o — ^ — totococoifscncno-o-ooo To To to "Tj To To to To Ts To To "its To To "co
COCOCOCOCOCOCOCOCOCOitSilSifSitsrfsi|S».>|Si|SiP4fsl|s4SilS>{SitsitsltSiiSitsltsltS4s»»ljslts»»ilsjslJSitsynCnCnunCnUipnC;nCncnCnCnCnC3 j<I CX> 00 CX> CX) 00 JD JO JO JO О О О a oj-^^—~ Si JO JO JO pt JO co pops ps слрлрл JO JO JO M~J j-J JX> 00 JX> JO JD JO pc ^j-s JO JO JOJ pspspnjn JO J<1JX) ToToToT'ToTo'T^TtToiToToTiTtViTDToTs'VqToToTn'ViToTo'Vi'TDToTnToToToToTisToToToToTsToToTxj'to oo co -o co oo its о оTtsТот<|Т»To
COCOCOCOOCCOCOCOCOCoCOCOifsrfsrfsrfsttStJSitSiJSifsitsjSilsjSitsi^iISitSitsitSifsiJsjSitSitsilSrfs^itSitsipsCnUiUn iJj^l 00 00 00 00 00 JO JO JD JO О OJO о — P J~C~ JO jo JO JO pt pt pt psps_p«CnCnpnj3>C>j<lj<ipopopojOjOCDjOj— T'T-qToT-iTtTtsTiToToTs ci To oTiTiToT^TtcnToTiTt ciToToTxToT— Tn To To Ti To T'To T^ Tn "o Tts To Tts -i to oo co
Un Cn Un Cn Un Un Cn CH Un Cn _p-JOJOJjtpsp~ Ul d Cl <1 ToTtsToTtsT-iToTtsT-iTo To
UtOtOtCilCOCOCOGtUtCOptCOOtCOitsits.tSftsrfSftSilsitsrfsitsits pijdjCipipiJDOpopopo JOJO JO CO JOJO JO Opp Si i-i JOJO jo to Ti to 4sT<| coT-i CO Cn 00 si CoTtsT^ToT-iTnT<t'oToTnT<l'oToTnTo
jxiJSifSitStts.tSi^sitsrfSifr.iJSfjSiiStJSitSiJsrfsitsUnCnCnUnCnCnCnCnCnutUnUn CO pt pt p~ p>-psjtn СЛ Un Ol Cl ^jpl oojx>po JC JOJDJD Ji ps JO> pt pips ps Un joipj TiUnToTiTisT^iTo TnTo ToToTi TnTDrfsTo co To Tt To To To Tn Tp Tn To To To To Ti
oo
Таблица 36Значения коэффициента k = KiT)0,92. Величины к даны из условия определения количества газа в м5 при 20° Си 760 мм рт. ст. (в соответствии с действующим ГОСТ)
Продолжение табл. 36
У
ОО о со
О 00 СО ТУ СМ 05 00 СО ЬО СО„тн г-^'со'со'со'со'иоиэ'го" ю” ю* ю* сососососососососососо
со о со
СО т-^С5 Г-^10_СО СМ_О5 00_СО_чУ, г- t— co co* cd” cd* со” ю io" ю 10 сососососососососососо
00 CD см
Г*^нУ CM_O 00 CO ID CO^CM^th^OO t- r~^ г~* Гт* 0* ccT <dT cd* cd* co* id* СОСОСОСОСОСОСОСОСОСОСО
со oi
00 00 см
О,00,CD, co TH, Ст^оо CO ID CO -H co r^ tr t~ t^ co co”co”co”cd"co” СОСОСОСОСОСОСОСОСОСОСО
ТУ CM,0,00 CD,CO CM 0,05 Г- ID 00 00 CO Гт Г- Гт"Гт*[Oto"to"to* СОСОСОСОСОСОСОСОСОСОСО
СО 00 см
Гт ID CO t-i 05 t>- cd CO CM О 00 00” 00 00 00 Гт* Гт* Гт* Гт* Гт* r~” CD* СОСОСОСОСОСОСОСОСОСОСО
00 см
CM, 05, СО, ну, СМ О С5 Гт CD СО нн< О?00 00 00 00 00 Гт” Гт* Гт* Гт* Гт* сососососососососососо
со см
ю, со, нН 00^
О? СП 05 00 00 00 00 00 00 Гт* Гт* СОСОСОСОСОСОСОСОСОСОСО
J4
ОтнсМСОт^ЮСОГтООСЮ 05 0 05 05 05 05 05 05 05 05 0 о” о” о” о” о” О* о” О о” о” нн*
со
СО и S R
00 со
С0тн0^'41с0с0с0 05 0^05 0см0г~г-юс0тнсмс01л>05 00с0 05смо0с0 00с0 05'»юив ннГ~С0 05Ю'Н00Ю-н<05С0С0тн00С0С0"н4 05Г-10С0тн05Гти0'нРСМ'^ч05 00С0ЮС0СМтчО 22^2|^2^^сс,^^^^^ч;1’'^СОСОСОСОСМСМСМСМСМнНтн^тНтн^ООСООООС:
VO св н
я
r-CM0QCDr0CMt>-l>r^05O-rHs#sy00O00rTi0C0t~mcDO05C0 00 05 00C0r~CMt>>d<'4,O '^ОЮпнОО'в’ОГ~ЧГ^-1С!5СОСООООСОСО’тИ05ГтЮСО'н<ОГтСО'в<СМ-нн0001>чг5^СОСМ
СО ^^ Г~т- ^D ^D ^ ^D ^О >^D LTD00 ОО СО СО <DM СХ1 <ГЧ c^ j CDM CD1 тгН -^н тт-н -Г-н ^н С35 CZ> <^> <^> <35 <^>
00 05
'#*»05С0С0С^Г-Г--тЧ-тЧС0О-тЧ'4<тНСМО00ГттнтГтС0«нОт#05 00С0 00 00С0 00С0С0С> ГтС0 00м|<ннГ~С0ОГ-*4,^05С0С0'нН00С0С0ннОГ>ЮС0СМО00е01>4,С0^О05Гт-С0Ю'в< ГОООГтГ^Г^СОСОФ^01010^^^^СОСОСОСОСОСМСМСМСМСМнНтн-нЧтНтНтнООаОО
00
о?
MroO^tHOr-OH-i^^rTCOMfiLOHCfmolOOOr-uTiCO^CDTHiDCDOecOOSCOOOCOOOOOCO ОЮСМГт<^а5СОСОа5СОСО'-ноОЮСООООСОСО-<н<05|^ЮСОСМОООСОЮСОСМ005ГтСОЮ 05 00 00Г^ГгС0С0ФГ0Г0ЮЮ«4<'4<^мР00СЭС0С0СМСМСМСМСМСМ-гНтНтН-т-<^НтчОООО
JI
R М Я V У св Я
СО
<
00 00
D1
С0ГтСМ05тн00тнО1Г5*4<н»ГтГ~М1<н-1'4<^ч00С0^СМ-тч05С0О"1С0О02С0 00С0 05мГ00Г~СМ '»<05ЮОГтСМ05СОСМ05С0С0О00С0С0-нН00С0н#о1ОГтС0МГ,СМ'н100Г-Ю'в,СМ'Н05 00Г~ 05 00 00 00Г~Г~СОС0С0Ю1Г51Г5Ю>М1<'в1-<*1ч#С0СГ21сг;с0С0<МСМСМСМСМтн-н<-нН-н<нн^наоО
00
О С5 Vt -Н СМ 00 О -н ту LQ ~^ ~4< со Гт -<f< LO СО нН 00 CD ~^ О1 нН СО СО t^ С1 О LD 05 СО 00 СО 00 00 со Г^СМ00мГ’ОЮСМ05ЮСМ05С0С0О00Г0С0’н<00С0'г1<СМО00С0тус0тН<05ГтС0'УС0тнО05 05О5 00 00 00ГнГ~С0С0С0ЮЮЮи0т}<М|1т1<>4<с0С0С0С0С0СМСМСМСМСМнНтН-^тНтН^^О
00 см
'#нЧЮСМ'#05тнСМЮмГЮ'4<1<ИГУ-С0мГ-нН05СО00СО'^СМС01Г5Гт^СМС0О'в,05С0 05 05СМ тнс0тнГнС0 00Г0СМ00ЮСМ05С0С0нН00«0С0тЧ00С0'»СМО00С0ФС0тнО00С01Г5С0СМт-< О05 05 00 00ГнГнГ'С0С0С0ЮиП1ОЮтУ'4<'4<чКс0С0С0С0С0СМСМСМСМС-1СМ-^-тЧ’тЧтн^н^н
Гт
Гн-нтусОСМнНСОннсОЮтуЮ|^т1<СОСнху-на5СО'М<,нСП'М<ннЮ05Гт.СОн-<Ю05СОООООСО '<1<ою^гтсмооютнооюсма5сот4,ооососо-н<а5гттусон-10зюиососмооогтио-<усо аоо5а200оог-г-г-сососоюиагаю'Унту^уху<сосососососмсмсмсмсмсмнн-н^1—нн-< СМСМ'Н'НтН^тНиН-НтНтН^^тЧ^-1тН^тНтНтНтНнНнн<-н1^1тНтН^^нЧтНтН-тНтН^тЧ
^6
л я
1г5с0г~00 05 0тисмс0'в1и0с0г~00 05 0тнсмс0'4'юс0г~00 05 0т-<смс0-4,>0с0гт00 05 0 СО СО, СО СО^ СО, ту, ну S# ну, ту ну ну чу ~у %У Ю 10,10,10, Ю, 10,10 10^,10 lOCDCDCDCDCDCDCDCDCDCDr- 0” 0” 0” 0” 0” 0 0” o' 0” 0” 0” 0” 0” 0* 0” 0* 0” 0” 0” 0* 0* 0* 0” 0” 0 0” 0* 0” 0 0 0” 0” О* О* О* О*
Продолжение табл. 37
к'
при у
Т, °к
273
278
283
288
293
298
303
308
0,71
1117
1098
1078
1057
1039
1024
1005
991
0,72
1108
1087
1068
1048
1030
1015
995
981
0,73
1093
1072
1053
1034
1015
1000
985
967
0,74
1083
1063
1044
1024
1005
991
976
958
0Д5
1068
1048
1030
1010
991
976
962
943
0,76
1057
1039
1020
1000
981
967
952
937
0,77
1044
1024
1005
985
971
952
939
921
0,78
1034
1015
995
976
962
943
930
912
0,79
1024
1005
985
967
952
939
921
907
0,80
1015
995
976
958
943
930
912
898
0,81
1005
985
967
947
935
921
903
889
0,82
985
971
952
935
921
907
889
875
0,83
976
962
943
930
912
898
880
866
0,84
967
952
935
921
903
889
870
857
0,85
958
943
926
912
893
880
866
847
0,86
947
935
916
903
884
870
857
840
0,87
939
926
907
893
875
861
847
831
0,88
930
916
898
882
866
852
840
822
0,89
921
907
889
875
857
843
831
818
0,90
916
903
884
870
852
840
827
813
0,91
907
893
875
861
843
831
818
804
0,92
898
880
866
852
839
822
809
796
0,93
889
870
857
843
827
813
801
787
0,94
880
861
848
835
818
804
791
779
0,95
870
852
840
827
809
796
783
770
0,96
866
847
835
822
804
791
779
766
0,97
859
840
827
813
796
783
770
757
0,98
852
834
822
808
791
779
766
752
0,99
843
827
813
801
783
774
757
744
1,00
835
818
804
791
774
766
749
737
Таблица 38
Значения .D^6182 и D^539
(Размеры труб х, мм
7)2,6182 ^вн
л4,8539 ^вн
Размеры труб, мм
л2,6182 ^вн
т)4,8539 ^вн
51x2,5
54,35
1648
60X3,75
76,83
3130
51X3
51,31
1481
60x4
74,92
2 988
51X3,5
48,33
1328
60X4,5
71,21
2 719
51x4
45,55
1188
60X5
67,61
2 470
51 х 5
40,21
943
60x6
60,76
2 026
51x6
35,28
739
60x7
54,35
1648
57Х3
71,21
2 719
63,5x3
97,49
4 868
57x3,5
67,61
2 470
63,5x3,5
93,11
4 471
57x4
64,13
2 240
63,5x4
88,85
4 099
57 х 4,5
60,76
2 026
63,5x4,5
84,73
3 753
57x5
57,50
1829
63,5x5
80,71
3 430
57x5,5
54,35
1648
63,5x5,5
76,83
3130
57x6
51,31
1481
63,5x6
73,05
2 851
57x7
45,55
1188
63,5x7
65,86
2 353
60x3
82,70
3 589
63,5X8
59,11
1926
60x3,5
78,76
3 278
63,5x9
52,82
1 563
1 Размеры труб приведены по действующим ГОСТ и дополнительно указаны размеры тонкостенных труб, еще не отраженных в ГОСТ, но имеющих исключительно важное значение для экономии средств при транспортировании газа.
Продолжение табл. 38
Размеры труб, мм
7)2,6182
7)4,8539 вн
Размеры труб, мм
л2,6182
7)4,8539
70X2,5
134,4
8 826
102X10
246,9
27 620
70x3
129,0
8187
108X4
415,1
71 430
70X3,5
123,8
7 584
108x4,5
404,4
68 030
70x4
118,7
7 017
108X5
391,3
64 760
70x4,5
113,8
6 485
108x5,5
383,3
61 610
70x5
109,0
5 985
108x6
373,1
58 590
70X6
99,72
5 077
108x7
353,1
52 900
70x7
90,97
4 282
108x8
333,7
47 660
70x8
86,27
3 589
108x9
315^0
42 830
70x9
74,92
2 988
108хЮ
297,0
38 410
70x10
67,61
2 470
114x4
483,6
94 790
76x3
163,1
12 650
114x4,5
471,7
90 520
76x3,5
157,1
11 790
114x5
460,0
86 410
76x4
151,2
10 990
114x5,5
448,6
82 460
76x4,5
145,5
10 230
114x6
437,2
76 640
76Х5
139,9
9 505
114X7
415,1
71 430
76x5,5
134,4
8 826
114x8
391,3
64 760
76x6
129,0
8187
114x9
373,1
58 590
76x7
118,7
7 017
114x10
353,1
52 900
76x8
109,0
5 985
121X4
571,7
1293x102
76X9
99,72
5 077
121X4,5
558,6
1238Х102
76X10
90,97
4 282
121x5
545,6
1185Х102
83X3,5
202,3
18 850
121x5,5
532,8
1134Х Ю2
83X4
195,5
17 680
121X6
520,8
1085X102
83X4,5
188,7
16 560
121X7
495,6
992 ХЮ2
83X5
182,1
15 500
121X8
471,7
90 520
83X5,5
175,6
14 500
121X9
448,6
82 460
83x6
169,3
13 550
121X10
426,1
74 970
83x7
157,1
И 710
127X4,5
640,3
1595 Х102
83x8
145,5
10 220
127X5
626,2
1531Х102
83X9
134,4
8 826
127X5,5
612,3
1468Х102
83X10
123,8
7 584
127X6
598,6
1408Х102
89x3
254,9
28 910
127x7
571,7
1293x102
89x3,5
246,9
27 260
127x8
545,6
1185Х102
89X4
239,1
25 690
127X9
520,2
1085 XI О2
89X4,5
231,4
24180
127x10
495,6
992 Х102
89X5
223,9
22 750
127X11
471,7
90 520
89x5,5
216,6
20 900
133x4
744,6
2110хЮ2
89X6
209,4
20 090
133x4,5
729,1
2029 Х102
89X7
195,5
17 680
133x5
713,8
1951Х102
89X8
182,1
15 500
133X5,5
698,7
1875Х102
89X9
169,3
13 550
133x6
■ 683,8
1802 Х102
89X10
157,1
И 790
133x7
654,6
1662 Х102
95X4
288,3
36 340
133x8
626,2
1531X102
95X4,5
279,7
34 350
133x9
598,6
1408 Х102
95X5
271,3
32 460
133X10
571,7
1293 хЮ2
95x5,5
263,0
30 290
133x11
545,6
1185ХЮ2
95x6
254,9
28 910
140X4,5
841,8
2649x102
95x7
239,1
25 690
140X5
825,1
2552x102
95x8
223,9
22 750
140x5,5
808,6
2459 ХЮ2
95x9
209,4
20 090
140x6
792,3
2367 ХЮ2
95X10
195,5
17 680
140x7
760,3
2193 хЮ2
102X4
353,0
52 900
140X8
729,1
2029 ХЮ2
102X4,5
343,3
50 220
140x9
698,7
1875 ХЮ2
102X5
333,7
47 660
140хЮ
669,1
1731Х102
102x5,5
324,3
45 190
140хИ
640,3
1595 ХЮ2
102X6
315,0
42 830
141x4,5
858,8
2749Х102
102X7
297,0
38 410
141x5
841,9
2649 хЮ2
102x8
279,7
34 350
141X5,5
825,1
2559 хЮ2
102x9
263,0
30 640
141x6
808,6
2459 ХЮ2
Продолжение табл. 38
Размеры труб, ММ
п2,6182
п4,8539 ^вн
Размеры труб, мм
7^2,6182
7)4,8539
141X7
776,2
2279 ХЮ2
219x14
2 259
1652X103
141X8
744,6
2110Х102
245x6
3802
4335 хЮ3
141x9
713,8
1951X102
245x7
3 717
4158 ХЮ3
141x10
683,8
1802 хЮ2
245x8
3 634
3986 хЮ3
141X11
654,6
1662 ХЮ2
245x9
3 551
3820 хЮ3
146X4,5
946,6
3292 ХЮ2
245x10
3 470
3659 хЮ3
146x5
928,6
3177x102
245x11
3 389
3504x103
146x5 5
910,8
3066 хЮ2
245x12
3 310
3354 ХЮ3
146 Хб’
893,2
2957 хЮ2
245x13
3 232
3209 XI О3
146x7
858,8
2749 ХЮ2
245 х 14
3156
3069 ХЮ3
146X8
825,1
2552 Х102
273x6
5131
7520 ХЮ3
146X9
792,3
2367 хЮ2
273X7
5 015
7326 Х103
146X10
760,3
2193X102
273X8
4 914
6977 ХЮ3
146X11
729,1
2029X102
273x9
4 815
6717 хЮ3
152x4,5
1059
4054 Х102
273x10
4 717
6465 XI О3
152x5
1040
3918 ХЮ2
273X11
4 620
6221X103
152X5,5
1020
3786x102
273X12
4 524
5984 ХЮ3
152X6
1002
3658 хЮ2
273X13
4 430
5755 ХЮ3
152X7
964,8
3411 Х102
273X14
4 336
5532 ХЮ3
152X8
928,6
3178хЮ2
273X15
4 244
5316 Х103
152X9
893,2
2957 х Ю2
273X16
4153
5107Х103
152X10
858,8
2749x102
299x6
6 562
1192Х104
152X11
825,1
2552 хЮ2
299X7
6 442
1152 ХЮ4
159X4,5
1200
5112 Х102
299x8
6 325
1114Х104
159X5
1179
4949 х К)2
299x9
6 209
1077 Х'Ю4
159x5,5
1159
4790X102
299x10
6 094
1039 ХЮ4
159X6
1138
4635 ХЮ2
299x11
5 980
9927 ХЮ3
159x7
1098
4337 х 102
299x12
5 867
9691X103
159x8
1059
4054 Х102
299x13
5 756
9354 ХЮ3
159x9
1020
3786x103
299x14
5 647
9026 ХЮ3
159x10
983,2
3532 Х102
325x6
8 235
1816 Х104
159X11
946,6
3292 ХЮ2
325x7
8 097
1761 ХЮ4
168X4,5
1398
6784 ХЮ2
325x8
7 962
1707X104
168x5
1375
6579X102
325x9
7 828
1654Х104
168X5,5
1352
6379 хЮ2
325x10
7 695
1602 XI О4
168X6
1330
6184хЮ2
325x11
7 563
1552 Х104
168X7
1289
5809 Х102
325X12
7 433
1503x104
168X8
1242
5452 ХЮ2
325x13
7 305
1455 ХЮ4
168X9
1200
5112Х102
325x14
7 178
1408 ХЮ4
168X10
1159
4790x102
351x6
10 150
2676 Х104
168X11
1118
4484 ХЮ2
351x7
9 992
2600x104
168x12
1078
4193x102
351 х 8
9 837
2526X104
194x4,5
2078
1415 хЮ3
351x9
9 684
2453 ХЮ4
194x5
2049
1378хЮ3
351X10
9 533
2383 Х104
194x5,5
2020
1342 ХЮ3
351X11
9 383
2314 Х104
194x6
1991
1307хЮ3
351x12
9 234
2246X104
194X7
1934
1239 Х103
351X13
9 087
2180Х104
194X8
1879
1173хЮ3
351 Х14
8 941
2116Х104
194x9
1824
1111Х103
351X15
8 797
2053х104
194хЮ
1770
1051 хЮ3
351x16
8 654
1992 х Ю4
194хИ
1717
9934 X102
377x6
12 310
3830X104
194x12
1666
9386 XI О2
377x7
12140
3728 Х104
219x6
2789■
2441X103
377x8
11960
3631 X 104
219x7
2719
2329 хЮ3
377x9
И 790
3534 ХЮ4
219x8
2650
2221 ХЮ3
377x10
И 620
3440X104
219X9
2582
2116Х103
377X11
11450
3347 ХЮ4
219хЮ
2516
2016 хЮ3
377X12
11280
3256 ХЮ4
219x11
2450
1920Х103
377x13
И 120
3168ХЮ4
219x12
2385
1827Х103
377X14
10 950
3081 хЮ4
219x13
2322
1738 хЮ3
377X15
10 790
2997 х1П4
Продолжение табл. 38
Размеры труб,
п2,6182
п4,8539
Размеры труб,
п2,6182
п4,8539
мм
^вн
^вн
мм
7вн
^вн
377x16
10 620
2914Х104
720X8
68 750
9288X105
377X17
10 460
2832X104
720X9
68 250
9161Х106
377X18
10 300
2753 ХЮ4
720x10
67 740
9035X105
426 X6
17120
7059 ХЮ4
720x11
67 230
8911 ХЮ6
426x7
16 910
6895 хЮ4
720x12
66 730
8787X106
426x8
16 690
6734 Х104
720x13
66 230
8665 x10s
426x9
16 480
6576 Х104
720x14
65 730
8545 x10s
426x10
16 270
6422 Х104
820x6
98 620
1813x10s
426x11
16 060
6269 ХЮ4
820X7
97 990
1791x10s
426x12
15 890
6120Х104
820x8
97 350
1770x10s
426x13
15 650
5974 Х104
820x9
96 720
1748x10®
426x14
15 450
5830 Х104
820X10
96 080
1727 x10s
426x15
15 240
5690X104
820x11
95 460
1707x10®
426x16
15 040
5551XI О4
820x12
94 830
1686 x10s
426x17
14 840
5416 ХЮ4
820x13
94 210
1665 x10s
426X18
14 650
5283 хЮ4
820x14
93 590
1645x10®
426X19
14 450
5152 хЮ4
920x7
133100
3160 x10s
426X20
14 260
5025 хЮ4
920x8
132 300
3126 x10s
476 x6
23 080
1227x105
920x9
131 600
3093x10®
476x7
22 820
1202Х106
920X10
130 800
3060X106
476x8
22 560
1177x10s
920x11
130000
3027 x10s
476x9
22 310
1153x105
920x12
129 300
2995 x10s
476X10
22 050
1128Х106
920x13
128 500
2962 x10s
476x11
21 800
1.105x105
920X14
127 800
2930 x10s
476x12
21 430
1070x105
1020X7
175 100
5285 x10s
476x13
21 300
1058X105
1020x8
174 100
5202 x10s
476x14
21 060
1036X105
1020x9
173 300
5152X106
529x6
30 640
2076x10»
1020X10
172 300
5103 x10s
529x7
30 330
2037 ХЮ6
1020X11
171 400
5053X10®
529X8
30 000
1999x106
1020x12
170 500
5004 x10s
529x9
29 720
1961 хЮ6
1020x13
169 700
4956 x10s
529x10
29 410
1924x105
1020X14
168 800
4907 x10s
529x11
29110
1883x105
1220x7
281 400
1267ХЮ7
529x12
28 810
1859х10s
1220x8
280 200
1255 X107
529X13
28 510
1817x105
1220x9
279 000
1246 X107
529X14
28 220
1782x106
1220X10
277 800
1236 Х107
630x6
48 880
4935x105
1220X11
276 600
1226 хЮ7
630 x7
48 470
4857x105
1220X12
275 400
1216x10’
630x8
48 060
4782x105
1220X13
274 200
1207x10’
630x9
47 650
4707x105
1220X14
273 000
1197x10’
630x10
47 240
4632Х106
1420x8
419 100
2649x10’
630x11
46 840
4559x105
1420 x9
417 400
2631x10’
630x12
46 430
4487x105
1420хЮ
415 900
2613x10’
630x13
46 040
4415x105
1420x11
414 300
2595 xlO7
630x14
45 640
4345Х105
1420x12
412 800
2565 xlO7
720x6
69 780
9547x105
1420X13
411 200
2559x10’
720x7
69 270
9416 x10s
1420X14
409 700
2541 хЮ7
Значения р^»0788
Таблица 39
л, ;
р 1,0788
Л,
р 1,0788
Л,
р 1,0788
ата1
1
ата|
ата
г 1
1
1
5
5,68
9
10,70
2,11
6
6,91
10
11,99
А
3,27
7
8,16
11
13,29
4
4,46
8
9,42
12
14,59
Продолжение табл. 39
Л, ата
р 1,0788
Ръ ата
р 1,0788
Рь ата
р 1,0788
13
15,91
36
47,75
59
81,36
14
17,24
37
49,18
60
82,85
15
18,57
38
50,61
61
84,34
16
19,91
39
52,05
62
85,83
17
21,25
40
53,49
63
87,32
18
22,60
41
54,94
64
88,82
19
23,96
42
56,38
65
90,32
20
25,33
43
57,83
66
91,81
21
26,69
44
59,28
67
93,32
22
28,07
45
60,74
68
94,82
23
29,45
46
62,20
69
96,33
24
30,83
47
63,66
70
97,83
25
32,22
48
65,12
71
99,34
26
33,61
49
66,59
72
100,9
27
35,00
50
68,05
73
102,4
28
36,41
51
69,52
74
103,9
29
37,81
52
70,99
75
105,4
30
39,22
53
72,47
76
106,9
31
40,63
54
73,94
77
108,4
32
42,05
55
75,42
78
109,9
33
43,47
56
76,90
79
111,5
34
44,89
57
78,38
80
113,0
35
46,32
58
79,87
Таблица 40 , t ^0,5394
Значения (1— |
\ Г2 /
г
,л 0,5394
г
,л у 0,5394
(1 —
\г2 у
г
.л .0,5394
)
1,01
0,1212
1,26
0,5858
1,51
0,7328
1,02
0,1738
1,27
0,5934
1,52
0,7363
1,03
0,2153
1,28
0,6018
1,53
0,7405
1,04
0,2491
1,29
0,6100
1,54
0,7440
1,05
0,2777
1,30
0,6165
1,55
0,7482
1,06
0,3055
1,31
0,6239
1,56
0,7516
1,07
0,3285
1,32
0,6311
1,57
0,7551
1,08
0,3423
1,33
0,6383
1,58
0,7592
1,09
0,3709
1,34
0,6446
1,59
0,7626
1,10
0,3894
1,35
0,6508
1,60
0,7653
1,11
0,4071
1,36
0,6570
1,61
0,7687
1,12
0,4215
1,37
0,6632
1,62
0,7720
1,13
0,4386
1,38
0,6693
1,63
0,7754
1,14
0,4537
1,39
0,6753
1,64
0,7781
1,15
0,4673
1,40
0,6806
1,65
0,7814
1,16
0,4805
1,41
0,6858
1,66
0,7841
1,17
0,4935
1,42
0,6910
1,67
0,7874
1,18
0,5052
1,43
0,6962
1,68
0,7900
1,19
0,5167
1,44
0,7013
1,69
0,7927
1,20
0,5280
1,45
0,7057
1,70
0,7953
1,21
0,5381
1,46
0,7107
1,71
0,7979
1,22
0,5490
1,47
0,7151
1,72
0,8005
1^23
0,5588
1,48
0,7201
1,73
0,8031
1,24
0,5676
1,49
0,7243
1,74
0,8057
1>
0,5763
1,50
0,7286
1,75
0,8083
Г
/10,5394
1
\Г2 /
г
,Л \ 0,5394
г
10,5394
1,76‘
0,8102
2,23
0,8860
4,30
0,9705
1,77
0,8128
2,24
0,8872
4,35
0,9710
1,78
0,8148
2,25
0,8884
4,40
0,9716
1,79
0,8173
2,26
0,8890
4,5
0,9733
1,80
0,8193
2,27
0,8902
4,6
0,9744
1,81
0,8218
2,28
0,8914
4,7
0,9755
1,82
0,8237
2,29
0,8920
4,8
0,9766
1,83
0,8256
2,30
0,8932
4,9
0^9771
1,84
0,8281
2,35
0,8979
5,0
0,9782
1,85
0,8301
2,40
0,9020
5,1
0,9793
1,86
0,8320
2,45
0,9067
5,2
0,9799
1,87
0,8339
2,50
0,9102
5,3
0,9810
1,88
0,8357
2,55
0,9137
5,4
0,9815
1,89
0,8376
2,60
0,9172
5,5
0,9821
1,90
0,8395
2,65
0,9207
5,6
0,9826
1,91
0,8414
2,70
0,9236
5,7
0,983!
1,92
0,8433
2,75
0,9265
5,8
0,9837
1,93
0,8451
2,80
0,9294
5,9
0,9843
1,94
0,8464
2,85
0,9317
6,0
0,9848
1,95
0,8482
2,90
0,9339
6,1
0,9853
1,96
0,8501
2,95
0,9362
6,2
0,9859
1,97
0,8513
3,00
0,9385
6,3
. 0,9864
1,98
0,8532
3,05
0,9408
6,4
0,9870
1,99
0,8540
3,10
0,9425
6,5
0,9870
2,00
0,8563
3,15
0,9442
6,6
0,9875
2,01
0,8581
3,20
0,9459
6,7
0,9881
2,02
0,8593
3,25
0,9476
6,8
0,9881
2,03
0,8606
3,30
0,9493
6,9
0,9886
2,04
0,8624
3,35
0,9510
7,0
0,9892
2,05
0,8636
3,40
0,9527
7,1
0,9892
2,06
0,8648
3,45
0,9538
7,2
0,9897
2,07
0,8667
3,50
0,9549
7,3
0,9897
2,08
0,8679
3,55
0,9566
7,4
0,9903
2,09
0,8691
3,60
0,9577
7,5
0,9903-
2,10
0,8703
3,65
0,9588
7,6
0,9908
2,11
0,8715
3,70
0,9599
7,7
0,9908
2,12
0,8734
3,75
0.9611
7,8
0,9913
2,13
0,8745
3,80
0,9622
7,9
0,9913
2,14
0,8758
3,85
0,9633
8,0
0,9913
2,15
0,8770
3,90
0,9639
8,1
0,9919
2,16
0,8782
3,95
0,9650
8,2
0,9924
2,17
0,8794
4,00
0,9661
8,3
0,9924
2,18
0,8804
4,05
0,9666
8,4
0,9924
2,19
0,8818
4,10
0,9677
8,5
0,9924
2,20
0,8824
4,15
0,9683
9,0
0,9935
2,21
0,8836
4,20
0,9688
9,5
0,9941
2,22
0,8848
4,25
0,9699
10,0
0,9946
Продолжение т а б л. 40
Таблица 41
Значения £°>5394 иЗначения £°>5394 икм£0,5394, । к 0,5394 Vl)L, км£0,53941 .0,5394(т)21,4530,688252,4380,410131,8090,552762,6290,380342,1120,473472,8570,3500км£0,5394, । к 0,5394 Vl)L, км£0,53941 .0,5394(т)21,4530,688252,4380,410131,8090,552762,6290,380342,1120,473472,8570,35000,53940,5394
Значения £°>5394 и
Значения £°>5394 и
км
£0,5394
, । к 0,5394 Vl)
L, км
£0,5394
1 .0,5394
(т)
2
1,453
0,6882
5
2,438
0,4101
3
1,809
0,5527
6
2,629
0,3803
4
2,112
0,4734
7
2,857
0,3500
км
£0,5394
, । к 0,5394 Vl)
L, км
£0,5394
1 .0,5394
(т)
2
1,453
0,6882
5
2,438
0,4101
3
1,809
0,5527
6
2,629
0,3803
4
2,112
0,4734
7
2,857
0,3500
0,5394
0,5394
Продолжение табл. 41
L, км
£0,5394
, ! х 0,5394
L, км
£0,5394
/ ^ \ 0,5394 \Т /
8
3,070
0,3257
68
9,737
0,1027
9
3,271
0,3057
69
9,814
0,1018
10
3,463
0,2887
70
9,891
0,1011
И
3,645
0,2743
71
9,967
0,1003
12
3,820
0,2617
72
10,04
0,0996
13
3,989
0,2506
73
10,12
0,0988
14
4,152
0,2408
74
10,19
0,0981
15
4,309
0,2320
75
10,27
0,0973
16
4,462
0,2241
76
10,34
0,0967
17
4,610
0,2169
77
10,41
0,0960
18
4,754
0,2103
78
10,49
0,0953
19
4,895
0,2042
79
10,56
0,0946
20
5,045
0,1982
80
10,63
0,0940
21
5,167
0,1935
81
10,70
0,0934
22
5,298
0,1887
82
10,77
0,0928
23
5,426
0,1842
83
10,84
0,0922
24
5,552
0,1802
84
10,91
0,0916
25
5,676
0,1761
85
10,98
0,0910
26
5,797
0,1725
86
11,05
0,0904
27
5,917
0,1690
87
11,12
0,0899
28
6,034•
0,1657
88
11,19
0,0893
29
6,149
0,1626
89
11,26
0,0888
30
6,263
0,1596
90
11,33
0,0882
31
6,374
0,1568
91
11,39
0,0877
32
6,485
0,1542
92
11,46
0,0872
33
6,593
0,1516
93
11,53
0,0867
34
6,700
0,1492
94
11,60
0,0862
35
6,806
0,1469
95
11,66
0,0857
36
6,900
0,1449
96
11,73
0,0852
37
7,013
0,1425
97
11,79
0,0848
38
7,114
0,1405
98
11,86
0,0843
39
7,215
0,1386
99
11,92
0,0838
40
7,314
0,1367
100
11,99
0,0834
41
7,412
0,1349
101
12,05
0,0829
42
7,509
0,1331
102
12,12
0,0825
43
7,605
0,1314
103
12,18
0,0821
44
7,700
0,1298
104
12,25
0,0816
45
7,794
0,1283
105
12,31
0,0812
46
7,887
0,1267
106
12,37
0,0808
47
7,979
0,1253
107
12,44
0,0803
48
8,070
0,1239
108
12,50
0,0800
49
8,160
0,1225
109
12,56
0,0796
50
8,249
0,1212
110
12,62
0,0792
51
8,338
0,1199
111
12,68
0^0788
52
8,426
0,1186
112
12,75
0,0784
53
8,513
0,1174
ИЗ
12,81
0,0780
54
8,599
0,1162
114
12,87
0,0777
55
8,685
0,1151
115
12,93
0,0773
56
8,769
0,1140
116
12,99
0,0769
57
8,854
0,1129
117
13,05
0,0766
58
8,937
0,1118
118
13,11
0,0762
59
9,020
0,1108
119
13,17
0^0759
60
9,102
0,1098
120
13,23
0,0755
61
9,184
0,1088
121 •
13,29
0,0752
62
9,264
0,1079
122
13,35
0,0749
63
9,345
0,1070
123
13,41
. 0,0745
64
9,424
0,1061
124
13,46
0/1742
65
9,503
0,1052
125
13,52
0'0739
66
9,582
0,1043
126
13,58
: 0*0736
67
9,660
0,1035
127
13,64
0,0733
Продолжение табл. 41
L,
£0,5394
, 4 х 0,5394
L,
£0,5394
, 1 х 0,5394
км
( L )
км
( L )
128
13,70
0,0729
188
16,85
0,0593
129
13,75
0,0727
189
16,90
0,0591
130
13,81
0,0724
190
16,95
0,0589
131
13,87
0,0720
191
17,00
0,0588
132
13,93
0,0717
192
17,05
0,0586
133
13,98
0,0715
193
17,09
0,0585
134
14,04
0,0712
194
17,14
0,0583
135
14,10
0,0709
195
17,19
0,0581
136
14,15
0,0706
196
17,24
0,0580
137
14.21
0,0703
197
17,28
0,0578
138
14,26
0,0701
198
17,33
0,0577
139
14,32
0,0698
199
17,38
0,0575
140
14,36
0,0695
200
17,42
0,0574
141
14,43
0,0693
202
17,52
0,0570
142
14,48
0,0690
204
17,61
0,0567
143
14,54
0,0687
206
17,71
0,0564
144
14,60
0,0684
208
17,80
0,0561
145
14,65
0,0682
210
17,89
0,0558
146
14,70
0,0680
212
17,98
0,0556
147
14,76
0,0677
214
18,07
0,0553
148
114,81
0,0675
216
18,16
0,0550
149
14,87
0,0672
218
18,25
0,0547
150
14,92
0,0670
220
18,34
0,0545
151
14,97
0,0668
222
18,43
0,0542
152
15,03
0,0665
224
18,52
0,0539
153
15,08
0,0663
226
18,61
0,0537
154
15,13
0,0660
228
18,70
0,0534-
155
15,19
0,0658
230
18,79
0,0532
156
15,24
0,0656
232
18,88
0,0529
157
15,29
0,0654
234
18,97
0,0527
158
15,34
0,0651
236
19,05
0,0524
159
15,40
0,0649
238
19,14
0,0522
160
15,45
0,0647
240
19,23
0,0520
161
15,50
0,0645
242
19,31
0,0517
162
15,55
0,0643
244
19,40
0,0515
163
15,60
0,0641
246
19,48
0,0513
164
15,66
0,0638
248
19,57
0,0510
165
15,71
0,0636
250
19,65
0,0508
166
15,76
0,0634
252
19,74
0,0506
167
15,81
0,0632
254
19,82
0,0504
168
15,86
0,0630
256
19,91
0,0502
169
15,91
0,0628
258
19,99
0,0500
170
15,96
0,0626
260
20,07
0,0498
171
16,01
0,0624
262
20,16
0,0496
172
16,06
0,0622
264
20,24
0,0494
173
16,11
0,0620
266
20,32
0,0492
174
16,16
0,0618
268
20,40
0,0490
175
16,21
0,0616
270
20,49
0,0488
176
16,26
0,0615
272
20,57
0,0486
177
16^31
0,0613
274
20,65
0,0484
178
16,36
0,0611
276
20,73
0,0482
179
16,41
0,0609
278
20,81
0,0480
180
16,46
0,0607
280
20,89
0,0478
181
16,51
0,0605
282
20,97
0,0476
182
16,56
0,0603
284
21,05
0,0475
183
16,61
0,0602
286
21,13
0,0473
184
16,66
0,0600
288
21,21
0,0471
185
16,71
0,0598
290
21,29
0,0469
186
16,76
0,0596
292
21,37
0,0467
187
16,81
0,0594
294
21,45
0,0466
I'-Продолжение таб а. 41
i КМ
£0,5394
, ! х 0,5394
L, км
£0,5394
। 0,5394
t 296
21,53
0,0464
440
26,66
0,0375
^298
•300
21,61
21,68
0,0462
0,0461
445
450
26,82
26,99
0,0372
0,0370
f 302
304
21,76
21,84
0,0459
0,0457
455
460
27,15
27,31
0,0368
0,0366
306
21,92
0,0456
465
27.47
0*0364
308
21,99
0,0454
470
27,63
0*0361
310
22,07
0,0453
475
27,79
0*0359
312
314
316
22,15
22,23
22,30
0,0451 0,0449
0,0448
480
485
490
27*94
28,10
28,25
0*0357
0,0355
0,0353
318
22,38
0,0446
495
28,41
0*0351
320
22,45
0,0445
500
28,56
0*0350
322
22,53
0,0443
505
28,72
0,0348
324
22,60
0,0442
510
28,87
0,0346
■326
22,68
0,0440
515
29,02
0*0344
328
22,75
0,0439
520
29,17
0*0342
330
22,83
0,0438
525
29,33
0*0340
332
22,90
0,0436
530
29,48
0*0339
334
22,98
0,0435
535
29,63
0*0337
336
338
23,05
23,13
0,0433 0,0432
540
545
29,78
29,92
0,0335
0,0334
340
23,20
0,0431
550
30,07
0,0332
342
23,27
0,0429
555
30,22
0,0330
344
23,35
0,0428
560
30,37
0,0329
346
23,42
0,0426
565
30,51
0*0327
348
23,49
0,0425
570
30,64
0,0326
350
23,57
0,0424
575
30,80
0,0324
352
23,64
0,0423
580
30,95
0,0323
354
23,71
0,0421
585
31,09
0,0321
356
23,78
0,0420
590
31,23
0,0320
358
23,85
0,0419
595
31,38
0,0318
360
23,92
0,0418
600
31,52
0,0317
362
24,00
0,0416
605
31,66
0*0315
364
24,07
0,0415
610
31,80
0,0314
366
24,14
0,0414
615
31,94
0,0313
368
24,21
0,0413
620
32,08
0,0311
з /и
24,28
0,0411
625
32,22
0*0310
372
24,35
0,0410
630
32,36
0,0309
374
24,42
0,0409
635
32,49
0,0307
376
24,49
0,0408
640
32*63
0^0306
378
24,56
0,0407
645
32,77
0,0305
380
24,63
0,0406
650
32,91
0,0303
382
24,70
0,0404
655
33,04
0*0302
384
24,77
0,0403
660
33,18
0*0301
386
24,83
0,0402
665
33,31
0,0300
388
24,91
0,0401
670
33,45
0*0298
390
24,98
0,0400
675
33,58
0*0297
392
25,05
0,0399
680
33,72
0*0296
394
25,12
0,0398
685
33,85
0,0295
396
25,19
0,0396
690
33*98
0*0294
398
25,26
0,0395
695
34,12
0*0293
400
25,33
0,0394
700
34,25
0*0291
405
25,49
0,0392
705
34,38
0^0290
410
25,67
0,0389
710
34,51
0,0289
415
25,83
0,0387
715
34,64
0*0288
420
26,00
0,0384
720
34,77
0*0287
425
26,17
0,0382
725
34,90
0*0286
430
26,33
0,0379
730
35,03
0*0285
435
26,50
0,0377
735
35,16
0^0284
Продолжение табл. 41
L, км
£0,5394
, ! 0,5394
L, км
£0,5394
. ,< .0,5394
740
35,29
0,0283
910
39,46
0,0253
745
35,42
0,0282
920
39,69
0,0251
750
35,55
0,0281
930
39,92
0,0250
755
35,68
0,0280
940
40,15
0,0249
760
35,80
0,0279
950
40,38
0,0247
765
35,93
0,0278
960
40,61
0,0246
770
36,06
0,0277
970
40,84
0,0244
775
36,18
0,0276
980
41,07
0,0243
780
36,31
0,0275
990
41,29
0,0242
785
36,43
0,0274
1000
41,52
0,0240
790
36,56
0,0273
1010
41,74
0,0239
795
36,68
0,0272
1020
41,96
0,0238
800
36,81
0,0271
1030
42,18
0,0237
810
37,05
0,0269
1040
42,40
0,0235
820
37,30
0,0268
1050
42,62
0,0234
830
37,55
0,0266
1060
42,84
0,0233
840
37,79
0,0264
1070
43,06
0,0232
850
38,03
0,0262
1080
43,28
0,0231
860
38,27
0,0261
1090
43,49
0,0229
870
38,51
0,0259
1100
43,70
0,0228
880
38,75
0,0258
1150
44,77
0,0223
890
38,99
0,0256
1200
45,81
0,0218
900
39,22
0,0254
1250
46,83
0,0213
Таблица 42 Значения Q1»8539
м3/сутки
q1,8539
Q, м3 / сутки
q!,8539
0, м3] сутки
Q1,8 539
1 000
3645 Х102
26 000
1530X105
51 000
5338 Х'Ю5
2 000
1318хЮ3
27 000
1642Х Юз
52 000
5533 x10s
3 000
2723 Х103
28 000
1756х Ю5
53 000
5732хЮ5
4 000
4763 хЮ3
29 000
1874x105
54 000
5934 x10s
5 000
7203 Х'Ю3
30000
1996Х 105
55 000
6140X105
6 000
1010 ХЮ4
31 000
2121X105
56 009
6348 x10s
7 000
1344 Х104
32 000
2250Х105
57 000
6560 x10s
8 000
1722 Х'Ю4
33000
2382X105
58 000
6775 x10s
9(00
2142 Х104
34 000
2517Х105
59 000
6993Х105
10 000
2604 Х104
35 000
2656Х105
60 000
7215x10s
И 000
3107 хЮ4
36 000
2798Х105
61 000
7439 x10s
12 000
3651 хЮ4
37 000
2944x105
62 000
7667 x10s
13 000
4235 хЮ4
38 000
3093 Х105
63 000
7898 x10s
14000
4859 Х104
39 000
3246x105
64 000
8132X106
15 000
5521X Ю4
40 000
3402Х105
65 000
8369 x10s
16 000
6223 хЮ4
41000
3561X 10s
66 000
8609 x10s
17 000
6963 ХЮ4
42 000
3724Х106
67 000
8852 x10s
18 000
7472 хЮ4
43 000
3890x105
68 000
9099X105
19 000
8558 хЮ4
44 000
4060 Х105
69 000
9348 X 10s
20 000
9412 хЮ4
45 000
4232x105
70 000
9602x10s
21 000
1030X105
46 000
4408x105
71 000
9858 x10s
22 000
1123X105
47 000
4588x106
72 000
1012 x10s
23 000
1220x105
48 000
4770х Юб
73 000
1038X106
24 000
1320x106
49 000
4956Х106
74000
1064X106
25 000
1424X105
50 000
5146Х106
75 000
1091x10s
Продолжение табл. 42
Q,
п1,8539
Q,
Л1,8539
Q,
Л1.8539
мг)сутки
V
м^ сутки
ма[сутки
ч
76 000
1118Х106
136 000
3289 x10е
196 000
6476 x10е
77 000
1146x10®
137 000
3334x10е
197 000
6538 x10е
78000
1173Х106
138000
3379 x10е
198 000
6599 x10е
79 000
1202 x10е
139 000
3425 x10е
199 000
6661x10е
80 000
1230 x10е
140000
3471х10е
200 000
6723 x10е
81 000
1258хЮе
141 000
3517 x10е
201 000
6786X10®
82 000
1287 x10е
142 000
3563 x10е
202 000
6848X10®
83 000
1317X10®
143 000
3610X10®
203 000
6911x10е
84 000
1346 x10е
144 000
- 3657 x10е
204 000
6975x10е
85 000
1376 x10е
145 000
3704хЮ®
205 000
7038x10®
86 000
1406 x10е
146 000
3751x10е
206 000
7102 x10е
87 000
1437x106
147 000
3799 x10е
207 000
7166 x10е
88 000
1467 x10е
148000
3847 x10е
208 000
7230 x10е
89 000
1499 x10е
149 000
3896 x10е
209 000
7295x10®
90 000
1530 x10е
150000
3944x10®
210 000
7360X10®
91 000
1562 x10е
151 000
3993 x10е
211 000
7425 x10е
92 000
1594хЮе
152000
4042х10е
212 000
7490X10®
93 000
1626X106
153 000
4092 x10е
213 000
7556 x10е
94 000
1658 x10е
154 000
4141х10е
214 000
7622 x10е
95 000
1691хЮб
155 000
4191x10е
215 000
7688 x10е
96 000
1724X10®
156 000
4242 x10е
216 000
7754X10®
97 000
1758x10®
157 000
4292 x10е
217 000
7821Х10е
98 000
1792хЮб
158 000
4343 x10е
218 000
7888 x10е
99 000
1826 хЮ»
159 000
4394X10®
219 000
7955 x10е
100 000
1860x106
160 000
4446x10®
220 000
8023 x10е
1 101 000
1895х10е
161 000
4497 x10е
221 000
8090X10е
102 000
1929 x10е
162 000
4549 x10е
222 000
8158x10®
103 000
1965 x10е
163 000
4601X10®
223 000
8226 x10е
104 ООО '
2000 x10е
164 000
4654X10е
224 000
8295X106
105 000
2036 x10е
165 000
4707 x10е
225 000
8364 x10е
106 000
2072x10®
166 000
4759 x10е
226 000
8433 x10е
107 000
2108хЮе
167 000
4813X10®
227 000
8502 x10е
108 000
2145 x10е
168 000
4866 x10е
228 000
8572 x10е
109 000
2192хЮе
169 000
4920x10е
229 000
8642X106
110 000
2220x106
170 000
4974 x10е
230 000
8712x10е
111 000
2257 x10е
171 000
5029 x10е
231 000
8782X106
112 000
2295X106
172 000
5083 x10е
232 000
8853 X 10е
113 000
2333X10®
173 000
5138 x10е
233 000
8924X10®
114 000
2371X10®
174 000
5193X10®
234 000
8995X10®
115 000
2410 x10е
175 000
5249 x10е
235 000
9066 x10е
116 000
2449X106
176 000
5309 x10е
236 000
9138 x10е
117 000
2488x10®
177 000
5361x10е
237 000
9210Х10е
118 000
2528 x10е
178 000
5417 x10е
238 000
9282x10®
119 000
2568 x10е
179 000
5473 x10е
239 000
9354 x10е
120 000
2608x106
180 000
5530 x10е
240 000
9427X10®
121 000
2648X106
181 000
5587X10®
241 000
9500 x10е
122 000
2689 x10е
182 000
5645х10е
242 000
9573x10®
123 000
2730 x10е
183 000
5702 x10е
243 000
9647хЮе
124 000
2771x10е
184 000
5760 x10е
244 000
9720 x10е
125 000
2813хЮе
185 000
5819 x10е
245 000
9794х10е
126 000
2855 x10е
186 000
5877 x10е
246 000
9869 x10е
127 000
2897 x10е
187 000
5936x10®
247 000
9943 x10е
128 000
2939хЮе
188 000
5995 x10е
248 000
1002X10’
129 000
2982 x10е
189 000
6054хЮе
249 ООО
1009X10’
130 000
3025x106
190 000
6113 x10е
250 000
1018x10’
131 000
3068X106
191 000
6173x10е
251 000
1024X10’
132 000
3112 x10е
192 000
6233x10®
252 000
1032X10’
133 000
3156 x10е
193 000
6294х10®
253 000
1040x10’
134 000
3200x10е
194 000
6354 x10е
254 000
1047x10’
135 000
3244хЮе
' 195 000
6415x10®
255 000
1055x10’
22 Заказ 1377.
Продолжение табл. 42
Q, м^сутки
q1 ,8539
м4! сутки
q1,8539
Q, м3/сутки
q1,8539
256 000
1063x10’
316 000
1570X10’
376 000
2167x10’
257 000
1070X10’
317 000
1579X10’
377 000
2178x10’
258 000
1078x10’
318 000
1588X10’
378 000
2188x10’
259 000
1086x10’
319 000
1598x10’
379 000
2199X10’
260 000
1094X10’
320 000
1607X10’
380 000
2210x10’
261 000
1101X10’
321 000
1616X10’
381 000
2221X10’
262 000
1109X10’
322 000
1626x10’
382 000
2231X10’
263 000
1117X10’
323 000
1635X10’
383 000
2242X10’
264 000
1125X10’
324 000
1644X10’
384 000
2253X10’
265 000
ИЗЗхЮ’
325 000
1654x10’
385 000
2264x10’
266 000
1141X10’
326 000
1663X10’
386 000
2275X10’
267 000
1149X10’
327 000
1673x10’
387 000
2286x10’
268 000
1157X10’
328 000
1682X10’
388 000
2297x10’
269 000
1165X10’
329 000
1692x10’
389 000
2308x10’
270 000
1173X10’
330 000
1701X10’
390 000
2319x10’
271 000
1181X10’
331 000
1711X10’
391 000
2330X10’
272 000
1189хЮ’
332 000
1720X10’
392 000
2341X10’
273 000
1197x10’
333 000
1730X10’
393 000
2352X10’
274 000
1204X10’
334 000
1740x10’
394 000
2363x10’
275 000
1213x10’
335 000
1749x10’
395 000
2374х10’
276 000
1222X10’
336 000
1759x10’
396 000
2385X10’
277 000
1230X10’
337 000
1769x10’
397 000
2397x10’
278 000
1238x10’
338 000
1779x10’
398 000
2408X10’
279 000
1246x10’
339 000
1788x10’
399 000
2419X10’
280 000
1255X10’
340 000
1798X10’
400 000
2430X10’
281 000
1263x10’
341 000
1808x10’
401 000
2441X Ю’ '
282 000
1271X10’
342 000
1818x10’
402 000
2453x10’
283 000
1280X10’
343 000
1828x10’
403 000
2464X10’
284 000
1289x10’
344 000
1838x10’
404 000
2476X10’
285 000
1296X10’
345 000
1847x10’
405 000
2487X10’
286 000
1305хЮ7
346 000
1857x10’
406 000
2498X10’
287 000
1313x10’
347 000
1867x10’
407 000
2510x10’
288 000
289 000
1322x10’
1330x10’
348 000
349 000
1877x10’
1887x10’
408 000
409 000
2521X10’
2533X10’
290 000
1339X10’
350 000
1897x10’
410 000
2544X10’
291 000
1347x10’
351 000
1907x10’
411 000
2556X10’
292 000
1356x10’
352 000
1917x10’
412 000
2567x10’
293 000
1365X10’
353 000
1928x10’
413 000
2579X10’
294 000
1373X10’
354 000
1938X10’
414 000
2590X10’
295 000
1382X10’
355 000
1948x10’
415 000
2603x10’
296 000
1391X10’
356 000
1958x10’
416 000
2614X10’
297 000
298 000
1399x10’
1408x10’
357 000
358 000
1968X10’
1978X10’
417 000
418 000
2625X10’
2237X10’
299 000
300 000
1417x10’
1426x10’
359 000
360 000
1989X10’
1999x10’
419 000
420 000
2649x10’
2660X10’
301 000
1435x10’
361 000
2009X10’
421 000
2672x10’
302 000
1443x10’
362 000
2020хЮ’
422 000
2684x10’
303 ООО
1452x10’
363 000
2030x10’
423 ООО
2696x10’
304 000
1461X10’
364 000
2040x10’
424 000
2708x10’
305 000
1470x10’
365 000
2051x10’
425 000
2719x10’
306 000
1479X10’
366 000
2061X10’
426 000
2731X10’
307 000
1488X10’
367 000
2072x10’
427 000
2743x10’
308 000
1497x10’
368 000
2082x10’
428 000
2755X10’
309 000
1506x10’
369 000
2093x10’
429 000
2767хЮ’
310 000
1515хЮ’
370 000
2103x10’
430 000
2779X10’
311 000
1524X10’
371 000
2114x10’
431 000
2791X10’
312 000
1533х 10’
372 000
2124x10’
432 000
2803x10’
313 000
314 000
1542x10’
1552x10’
373 000
374 000
2135X10’
2146x10’
433 000
434 000
2815x10’
2827Х 10’
315 000
1561X10’
375 000
2156x10’
435 000
2839x10’
Расчет магистральных газопроводов
339
Прод олже
ние табл. 42
1 Q’
К мР/сутки
q1,8539
Q, м3!сутки
$1,8539
Q, м3/сутки
^1,8539
1 436 000
2851Х107
496 000
3621x10’
594 000
5059x10’
| 437 000
2863 ХЮ7
497 000
3635X10’
595 000
5074x10’
I 438 000
2876Х107
498 000
3648x10’
596 000
5090x10’
Г 439 000
/2888Х107
//499 000
3662Х107
//598 000
5122 ХЮ7
1 440 000
2900Х107
500 000
3675Х107
/ 600 000
5154Х107
1 441000
2912хЮ7
502 000
3703 хЮ7
602 000
5186 ХЮ7
Г 442 000
2924X10’
504 000
3730x10’
604 000
5218x10’
5 443 000
2937x10’
505 000
3744x10’
605 000
5234x10’
’ 444 000
2949x10’
506 000
3758x10’
606 000
5249x10’
445 000
2961X10’
508 000
3785x10’
608 000
5282X10’
446 000
2974x10’
510 000
3813x10’
610 000
5314x10’
447 000
2986x10’
512 000
3841х10’
612 000
5346x10’
448 000
2999x10’
514 000
3869X10’
614 000
5379x10’
449 000
3011x10’
515 000
3883X10’
615 000
5395x10’
- 450 000
3023x10’
516 000
3897x10’
616 000
5411X10’
451 000
3036x10’
518 000
3925x10’
618 000
5444x10’
452 000
3048x10’
520 ООО
3953x10’
620 000
5477x10’
453 000
3061X10’
522 000
3981x10’
622 000
5509X10’
454 000
3073X10’
524 000
4009x10’
624 000
5542x10’
455 000
3086x10’
525 000
4023x10’
625 000
5559x10’
456 000
3098x10’
526 000
4038x10’
626 000
5575x10’
457 000
3111X10’
528 000
4066x10’
628 000
5608X10’
458 000
3124x10’
530 000
4095x10’
630 000
5642X10’
459 000
3136x10’
532 ООО
4123x10’
632 000
5675x10’
460 000
3149x10’
534 000
4152x10’
634 000
5708x10’
461 000
3162X10’
535 000
4167X10’
635 000
5725x10’
462 000
3175X10’
536 000
4181X10’
636 000
5742X10’
463 000
3187x10’
538 000
4210X10’
638 000
5775X10’
464 000
3200x10’
540 000
4239X10’
640 000
5809X10’
465 000
3213x10’
542 000
4268X10’
642 000
5842X10’
466 000
3226X10’
544 000
4298x10’
644 000
5876x10’
467 000
3239x10’
545 000
4312X10’
645 000
5893X10’
468 000
3251X10’
546 000
4327x10’
646 000
5910X10’
469 000
3264x10’
548 000
4356X10’
648 000
5944x10’
470 000
3277x10’
550 000
4386x10’
650 000
5978x10’
471 000
3290x10’
552 000
4415x10’
652 000
6012X10’
472 000
ЗЗОЗхЮ’
554 000
4445x10’
654 000
6046x10’
473 000
3316x10’
555 000
4460X10’
655 000
6063x10’
474 000
3329x10’
556 000
4475x10’
656 000
6081x10’
475 000
3342x10’
558 000
4505x10’
658 000
6115X10’
476 000
3355x10’
560 000
4535X10’
660 000
6149x10’
477 000
3368x10’
562 000
4565x10’
662 000
6184x10’
478 000
3381x10’
564 000
4595x10’
664 000
6219x10’
479 000
3395X10’
565 000
4610x10’
665 000
6236x10’
480 000
3408x10’
566 000
4625x10’
666 000
6258x10’
481 000
3421x10’
568 000
4656X10’
668 000
6289x10’
482 000
3434x10’
570 000
4686x10’
670 000
6323X10’
483 000
3448x10’
572 000
4717x10’
672 000
6359x10’
484 ООО
3460x10’
574 000
4747x10’
674 000
6394x10’
485 000
3474x10’
575 000
4763x10’
675 000
6411X10’
486 000
3487x10’
576 000
4778x10’
676 000
6429X10’
487 000
3500x10’
578 000
4809x10’ .
678 000
6464x10’
488 000
3514x10’
580 000
4840x10’
680 000
6500X10’
489 000
3527x10’
582 000
4871x10’
682 000
6535x10’
490 000
3540x10’
584 000
4902x10’
684 000
6571x10’
491 000
3554x10’
585 000
4917хЮ’
685 000
6588хЮ’
492 000
3567x10’
586 000
4933x10’
686 000
6606x10’
493 000
3581 х Ю’
588 000
4964x10’
688 000
6642x10’
494 000
3594x10’
590 000
4995x10’
690 000
6678x10’
495 000
3608хЮ’
592 000
5027x10’
692 000
6714x10’
Продолжение табл. 42
Q, м3) сутки
q1,8539
Q, м3] сутки ■
q1,8539
Q, м3)сутки
q1,8539
694 000
6750 ХЮ7
794 000
8663x10’
894 000
1079 x10s
695 000
6768x10’
795 000
8683x10’
895 000
1082 x10s
696 000
6786x10’
796 000
8704x10’
896 000
1084 x10s
698 000
6822X10’
798 000
8744X10’
898 000
1088хЮ8
700 000
6858x10’
800 000
8785X10’
900 000
1093 x10s
702 000
6895x10’
802 000
8826x10’
902 000
1097 x10s
704 000
6931X10’
804 000
8867x10’
904 000
1102x10s
705 000
6950X10’
805 000
8887X10’
905 000
1104x10s
706 000
6968x10’
806 000
8908X10’
906 000
1106x10®
708 000
7004X10’
808 000
8948X10’
908 000
1111X108
710 000
7041X10’
810 000
8990x10’
910 000
1115X108
712 000
7078X10’
812 000
9031X10’
912 000
1120x10s
714 000
7115X10’
814 000
9072X10’
914 000
1125 x10s
715 000
7133X10’
815 000
9093X10’
915 000
1127 x10s
716 000
7152x10’
816 000
9113X10’
916 000
1129x10s
718 000
7189x10’
818 000
9155X10’
918 000
1134x10s
720 000
7226x10’
820 000-
9196X10’
920 000
1138 x10s
722 000
7263x10’
822 000
9238X10’
922 000
1143 x10s
724 000
7301 х Ю’
824 000
9280X10’
924 000 .
1147x10s
725 000
7319X10’
825 000
9301X10’
925 000
1150x10s
726 000
7338x10’
826 000
9322X10’
926 000
1152X108
728 000
7376x10’
828 000
9363X10’
928 000
1157 X108
730 000
7413x10’
830 000
9405X10’
930 000
1161X108
732 000
7451X10’
832 000
9448X10’
932 000
1166X108
734 000
7489X10’
834 000
9490X10’
934 000
1171X108
735 000
7508x10’
835 000
9511X10’
935 000
1173X108
736 000
7527x10’
836 000
9532X10’
936 000
1175X108
738 000
7565X10’
838 000
9574X10’
938 000
1180 X108
740 000
7603X10’
840 000
9617X10’
940 000
1185X108
742 000
7641X10’
842 000
9659X10’
942 000
1189X108
744 000
7679x10’
844 000
9701X10’
944 000
1194X108
745 000
7698x10’
845 000
9723X10’
945 000
1196x10s
746 000
7717X10’
846 000
9744x10’
946 000
1199 x10s
748 000
7756x10’
848 000
9787x10’
948 000
1203 x10s
750 000
7794x10’
850 000
9830X10’
950 000
1208X108
752 000
7833x10’
852 000
9873X10’
952 000
1213X108
754 000
7871x10’
854 000
9916X10’
954 000
1218X108
755 000
7892X10’
855 000
9937x10’
955 000
1220x10s
756 000
7910x10’
856 000
9959x10’
956 000
1222X108
758 000
7949x10’
858 000
1000Х108
958 000
1227 x10s
760 000
7988x10’
860 000
1005 Х108
960 000
1232 x10s
762 000
8027x10’
862 000
1009 x10s
962 000
1237x10®
764 000
8066x10’
864 000
1013Х108
964 000
1241X108
765 000
8086x10’
865 000
1015х108
965 000
1244X108
766 000
8105X10’
866 000
1017 ХЮ8
966 000
1246 x10s
768 000
8145X10’
868 000
1022 ХЮ8
968 000
1251X108
770 000
8184X10’
870 000
1026 x10s
970 000
1256 x10s
772 000
8224x10’
872 000
1031Х108
972 000
1260x10s
774 000
8263x10’
874 000
1035 x10s
974 000
1265X10s
775 000
8283x10’
875 000
1037 x10s
975 000
1268 x10s
776 000
8302x10’
876 000
1039X10s
976 000
1270 x10s
778 000
8342x10’
878 000
1044 x10s
978 000
1275 x10s
780 000
8382X10’
880 000
1048 x10s
980 000
1280x10s
782 000
8422x10’
882 000
1053x10s
982 000
1285x10s
784 000
8462x10’
884 000
1057 x10s
984 000
1289x10s
785 000
8482x10’
885 000
1059x10s
985 000
1292 x10s
786 000
8502x10’
886 000
1062x10s
986 000
1294 x10s
788 000
8542x10’
888 000
1066 x10s
988 000
1299X108
790 000
8583x10’
890 000
1070 x10s
990 000
1304x10s
792 000
8623x10’
892 000
1075X108
992 000
1309 x10s
Продолжение табл. 42
Q, м3{сутки
q1 ,8539
Q, м3] сутки
Q1,8539
Q, м3[ сутки
q1,8539
994 000
1314x10®
1 560 000
3030x10®
2 400 000
6734x10®
995 000
1316Х108
1 570 000
3066x108
2 425 000
6864x10®
996 000
1319x108
1 580 000
3102X108
2 450 000
6996x10®
998 000
1324x108
1 590 000
3139X10®
2 475 000
7129x10®
1 000 000
1329Х108
1 600 000
3176x108
2 500 000
7263x10®
1 010 000
1353x108
1 610 000
3212X10®
2 525 000
7399x10®
1020 000
1378x108
1 620 000
3250x10®
2 550 000
7535X10®
1 030 000
1403X108
1 630 000
3287x10®
2 575 000
7672X10®
1 040 000
1429x108
1 640 000
3324x103
2 600 000
7811X10®
1 050 000
1454x108
1 650 000
3362x10®
2 625 000
7951X10®
1 060 000
1480X108
1 660 000
3400x10®
2 650 000
8092X10®
1070 000
1506x10®
1 670 000
3438X108
2 675 000
8234x10®
1 080 000
1532 ХЮ8
1 680 000
3476x10®
2 700 000
8377x10®
1 090 000
1559x108
1 690 000
3515X10®
2 725 000
8522x10®
1100 000
1585X108
1 700 000
3553X10®
2 750 000
8667x10®
1 110 000
1612X108
1 710 000
3592x10®
2 775 000
8814X10®
1120 000
1639x10»
1 720 000
3631X108
2 800 000
8962X10®
1130 000
1666x108
1 730 000
3670Х108
2 825 000
9110X10®
1140 000
1694x108
1 740 000
3710X10®
2 850 000
9260Х108
1150 000
1722Х108
1 750 000
3749x108
2 875 000
9412X10®
1160 000
1749X108
1 760 000
3789Х108
2 900 000
9564X10®
1170 000
1778x108
1 770 000
3829X10®
2 925 000
9718X10®
1180 000
1806x108
1 780 000
3869X10®
2 950 000
9872X10®
1190 000
1834x108
1 790 000
3910x10®
2 975 000
ЮОЗхЮ9
1200 000
1863X108
1 800 000
3950x10®
3 000 000
1018x10»
1 210 000
1892X108
1 810 000
3991X10®
3 050 000
1050x10»
1220 000
1921Х108
1 820 000
4032X10®
3 100 000
1082X10»
1 230 000
1950x10»
1 830 000
4073X10®
3 150 000
1115x10»
1 240 000
1980x10»
1 840 000
4115x10®
3 200 000
1148x10»
1 250 000
2009x108
1 850 000
4156x10®
3 250 000
1181x10»
1 260 000
2039x108
1 860 000
4198X10®
3 300 000
1215x10»
1270 000
2069x108
1 870 000
4240x10®
3 350 000
1249x10»
1 280 000
2100x108
1 880 000
4282X10®
3 400 000
1284x10»
1 290 000
2130Х108
1 890 000
4324x10®
3 450 000
1320X10»
1300 000
2161X108
1 900 000
4367x10®
3 500 000
1355x10»
1 310 000
2192X108
1 910 000
4410x10®
3 550 000
1391X10»
1 320 000
2223x108
1 920 000
4453x10®
3 600 000
1428x10»
1 330 000
2254x10®
1 930 000
4496x10®
3 650 000
1465x10»
1 340 000
2286x108
1 940 000
4539x10®
3 700 000
1502x10»
1 350 000
2317x108
1 950 000
4582X108
3 750 000
1540x10»
1 360 000
2349x108
1 960 000
4626x10®
3 800 000
1579x10»
1 370 000
2382x108
1 970 000
4670x10®
3 850 000
1617x10»
1 380 000
2414Х108
1 980 000
4714x10®
3 900 000
1656X10»
1 390 000
2446x108
1 990 000
4758x10®
3 950 000
1696x10»
1 400 000
2479X108
2 000 000
4803X10®
4 000 000
1736x10»
1 410 000
2512x108
2 025 000
4915x10®
4 050 000
1779X10»
1 420 000.
2545x10®
2 050 000
5027x10®
4100 000
1817x10»
1 430 000
2579x108
2 075 000
5142x10®
4 150 000
1859X10»
1 440 000
2612X10®
2 100 000
5257x10®
4 200 000
1900x10»
1 450 000
2646хЮ8
2 125 000
5374x10®
4 250 000
1943x10»
1 460 000
2680x10®
2 150 000
5492x10®
4 300 000
1985x10»
1 470 000
2714x108
2 175 000
5611x10®
4 350 000
2028x10»
1 480 000
2748Х108
2 200 000
5731x10®
4 400 000
2072x10»
1 490 000
2783x108
2 225 000
5852X10®
4 450 000
2115x10»
1 500 000
2818x10s
2 250 000
5975Х108
4 500 000
2160x10»
1 510 000
2852x10®
2 275 000
6098x10®
4 550 000
2204X10»
1 520 000
2887x10»
2 300 000
6223x108
4 600 000
2250x10»
1 530 000
2923x10®
2 325 000
6349X108
4 650 000
2295x10»
1 540 000
2958x10®
2 350 000
6476 х Ю®
4 700 000
2341x10»
1 550 000
2994x10®
2 375 000
6604x10®
4 750 000
2387x10»
Продолжение табл. 42
Q, м5] сутки
q1,8539
Q, м3[ сутки
q 1,8539
Q, м3[сутки
Q1.8539
4 800 000
2434x10®
6 550 000
4331 х Ю»
8 300 000
6719X10»
4 850 000
2481X10®
6 600 000
4393x10»
8 350 000
6794x10»
4 900 000
2529 ХЮ9
6 650 000
4455x10»
8 400 000
6869X10®
4 950 000
2577x10®
6 700 000
4517x10»
8 450 000
6945X10®
5 000 000
2626 хЮ9
6 750 000
4580x10»
8 500 000
7022x10®
5 050 000
2674 x10е
6 800 000
4643x10»
8 550 000
7099X10»
5 100 000
2724 Х109
6 850 000
4706x10»
8 600 000
7176x10®
5 150 000
2773x10®
6 900 000
4770x10»
8 650 000
7253X10»
5 200 000
2824X10®
6 950 000
4834x10»
8 700 000
7331X10»
5 250 000
2874x10®
7 000 000
4899хЮ»
8 750 000
7409X10»
5 300 000
2925 Х109
7 050 000
4964x10»
8 800 000
7488X10®
5 350 000
2976 ХЮ9
7 100 000
5030x10»
8 850 000
7567x10»
5 400 000
3028 ХЮ9
7150 000
5096x10»
8 900 000
7647x10»
5 450 000
3080x10»
7 200 000
5162x10»
8 950 000
7726x10»
5 500 000
3133x10®
7 250 000
5228X10»
9 000 000
7807x10»
5 550 000
3189x10®
7 300 000
5295X10»
9 050 000
7887x10»
5 600 000
• 3239 ХЮ9
7 350 000
5363X10»
9 100 000
7968X10»
5 650 000
3293 ХЮ9
7 400 000
5431X10»
9 150 000
8050x10»
5 700 000
3347x109
7 450 000
5499X10»
9 200 000
8131X10»
5 750 000
3402x109
7 500 000
5568X10»
9 250 000
8214X10»
5 800 000
3457x109
7 550 000
5637X10»
9 300 000
8296x10»
5 850 000
3513x10»
7 600 000
5706x10»
9 350 000
8379x10»
5 900 000
3568x10»
7 650 000
5776x10»
9 400 000
8462x10»
5 950 000
3625x10»
7 700 000
5846X10»
9 450 000
8546x10»
6 000 000
3681x10»
7 750 000
5917x10®
9 500 000
8630x10»
6 050 000
3738x10®
7 800 000
5987x10»
9 550 000
8714x10»
6 100 000
3796x10»
7 850 000
6059X10»
9 600 000
8799x10»
6 150 000
3854x10»
7 900 000
6131X10»
9 650 000
8884X10»
6 200 000
3912X10»
7 950 000
6203x10»
9 700 000
8970x10»
6 250 000
3971x10»
8 000 000
6275X10»
9 750 000
9055X10»
6 300 000
4030x10»
8 050 000
6348x10»
9 800 000
9142x10»
6 350 000
4089X10»
8 100 000
6422x10»
9 850 000
9229X10»
6 400 000
4149x10»
8 150 000
6495x10®
9 900 000
9318X10»
6 450 000
4210x10»
8 200 000
6569X10»
9 950 000
9403x10»
6 500 000
4270x10»
8 250 000
6644x10»
10 000 000
9491X10®
Пример 3. К центральной газораспределительной станции магистрального газопровода газ приходит с давлением Р^ = 12 ата. От центральной газораспределительной станции газ ответвляется к нескольким регуляторным пунктам, питающим различные районы города. Расстояние до одного из таких пунктов L = 24 км. Газопровод между центральной газораспределительной станцией и регуляторным пунктом уложен из труб размером 529 х 9 мм и по нему передается газ в количестве Q ^ 2 млн. м* [сутки. Определить давление газа на подходе к регуляторному 'пункту, если относительный удельный вес газа у = 0,61 и температура газа может достигать t = 15° G.
По табл. 36 к=45,8. По табл. 38 D^182 = 29720. По табл. 39 Р1|0788 = 14,59. , и 10,53941
По табл. 41=0,1802.
Тогда по формуле (VII, 15)
^0,5394 ^2х10б
। х 0,5394 7Г/। х 0,5394 7Г/соответствует ближайшеесоответствует ближайшее" 45,8 X 29720 X 14,59 х 0,1802 ~ ’
। х 0,5394 7Г/
। х 0,5394 7Г/
соответствует ближайшее
соответствует ближайшее
По табл. 40 находим, что этому значению ^1 значение г = 1,24.
Тогда искомое давление составит:
Р 12
Р2 = " = 1^Г = 9'7 а^'
Эта задача может быть решена и при помощи формулы (VII, 18).
По табл. 42 Q1’8539 =48ОЗХЮ8. По табл. 37 к' = 1210. По табл. 38 D^8539 = *=1961 х 105.
Искомое давление Р2 по формуле (VII, 18) составит:
Р,=У 144- ^^^ю, х24 = 9,7 ата.
Пример 4. По газопроводу передается газа 6 млн. м3/сутки. Давление газа на выходе всех компрессорных станций Рх = 40 ата. Степень сжатия компрессоров fr = 1,4. Газопровод уложен из труб размером 630x 7 мм. Относительный удельный Йес газа у = 0,56. Температура газа в газопроводе может достигать t = 20° С. Опреде- 'лить расстояние между компрессорными станциями.
; Для решения задачи воспользуемся формулой (VII, 16).
2,6182.
i По табл. 36 Л = 47,1. По табл. 38 DBH = 48470. По табл. 39 Pj>°788 = 53,49. у 1 . 0,5394
-По табл. 40 (15-1=0,6806.
; Тогда
■т 0,5394 _ 47,1 X 48470 х 53,49 X 0,6806 _ 9
6000000’
В табл. 41 этому значению L0’^394 соответствует расстояние L ^ 131 км.
Пример 5. По газопроводу, уложенному из труб размером 529 X 8 мм, вередается 5 млн. м3]сутки газа. Расстояние между компрессорными станциями L = 150 км. Степень сжатия компрессоров г = 1,45. Относительный удельный вес газа у = 0,6. Температура газа в газопроводе t — 10° С. Определить давление на вы- киде и на приеме компрессорной станции.
/1 \0,5394
По табл. 36 А = 46,6. По табл. 38 Z>^6182 = 30000. По табл. 4011 — -^J=0,7057.
Йо табл. 41 r^-jЙо табл. 41 r^-j0,5394
Йо табл. 41 r^-j
Йо табл. 41 r^-j
= 0,0670.
Пользуясь формулой (VII, 14), находим:
р1,0788_5000000=
1— 46,6 х 30000 х 0,7057 X 0,0670
В табл. 39 этому значению р1>0788 соответствует Pi = 55 ата.
Соответственно давление газа на приеме компрессорной станции составит:
„Pi55
Р»=-—— =-т-т^- = 38 ата. 2г1,45
Пример 6. По газопроводу диаметром 300 мм (трубы размером 325 X 6 мм) подается в город 1,4 млн. м3/сутки газа. Последняя компрессорная станция расположена в 150 км от центральной газораспределительной станции города. Относительный удельный вес газа у = 0,6. Температура газа t = 15° С. Какое давление надо иметь на компрессорной станции, чтобы обеспечить давление у газораспределительной станции не ниже 12 ата?
По табл. 42 Q1’8539 =2479 ХЮ8. По табл. 37 F = 1226. По табл. 38 D^8539 = = 1816 X 104.
Искомое давление по формуле (VII, 17)
PiPi42,6 ата tsi 43 ата.42,6 ата tsi 43 ата.,2479 Х Ю8
Pi
Pi
42,6 ата tsi 43 ата.
42,6 ата tsi 43 ата.
- Г + 1226 X 1816 х Ю4
Выбор оптимальных параметров передачи газа
Основными параметрами передачи газа, которые определяют экономичность сооружаемого газопровода, являются: диаметр газопровода, давление передачи газа и связанная с ним необходимая толщина стенки труб, перепад давления на расчетном участке газопровода, что, как уже указывалось выше, совпадает со степенью сжатия компрессоров. Выбор степени сжатия компрессоров определяет расход энергии на сжатие газа. ^
Установление зависимости между этими основными величинами позволит
Из анализа формулы (VII, 12) видно, что с увеличением диаметра газопровода DBH количество передаваемого газа возрастает пропорционально диаметру в степени 2,6182.
С увеличением давления газа, как видно из той же формулы (VII, 12), количество передаваемого газа при прочих равных условиях возрастает пропорционально давлению в степени 1,0788. Но с увеличением давления пропорционально возрастает толщина стенки труб и, следовательно, расход металла на сооружение газопровода.
Отсюда можно сделать общий вывод, что в отношении расхода металла более выгодно передавать газ по газопроводу большего диаметра, но при более низком давлении, чем по газопроводу меньшего диаметра при более высоком давлении. Это видно на фиг. 126, где даны кривые зависимости необходимого начального давления Р, толщины стенки труб s и соответствующего расхода металла G на 1 км газопровода от его диаметра D при передаче 5 млн. м3( сутки газа на расстояние 150 км при степени сжатия г = 1,5 и пределе текучести стали 2600 кг]смг. Если бы такие же кривые построить для любого другого количества передаваемого газа при любых условиях (расстояние передачи, степень сжатия), то характер этих кривых остался бы совершенно таким же, что непосредственно вытекает из анализа формулы для определения пропускной способности газопровода. Следовательно, основным условием для обеспечения экономичности транспорта газа является использование тонкостенных труб сравнительно больших диаметров.
Из фиг. 126 видно, что минимального расхода металла на газопровод можно достигнуть при заданных условиях транспорта газа при выборе труб наружным диаметром 1420 мм с толщиной стенки 2,2 мм и при давлении передачи 5 ата. Разумеется, такой вывод явился результатом чисто теоретического расчета и не имеет практического значения. Во-первых, трубы диаметром 1420 мм с толщиной стенки 2,2 мм заводами не выпускаются, и, во-вторых, если бы даже такие трубы и выпускались, они были бы практически непригодными, так как при транспорте газа онй подверглись бы таким деформациям, которые исключили бы возможность их использования: они не выдержали бы веса грунта при их укладке и т. п.
Однако, обращаясь к кривым фиг. 126, можно найти и оптимальное ре-
шение для данного случая, имеющее вполне определенное практическое значение, а именно: при давлении передачи 35 ата необходимы трубы диаметром 630 aim с теоретической толщиной стенки 6,7 мм, при 55 ата — трубы диаметром 529 мм с теоретической толщиной стенки 8,7 мм, при 70 ата — трубы диаметром 476 мм с теоретической толщиной стенки 9,7 мм.
Переходя к нормальным
трубам, которые могут быть изготовлены на заводах, по-Давление
лучим следующую таблицу.ПСйтаЧИ’
Совершенно очевидно,
Размеры труб, мм
Теоретический вес трубопровода, т[км
что наиболее выгодно приме
нять трубы размером 630 X^
X 7 мм.7Q
Впоочем. это пешение
630x7 529x9 478x10
107,7
115,4
115,4
справедливо, если трубы из-
готовлены из стали с пределом текучести 2600 кГ/см?. Если трубы изготовлены из стали, например, с пределом текучести 3300 кГ/см*, то для труб диаметром 630 мм при давлении 35 ата необходима теоретическая толщина стенки 5,3 мм и, следовательно, можно принять практически трубы размером 630x6 мм. Соответственно для двух других рассмотренных вариантов нужно было бы принять трубы размером 529 X 7 и 478 X 8 мм. Тогда расход металла (в т/км) был бы следующий.
Для труб размером630x6мм 92,5
»»»529x7»90
»»»478 x 8» 92,7
Следовательно, в этом случае оптимальным является вариант с трубами размером 529 X 7 мм, хотя и оба других варианта достаточно близки к оптимальному.
На основании изложенного можно установить следующие основные принципы выбора оптимального диаметра труб и давления передачи газа:
трубы должны выбираться наиболее тонкостенные, т. е. с той минимальной толщиной стенки, которая технически оправдана для производства труб;
давление газа должно быть рассчитано таким образом, чтобы металл труб работал с тем предельным напряжением, которое может быть допущено прочностью стали, из которой изготовлены трубы.
С учетом этих требований составлена табл. 43, где указаны размеры труб, предельные давления передачи газа по ним и примерные количества газа, которые могут быть переданы по этим трубам. При подсчете количества передаваемого газа условно приняты расстояние между компрессорными станциями 150 км и степень сжатия г = 1,5.
Величины пропускной способности, указанные в табл. 43, следует рассматривать как приблизительные, так как ряд факторов влияет на выбор
Таблица 43
Примерная пропускная способность труб различных диаметров
Размеры труб, мм
При og = 2600 кГ[см2
При <ts = 3300 кГ[см2
предельное рабочее давление, кГ [см2*
количество газа, передаваемого по газопроводу, тыс. м3[сутки
предельное рабочее давление, кГ[см2
количество газа, передаваемого по газопроводу, тыс. м?[ сутки
159x4,5
80
300
219X6
80
700
—
325x6
56
1400
71
1800
426x6
43
2 200
54
2 800
478x6
38
2 600
49
3 400
529x7
40
3 600
51
4 700
630x7
34
4 800
43
6 200
720X8
34
6 900
43
8 900
820X8
30
8 600
38
11000
920X8
26
10000
33
13 000
1020x8
24
12 000
30
15 000
1220x8
20
16 000
25
20 000
1420x8
17
20000
21
25 000
Примечание. Для труб размерами 159x4,5 и 219x6 мм указанные в данной таблице давления несколько ниже предельно допустимых, так как транспорт газа по магистральным газопроводам с давлением передачи выше 80 кГ]см2 затруднен и едва ли может получить распространение. Ло тем же соображениям для труб этих размеров не приводятся данные для металла повышенной прочности.
диаметра труб—размещение компрессорных станций, степень сжатия и т. д. Но эта таблица позволяет при расчете газопровода принять в качестве исходного тот или другой диаметр труб с тем, чтобы при дальнейшем расчете, учитывая все факторы, внести необходимые уточнения.
Рассмотрим вопрос о значении перепада давлений на расчетном участке газопровода. В формулы (VII, 12) — (VII, 16) величина г = входит " 2 /^ \б,5394
в виде (1.
На фиг. 127 изменение указанной величины с изменением величины г .1 0,5394
дано графически. Из кривой видно, что (1—) растет быстро до г =
= 1,3. Далее кривая идет значительно более полого и после г = 1,8 -? 2,0 поднимается едва заметно. Как уже указывалось, величина г практически является степенью сжатия компрессоров. Степень сжатия сильно влияет на расход мощности для привода компрессоров.
На фиг. 127 дана кривая расхода мощности N на сжатие 1 млн. м5 [сутки /,£ ,0,5394
газа в зависимости от степени сжатия. Сопоставление кривых И— — \ и N показывает, что наиболее выгодные степени сжатия находятся в пределах 1,4—1,6. Степень сжатия выше 1,8—2,0 во всяком случае не может быть рекомендована.
На той же фиг. 127 дана кривая протяженности расчетного участка газопровода L в зависимости от степени сжатия г. Характер кривой L несколько отличается от кривой (1——на величину L значения г оказывают несколько большее влияние. Но и для L кривая после значения г = 2,0 идет довольно полого. Поэтому сделанный выше вывод о выборе величины г не
может быть изменен характером кривой L. Здесь следует только указать, что для конечного участка газопровода (от последней по ходу газа компрессорной станции до приемного пункта у потребителя газа) г приобретает более значительную величину, определяемую значением Рг на выкиде компрессоров и Р2 — назначенной величиной давления газа у потребителя. Но на этом участке величина г теряет свое значение степени сжатия.
Фиг. 127. Зависимость величины fl—) ’, протяженности
расчетного участка газопровода и расхода мощности на сжатие 1 млн. м3
газа от степени сжатия ггаза от степени сжатия г
газа от степени сжатия г
газа от степени сжатия г
Методы расчета магистральных газопроводов
В качестве метода расчета магистральных газопроводов неоднократно предлагалось решение уравнений минимальных капитальных затрат и минимальных эксплуатационных расходов. Данные уравнения иногда оказывались достаточно сложными, а принятые в них исходные положения — неизбежно условными. Поэтому получаемые результаты расчета при пользовании этими уравнениями нередко практически неприемлемы.
П. А. Теснером [2] выведено уравнение и построена номограмма, которые позволяют сравнительно просто определять диаметр магистрального газопровода с одной компрессорной станцией. Однако предложенный метод касается лишь частного и простейшего случая магистрального газопровода. Кроме того, даже и для этого случая он является в известной степени условным и позволяет получить отправные данные для дальнейшего расчета, а не окончательные результаты.
Излагаемый ниже метод расчета позволяет учесть все факторы даже в самых сложных случаях и дает результаты, достаточно надежные для их практического использования.
В то же время этот метод при использовании табл. 36—43. которые составлены с учетом всех возможных вариантов расчета, является мало трудоемким и достаточно простым. Все необходимые подсчеты могут быть произведены при помощи обычной логарифмической линейки, которая обеспечивает в данном случае достаточную точность.
Рекомендуемый метод расчета магистральных газопроводов рассмотрим на следующем конкретном примере.
С газового промысла требуется передавать ежесуточно 5,0 млн. м3 газа к потребителю, расположенному по намеченной трассе газопровода в 900 км от промысла. Промысел может длительно и устойчиво давать газ давлением 25 ата. К газораспределительной станции потребителя газ должен поступать с давлением не ниже 12 ата. Для укладки газопровода могут быть выделены трубы из стали с пределом текучести 2600 кГ[см3. Относительный вес газа у = 0,61. Максимальная температура газа в газопроводе может достигать t = 15° С.
В качестве отправных данных для расчета используем данные табл. 43.
Находим, что для заданного количества газа и труб указанного качества для расчета могут быть приняты D = 630 X 7 мм, Рг = 34 ата.
Определим положение первой (головной) компрессорной станции. Приняв пока ориентировочно степень сжатия компрессоров г = 1,5, мы должны подать газ на компрессорную № 1 с давлением 34 : 1,5 ^: 23 ата.
Расход мощности на сжатие 1 млн. м3[ сутки газа при степени сжатия 1,5 согласно фиг. 127 можно принять 1040 л. с. Тогда необходимая рабочая мощность компрессоров
7V = 1040 X 5 = 5200 л. с.
Расход газа на собственные нужды компрессорной станции как для привода компрессоров, так и на все другие нужды (производство электроэнергии для насосов системы водоснабжения, газификации поселка и др.) можно принять равным 10 000 м3[сутки природного газа на каждую 1000 л. с. рабочей мощности компрессоров. Тогда для обеспечения собственных нужд компрессорной станции № 1 надо дополнительно передавать:
10000 X 5,2 = 52000 м3[сутки.
Следовательно, всего с промысла необходимо передавать Q = 5052000 м3]сутки.
Определим расположение компрессорной станции № 1, пользуясь формулой (VII, 16). По табл. 36 Л = 45,8. По табл. 38 D^182 = 48470. По табл. 39 Р*’°788 = 32,22.
Для данного участка газопровода
.4 х0,5394
По табл. 40 М—)=0,3423. Тогда
Г 0 539445,8 X 48470 X 32,22 X 0,3423, Q/
5052000=
что по табл. 41 соответствует Lv 18 км.
Таким образом, с целью использования избыточного давления газа на промысле целесообразно компрессорную станцию № 1 (головную) расположить в 18 км от промысла.
Определим протяженность конечного участка газопровода — от последней компрессорной станции до потребителя.
Ориентировочно примем, что на собственные нужды промежуточных компрессорных станций будет израсходовано 300 000 м3,сутки газа (6% от количества передаваемого газа). Тогда на последнем участке газопровода будет передаваться
5000000 — 300000 = 4700000 м3 [сутки.
Величина г для этого участка равна:
-# = 2.83.
Подставив в формулу (VII, 16) все необходимые величины из таблиц, получим протяженность конечного участка газопровода:
Т 0,5394 _ 45,8 X 48470 X 44,89 X 0,9294«’“4700000—
что соответствует £к = 248к.и.
Таким образом, расстояние между головной и последней компрессорными станциями составит:
900—(18-|-248) = 634 км.
Теперь решим вопрос о количестве компрессорных станций. Рассмотрим два варианта: вариант с четырьмя и вариант с пятью компрессорными станциями (исходя из •соображения, вытекающего из опыта строительства газопроводов, что среднее расстояние между компрессорными станциями должно быть близко к 150 км).
Среднее расстояние между компрессорными станциями составит в первом случае
634 : 3 = 211 км, во втором случае
634 : 4 ~ 159 км.
Для решения задачи, о выборе одного из двух вариантов проверим необходимую ■степень сжатия в том и другом случае.
Среднее количество газа, передаваемого на расчетном участке, можно ориентировочно принять как среднее арифметическое между количествами газа, передаваемого толовной и конечной компрессорными станциями, т. е.
5000000+4700000
Тогда для первого варианта по формуле (VII, 15) имеем: /1\ 0,53944850000
V г2/45,8X 48470 х 44,89X0,0556’
г = 2,13.
Аналогично Для второго варианта получим:
г = 1,56.
При первом варианте расход мощности на сжатие газа на каждой компрессорной «станции (по фиг. 127) составит примерно 8150 л. с., или на всех четырех компрессорных станциях — около 33 000 л. с.
При втором варианте расход мощности на каждую компрессорную станцию составит около 5350 л. с., а на все пять компрессорных станций — около 27 000 л. с.
Таким образом, более благоприятным является второй вариант.
Сделаем уточненный расчет по всему газопроводу.
С промысла на компрессорную станцию № 1 должно быть подано газа с учетом уточненного расхода мощности на сжатие газа в компрессорах 5350 л. с.;
5000000 4-53500 = 5053500 м3/сутки.
Нами принята степень сжатия г = 1,56; следовательно, газ на головную компрессорную станцию должен притти с давлением
34 :1,5621,8 ата.
Отношение давлений на участке от промысла до головной компрессорной станции
Расстояние до компрессорной станции № 1 L^ = 33 км.
Расстояние между компрессорными станциями № 1 и 2 (определяется из условия транспорта 5 000 000 м3 (сутки, давления на выкиде компрессора 34 ата и г = = 1,56) L^ = 150 км.
Соответственно расстояние между компрессорными станциями № 2 и 3 (транспортируется 5000000 — 53500 = 4946500 м3(сутки) L3 = 153 км.
Расстояние между компрессорными станциями № 3 и 4 (передается 4946500 — — 53500 = 4893000 м3 (сутки) .Li = 157 км.
Расстояние между компрессорными станциями № 4 и 5 Ls = 160 км.
Протяженность конечного участка газопровода составляет:
£к = 900 — (334-1504-1534*157+160) = 247 км,
что хорошо совпадает с принятым нами в начале расчета ZK = 248 км.
Для того чтобы убедиться в том, что принятый вариант является оптимальным, рассмотрим другие возможные варианты.
Если бы принять трубы с наружным диаметром 529 мм, то при прочих равных условиях передачи газа давление на компрессорных станциях надо было бы повысить до 54 ата, а толщину стенки труб принять соответственно 10 мм, что по сравнению с принятыми трубами размером 630 X 7 мм дало бы перерасход металла на 19%.
При трубах ближайшего большего диаметра -Онар = 720 мм мы имели бы значительный перерасход металла.
Таким образом, найденный в результате расчета оптимальный вариант действительно дает более благоприятные результаты по сравнению с другими возможными вариантами. ,
Некоторые частные случаи расчета
Расчет газопровода переменного сечения
На практике иногда целесообразно в целях экономии труб и, следовательно, удешевления строительства укладывать газопровод из труб переменного сечения. Рассмотрим следующие примеры.
Пример 1. Требуется передавать 3 300 000 м*]сутки газа на расстояние 200 км. Начальное давление газа Рх = 20 ата. Давление газа у потребителя должно быть Р2 = 12 ата. Относительный вес газа у = 0,5. Температура газа в газопроводе
По формуле (VII, 13) определим необходимый внутренний диаметр газопровода:
£2,618 23300000
вн " 50,2X25,33X0,7841X0,0574- °’
По табл. 38 устанавливаем, что ближайшее значение D^182 для труб размером 720 X 6 мм составляет 69 780. Следовательно, пропускная способность этих труб не будет использована.’ Пропускная способность труб размером 630 X 6 мм явно недостаточна.
Поэтому целесообразно уложить часть рассчитываемого газопровода из труб размером 630 X 6 мм, а остальную часть из труб размером 720 X 6 мм. Требуется установить, на какой длине газопровода могут быть уложены трубы размером 630 X 6 мм.
Для решения поставленной задачи установим следующие соотношения.
рами и соответствующими каждому диаметру £2,6182£2,6182~VoT5394 = т-0,5394 ~Выражая L в первой степени, получим: п4,8539п4,8539^” Z2рами и соответствующими каждому диаметру £2,6182£2,6182~VoT5394 = т-0,5394 ~Выражая L в первой степени, получим: п4,8539п4,8539^” Z2Из формулы (VII, 12) при условии передачи одного и того же количества газа по газопроводам разных диаметров можно вывести следующее соотношение между диамет-
рами и соответствующими каждому диаметру £2,6182£2,6182
~VoT5394 = т-0,5394 ~
Выражая L в первой степени, получим: п4,8539п4,8539
^” Z2
рами и соответствующими каждому диаметру £2,6182£2,6182
~VoT5394 = т-0,5394 ~
Выражая L в первой степени, получим: п4,8539п4,8539
^” Z2
(VII, 19)(VII, 19)(VII, 20)(VII, 20)длинами газопровода:7)2,6182
(VII, 19)
(VII, 19)
(VII, 20)
(VII, 20)
7)4,85397)4,8539~ £0,5394 -
7)4,8539
7)4,8539
Из формулы (VII, 20) можно вывести так называемую эквивалентную длину газопровода. Если мы имеем один газопровод диаметром D1 и длиной Lv а другой газопровод диаметром D2 и Длиной L^, причем оба газопровода в результате соответствующего соотношения их диаметров и длин пропускают одно и то же количество газа, то эквивалентной длиной газопровода диаметром D2 будет такая длина Le газопровода диаметром Dv которая по своей пропускной способности может заменить газопровод диаметром Вй и длиной Z2, т. е.
(VII, 21)(VII, 21)^4,8539
(VII, 21)
(VII, 21)
г г 1
Le— 2 л4;8539 *
Возвращаясь к нашему примеру, установим, какую эквивалентную длину должен иметь газопровод размером 630 х 6 мм, чтобы его пропускная способность была равна пропускной способности газопровода длиной 200 км и определенным выше диаметром £2^618 2^58000,
Как видно из формулы (VII, 21), для определения эквивалентной длины нам нужно диаметр выразить в степени 4,8539. Это легко сделать из следующего соотношения:
Д4,8539 = (2)2,8182)1,8539 = 580001.В539
Величину 580001,8539 находим по табл. 42 и имеем: 2)4.8539 = 6775x105.
Для Dv = 630 х 6 мм и D^ = 720 X 6 мм находим значения по табл. 38.
Для газопровода диаметром 630 мм эквивалентная длина
L '200 4935X105е 6775 хЮ5L '200 4935X105е 6775 хЮ5- 200X0,728 ^ 145 км.- 200X0,728 ^ 145 км.
L '200 4935X105
е 6775 хЮ5
L '200 4935X105
е 6775 хЮ5
- 200X0,728 ^ 145 км.
- 200X0,728 ^ 145 км.
Для газопровода диаметром 720 мм эквивалентная длина
9547 х105
V = 200-|^_|^_ = 200Xl,41 = 282 км.
Обозначим через х ту часть газопровода, которая может быть уложена из труб размером 630 X 6 мм. Соответственно часть (1—ж) будет уложена из труб размером 720 X 6 мм.
Для определения х можно написать следующее уравнение:
200 = хх 145 + (1—ж) 282.
Отсюда
ж тс 0,6.
Длина участка из труб размером 630X6 мм
Ьг = 0,6x145 тс 87 км.
Длина участка из труб размером 720x6 мм
Ь2 = 0,4x282 тс 200 — 87 = ИЗ км.
Таким образом, на значительной длине можно уложить вместо труб размером 720 х 6 мм трубы размером 630 х 6 мм, что дает ощутимую экономию.
В рассмотренном примере определялись длины участков из труб разных диаметров мри заданной производительности. Иногда приходится решать и обратную задачу — определять пропускную способность заданного газопровода переменного сечения.
Пример 2. Дан газопровод общей длиной 300 км1, на 180 км уложены трубы размером 426 X 9 мм и на 120 км трубы размером 529 х 9 мм. Определить его про- нускную способность, если Рг = 50 ата, Р2 = 25 ата, у = 0,6 и t = 10° С.
Приведем участок из труб размером 529 X 9 мм к эквивалентной длине труб размером 426 X 9 мм"
Le = 120Le = 1202)4,85392)4,85397-14,8539■^27-14,8539■^26576X10»~ 120 1961Х105 ~40 КМ16576X10»~ 120 1961Х105 ~40 КМ1
Le = 120
Le = 120
2)4,8539
2)4,8539
7-14,8539
■^2
7-14,8539
■^2
6576X10»
~ 120 1961Х105 ~40 КМ1
6576X10»
~ 120 1961Х105 ~40 КМ1
Приведенная длина всего газопровода
180 + 40 = 220 км.
Пропускная способность газопровода
Q = 46,6X16480X68,05X0,8563X0,0545 = 2440000 м3)с-утки.
Пример 3. Общая длина газопровода 150 км1, на 72 км уложены трубы размером 325 X 8 мм, на 50 км — трубы размером 426 X 9 мм и на 28 км — трубы размером 529 X 9 мм. Остальные данные те же, что и в предыдущем примере. Определим пропускную способность газопровода.
Приведем общую длину газопровода к эквивалентной длине труб размером 426 X X 9 мм.
Для участка из труб диаметром 325 мм
6576x10»1707X10»6576x10»1707X10»= 278= 278км.км.
6576x10»
1707X10»
6576x10»
1707X10»
= 278
= 278
км.
км.
Для участка из труб размером 529 x 9 мм
L — 28 еL — 28 е6576 X Ю41961 X 1056576 X Ю41961 X 10510 км.10 км.
L — 28 е
L — 28 е
6576 X Ю4
1961 X 105
6576 X Ю4
1961 X 105
10 км.
10 км.
Общая длина газопровода, приведенная по пропускной способности к длине из труб размером 426 х 9 мм, составляет:
278+50+10 = 338 км.
Пропускная способность газопровода
Q = 46,6x16480 x 68,05 x 0,8563 X 0,0432 = 1930000 м3) сутки.
Пример 4. Для расчета магистрального газопровода, приведенного в разделе «Методы расчета газопроводов», надо увеличить пропускную способность газопровода на 15% путем укладки части газопровода из труб-размером 720 X 8 мм.
Такой расчет должен быть выполнен в отдельности для каждого участка газопровода. Произведем этот расчет для участка газопровода длиной 150 км между компрессорными станциями № 1 и 2.
Из формулы (VII, 12) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода может быть увеличена при условии увеличения на 15% величины / 1 \0,5394
J , т. е. мы должны иметь:
/ 1 \0,5394
(X 1,15 = 0,0670 X 1,15 = 0,0771.
/ 1 0,5394
Этому значению ' -j-, в табл. 41 соответствует длина L 116 км, т. е. такой должна быть приведенная к диаметру 630 мм длина газопровода после замены части труб трубами диаметром 720 мм.
Каждый километр газопровода из труб диаметром 720 мм по пропускной способности эквивалентен
^бЗО539 _ 4857 ХЮ5рМ5 399288 X Ю5
газопровода из труб диаметром 630 мм.
Таким образом, замена каждого километра труб диаметром 630 мм трубами диаметром 720 мм уменьшает приведенную длину газопровода на 1 — 0,52 = 0,48 км.
Приведенная длина всего газопровода должна быть уменьшена на 150 — 116 = = 34 км.
Тогда трубы диаметром 630 мм должны быть заменены трубами диаметром 720 мм яа участке длиной 34 : 0,48 ~ 71 км.
Расчет увеличения пропускной способностигазопроводов вследствие подключенияпараллельных ниток
Пропускную способность действующего газопровода можно увеличить подключением на части его длины параллельной нитки.
Параллельная нитка может быть как того же диаметра, что и основной газопровод, так и любого другого диаметра.
Расчеты, связанные с подключением параллельных ниток, иллюстрируются следующими примерами.
Пример 1. К существующему газопроводу размером 529 X 9 мм протяженностью 200 км подключена параллельная нитка длиной 100 км из труб размером 630 X 10 мм. Начальное давление в газопроводе Рг = 50 ата, конечное Р2 — 25 ата, 7 = 0,6; t = 15° С. Определить, насколько увеличивает пропускную способность газопровода подключение параллельной нитки.
Пропускная способность газопровода до подключения параллельной нитки
Q = 46,1 х 29720 X 68,05 х 0,8563 X 0,0574 = 4600000 м3{сутки.
К Пропускная способность того участка газопровода, где параллельно идут две ■ятки, равна, очевидно, сумме пропускных способностей каждой из них, т. е.
IQ, = Q529 + Q63O.(VII, 22)
В При прочих равных условиях (одинаковое начальное и конечное давление, одинаковая протяженность) формула (VII, 12) может быть представлена в виде
'Q = MD2'6m,(VII, 23)
(
тде М — постоянный коэффициент для данных условий работы газопровода. Тогда формула (VII, 22) может быть написана в следующем виде:
*^2,6182 _MD2^m+MD2^m
G3 УО и V
^или
j^6‘82 = <9*82 + л|з^(VII, 24)
Оде De — так называемый эквивалентный диаметр, т. е. диаметр такого газопровода, Пропускная способность которого равна сумме пропускных способностей нескольких [ параллельных газопроводов одной и той же длины, транспортирующих газ из одной t;a той же начальной точки и к одной и той же конечной точке.
[ В нашем примере величина эквивалентного диаметра, очевидно, может быть полу- )чена из следующего соотношения:
Д2,6182 = 29720+ 47240 = 76960.
/ Длину газопровода диаметром 529 мм, эквивалентную 100 нм участка с парал- •лельной ниткой, определим по формуле (VII, 21):
7>52895391961 X 105
Le — 100 ^8539 “ 100 1146 X ЮГ — 17 КМ"
Приведенная к диаметру 529 мм длина всего газопровода будет равна: 100 + 17=117 км.
Пропускная способность такого газопровода
Q = 46,1 х 29720 X 68,05 х 0,8569 х 0,0766 = 6100000 м3 (сутки.
Увеличение производительности газопровода
X 100 = 33%.X 100 = 33%.6100000 — 4600000
X 100 = 33%.
X 100 = 33%.
4600000
Увеличение пропускной способности газопровода в процентах можно было определить, не подсчитывая его пропускной способности до подключения параллельной нитки и после. При прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорцио- / 1 \0,5394 нальна величине 1-^1, т. ё. в нашем случае
5^2^ZiX 100 = 33%.
Из приведенного примера видно, что сооружение газопроводов с параллельными нитками мало целесообразно И может применяться лишь тогда, когда нужно незначительно увеличить пропускную способность действующего газопровода. В самом деле, укладка одной нитки газопровода диаметром 630 мм и протяженностью 200 км обеспечила бы производительность газопровода 7 300 000 м3 (сутки и потребовала бы расхода металла около 30 000 т, а рассчитанный выше газопровод с параллельной ниткой при пропускной способности 6 100 000 м3(сутки требует металла около 38 000 т.
Пример 2. Требуется увеличить пропускную способность действующего газопровода 325 X 8 мм на 25% путем подключения параллельной нитки размером 426 X X 9 мм. Определить длину параллельной нитки. Pi = 50 ата; Р2 = 12 ата; L = 120 км; ■у = 0,6; t = 15° С.
23 Заказ 1377.
Чтобы увеличить пропускную способность газопровода на 25% , нужно соответствующим образом увеличить (-£-) ’, т. е. надо иметь:
0,53940,53940,53940,5394(VII, 25)(VII, 25)
0,5394
0,5394
0,5394
0,5394
(VII, 25)
(VII, 25)
Эквивалентный диаметр основного газопровода и параллельной нитки по формуле; (VII, 24) определяется из соотношения
Л2,6182 _ 2)2,6182 + 2)2,6182 = ?g62 + 164g0 = 24442
Каждый километр газопровода с параллельной ниткой по пропускной способности эквивалентен
^255391707 х 104
2)4,8539 - 1365 X 105 “ °’125 КМ
газопровода из труб диаметром 325 мм.
Таким образом, каждый километр параллельной нитки уменьшает приведенную длину газопровода ’на 1 — 0,125 = 0,875 км.
0,5394)= 1,25 x 0,0755 = 0,09440,5394)= 1,25 x 0,0755 = 0,0944В соответствии с соотношением (VII, 25) для выполнения задания необходимо, чтобы
0,5394
)= 1,25 x 0,0755 = 0,0944
0,5394
)= 1,25 x 0,0755 = 0,0944
и, следовательно, Le = 79 км.
Приведенная длина всего газопровода должна быть уменьшена на 120 — 79 = 41 км.
Тогда длина параллельной нитки составит
415^=47 ^
ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПРИ ПРОКЛАДКЕ МАГИСТРАЛЬНОГОГАЗОПРОВОДА
Трассу магистрального газопровода разбивают обычно на участки длиной. 100—150 км. Сооружение газопровода на каждом таком участке производит самостоятельная бригада, которая выполняет все работы на трассе своего участка, начиная от развозки труб и кончая испытанием готового газопровода.
Состав бригады и ее численность зависят от оснащения бригады специальными строительными механизмами (трубоукладчиками, машинами для рытья, и засыпки траншей, сварочными агрегатами, трубоочистительными и изолировочными машинами и т. д.).
Бригады, как правило, производят все работы на трассе, за исключением специализированных работ. К последним относится укладка газопровода при пересечении им крупных водных преград. При зеркале воды свыше 20 м требуются, как правило, значительные подводные работы, для выполнения которых организуются специальные участки. При строительстве магистральных газопроводов в СССР для проведения работ по прокладке газопровода через реки и озера привлекается Экспедиция подводных работ особого назначения (ЭПРОН).
Вся организация работ по прокладке газопровода на каждом участке проектируется таким образом, чтобы была обеспечена поточность работ при минимальной затрате рабочей силы и механизмов. Организация работ зависит главным образом от принятого метода вварки труб (в одну непрерывную линию или секциями с расположением труб в первом и втором случаях над траншеей, или на бровке).
Расположение механизмов на трассе и рытье траншей также зависят от принятого метода сварки. Например, при сварке труб над траншеей рытье траншеи должно предшествовать сварке. При сварке труб на бровке рытье траншеи должно производиться после подготовки труб к укладке (сварка и изоляция).
В СССР наиболее распространенным при прокладке газопроводов является метод сварки труб в звенья с последующей сваркой звеньев после их укладки в траншею.
На организацию работ влияет время года. В зимних условиях работы осложняются и требуют специальных мероприятий. Например, для сварки необходимы закрытые будки, при изоляционных работах приходится прогревать трубы и т. д.
Время, затрачиваемое на производство линейных работ, зависит от наличия строительных механизмов. Большое значение имеет так называемая малая механизация. К ней относятся приспособления для резки и правки концов труб, т. е. для предварительной подготовки концов труб к сварке, приспособления для центровки труб, поворота труб и т. д.
Бригаду обслуживает передвижная мастерская по текущему ремонту строительных механизмов. Это дает возможность полнее использовать строительные механизмы в полевых условиях.
Работы производятся на каждом участке отдельно. Каждый участок должен иметь свой парк механизмов, рабочих, механиков с бригадой слесарей для ремонта механизмов и средства транспорта.
При скорости прокладки газопровода 2—3 км/сутки на расстояние до 150 км участок для нормального профиля трассы должен иметь примерно следующие механизмы (в шт.):
Бульдозеры4—6
Механические лопаты (могут монтироваться на трубоукладчиках) . 2—3
Тракторные трубоукладчики7—12
Канавокопатели 2
Одноковшовые экскаваторы2—3
Передвижной компрессор 1
Передвижные насосы 4
Автоплатформа с лебедкой для натаскивания груза на платформу (трейлер) 1
Трубогибочпая машина 1
Приспособления для обрезки концов труб и для резки фасок . . .2
Электросварочные передвижные агрегаты18—24
Трубоочистительная грунтовочнаямашина 1
Изолировочная машина 1
Котлы для битума ипраймера 10—12
Дефектоскоп 1
Тракторы6—10
Грузовые автомашины (без учета развозки труб)16—22
Ремонтные автомашины (с кислородом, ацетиленом, инструментом и приспособлениями для ремонта механизмов) 3
Автоцистерны для заправки машин горючим 2—3
Для развозки труб от станций железных дорог на расстояние около 25 км на участок требуются следующие транспортные средства (в шт.):
Автомашины с прицепами 20
Тракторы2—4
Автокраны (на станции железной дороги)До 5
Однако оснащенность участка механизмами и средствами транспорта может колебаться в широких пределах и зависит от условий проведения и организации работ, состояния дорог и т. д.
Участок должен иметь также склад с необходимыми запасными частями к механизмам и транспортным средствам.
Освоение поточного метода и оснащение бригад строительными механизмами на отечественных стройках крупных магистральных газопроводов дали возможность значительно повысить скорость ведения работ.
При благоприятных условиях и поточном методе строительства бригада строителей газопровода может за день вырыть траншею, сварить, изолировать, уложить газопровод и засыпать траншею на участке протяженностью до 3 км. На скорость ведения работ в летних условиях влияет погода: дожди снижают среднюю скорость ведения работ, а замедление изоляционных работ приводит к общей задержке строительного потока.
ТРУБЫ
В связи с ростом добычи газа, увеличением протяженности намечаемых к строительству магистральных газопроводов, увеличением диаметра труб и рабочего давления в газопроводах вопрос о затратах металла на газопроводные трубы приобрел первостепенное значение.
С целью уменьшения толщины стенок труб к металлу предъявляются повышенные требования — высокая прочность при хорошей свариваемости. Это требование наряду с требованием увеличения диаметра труб, изготовляемых для газопроводов, привело к необходимости изменения технологии производства труб.
По мере совершенствования техники производства и сварки труб изменялись и предъявляемые к ним требования. В СССР для первых газопроводов применялись обычные нефтепроводные трубы, удовлетворявшие требованиям ГОСТ 301-50, с толщиной стенки до 12—13 мм, диаметром не более 300 мм.
Современный уровень техники позволяет изготовлять трубы диаметром 300—700 мм, с толщиной стенки 6,3—12 мм.
Для прокладки газопроводов в последнее время стали применять тонкостенные трубы как сварные с продольным швом (электросварка и сварка под слоем флюса по методу акад. Патона), так и цельнотянутые.
Опыт прокладки первых газовых магистралей в СССР показал, что применяемый ранее для расчета коэффициент запаса прочности труб по пределу текучести был чрезмерно завышен. Так, уже на газопроводе Саратов — Москва коэффициент запаса прочности по пределу текучести составлял 2,5, а на газопроводе Дашава — Киев он равен только 1,4. Впервые тонкостенные трубы с продольным электросварным швом были применены у нас на газопроводе Саратов — Москва. Эти трубы имеют следующую характеристику.
Наружный диаметр, мм „ . . , . . ............323,85
Внутренний диаметр, мм 311,15
Толщина стенки, мм 6,35
Рабочее давление, ати 54
Испытательное гидравлическое давление, кГ[см- 70
Вес трубы, кг[пог. м . 49,6
Длина трубы, м 12
Химический состав металла труб, %: углерод 0,2—0,3
марганец 0,25—0,95
фосфор не более . . . . ; 0,045
сера не болеее 0,05
Предел прочности, кГ1см* 4900—5200
Предел текучести, кТ(смг 3150—3650
Удлинение 2" образца, % 20
Увеличение содержания марганца и углерода в металле значительно повышает прочность, но увеличивает хрупкость и ухудшает свариваемость труб. Трудности сварки обусловливают предельное содержание марганца в металле трубы до 1,25% и углерода до 0,3%.
Об эффективности применения тонкостенных труб можно судить по следующим данным. 1 пог. м тонкостенной трубы диаметром 323,55 мм весит 49,67 кг. Вес 1 м трубы диаметром 325 мм с толщиной стенки 11 мм (ОСТ 301-50) составляет 85,18 кг. Экономия металла при применении тонкостенных труб для газопровода протяженностью 100 км составит 3550 т. На газопроводах диаметром 500 мм и более экономия металла будет значительно выше.
Следует отметить, что применение тонкостенных труб требует повышения качества монтажных и строительных работ и лучшего обслуживания газопровода при его эксплуатации. Необходимо обращать особое внимание на следующее:
на проведение качественной сварки труб на трассе и применение при электросварке высококачественных электродов;
на качественное гнутье труб;
на хорошую противокоррозионную изоляцию труб особенно на участках трассы с повышенной коррозионностью грунтов;
на бережное обращение с трубами при перевозках, на перевалочных базах и строительных работах на трассе во избежание смятия труб.
Однако преимущества применения тонкостенных труб при широком развитии в ближайшие годы нашей отечественной нефтяной и газовой промышленности очевидны и металлургическая промышленность должна продолжать работать над дальнейшим повышением качества металла, применяемого для труб, уменьшением толщины стенки труб и качеством их изготовления.
Обычно для строительства магистральных газопроводов применяют как тонкостенные, так и толстостенные трубы с толщиной стенки 9—10 мм. Толстостенные трубы укладывают на особо трудных участках трассы: переходах через реки, болота, мокрые овраги, при пересечении магистральных шоссе, железных дорог, при прокладке вблизи жилых и промышленных сооружений. Толстостенные трубы обычно составляют 15—25% от общей длины газопровода.
С 1950 г. отечественная промышленность начала выпускать электросварные трубы из стали марки МК, наружным диаметром 529 мм, с толщиной стенки 8 и 9 мм, которые широко применяются для строительства дальних газопроводов. Начато освоение производства тонкостенных спиральных электросварных труб разных диаметров.
Дальнейшие исследовательские работы по получению высокопрочной и хорошо свариваемой стали и по технологии производства листов и труб из таких сталей, несомненно, приведут к дальнейшему уменьшению толщины стенки и увеличению диаметра труб, что еще более повысит экономию металла при прокладке магистральных газопроводов.
Для успешного осуществления послевоенных государственных пятилетних планов требуется с каждым годом все больше металла, поэтому естественно стремление некоторых научно-исследовательских организаций и промышленных предприятий использовать для изготовления труб неметаллические материалы, которые обеспечат достаточную прочность и герметичность стенки . газо- и продукте проводов.
Изготовление неметаллических труб будет способствовать развитию сети магистральных газопроводов и, следовательно, улучшению быта трудящихся многих городов нашей страны.
Имеются все предпосылки к тому, чтобы в кратчайшие сроки были изу- v чены и разработаны методы изготовления труб для газопроводов из дерева, асбоцемента, пластмасс и других материалов.
Ниже приводятся характеристика труб, поставленных промышленностью для одного из крупнейших газопроводов СССР, и основные технические требования, предъявляемые к трубам, поставляемым для строительства магистральных газопроводов, при современном уровне их производства и технологии прокладки газопроводов.
Стальные трубы размером 529 X 8 мм и 529 X 9 мм с продольнымэлектросварочным швом
Стальные трубы с продольным электросварочным швом изготовлялись в соответствии с ГОСТ 4015-52 из стали марки МК (ОСТ 10019-39) и отвечали следующим требованиям.
Трубы поставлялись длиной И—12 м, причем допускалась сварка попарно труб длиной 5,5—6 м.
Допускались отклонения по размерам:
по наружному диаметру — отклонение наружного диаметра на ±6 мм от номинала; концы труб на длине не менее 200 мм калиброваны с допускаемыми отклонениями по наружному диаметру на±1,5 мм;
п о толщине стенки — минимальная допускаемая толщина стенки не менее 7,5 мм при толщине стенки 8 мм и не менее 8,5 мм при толщине стенки 9 мм;
п о овальности — овальность трубы и калиброванных концов (разница между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении) с учетом сплющивания трубы от собственного ее веса не должна была выходить за пределы допускаемых отклонений по наружному диаметру этих концов и тела трубы.
Трубы изготовлялись из листовой стали по ОСТ 10019-39 автоматической электродуговой сваркой под слоем флюса как с продольным, так и с поперечным швом. Прочность и пластичность сварного соединения не ниже, чем у металла основного тела трубы.
Трубы из стали марки МК имели следующую характеристику.
Предел текучести не менее, кГ/см2 3500
Предел прочности не менее, кГ1см2 5000
Относительное удлинение не менее, % 19
Состав металла, %: углерод не более 0,12
сера не более 0,05
фосфор не более .. . . 0,05
Кривизна трубы на участке любой длины не превышала 1,5 мм на 1 пог. м.
Концы труб были обрезаны перпендикулярно к оси с допускаемым отклонением от перпендикуляра в 1,0 мм. Концы труб имели снятую фаску под углом 30° ±3° (для ручной электросварки), при этом оставлялось торцевое кольцо (притупление) шириной 2±0,5 мм.
Каждая труба (длиной И—12 м^) была подвергнута на заводе-изготовителе гидравлическому испытанию давлением 80 ати.
Стальные бесшовные трубы размером 377 X 10 мм (ГОСТ 3101-46)
Указанные стальные бесшовные трубы применяются для многониточных переходов магистральных трубопроводов через реки и в ряде случаев для ответвлений от магистрального газопровода к потребителю, а также для
прокладки коротких (местных) газопроводов. К этим трубам при их поставке были предъявлены газовой промышленностью следующие требования.
Длина поставляемых труб должна быть не менее 10 м.
Концы труб на длине не менее 200 мм должны быть калиброваны с допускаемым отклонением по наружному диаметру ±1,5 мм. Овальность и разностенность труб не должна выходить за пределы 80% допускаемых отклонений по наружному диаметру и толщине стенки.
Трубы должны быть изготовлены из мягкой стали марки Ст. 2, группы А, яо ГОСТ 380-50 со следующей характеристикой.'
Предел прочности не ниже, кГ]см2 3400
Предел текучести не ниже, кГ[см* 2400
Относительное» удлинение не менее, % 26
Химический состав металла, %: углерод не более 0,15
марганец не более *0,5
фосфор не более0,050
сера не более;0,055
Концы труб должны быть обрезаны перпендикулярно к оси с допускаемым отклонением в 0,5 мм от перпендикуляра и иметь снятую фаску под углом 30±3°, причем оставляется торцевое кольцо шириной 2,5±0,5 мм.
Трубы должны быть испытаны на заводе-изготовителе гидравлически на давление 90 ати.
С середины 1954 г. для прокладки газопроводов применяются трубы по ГОСТ 301-50 и ГОСТ 4015-52 из сталей марок Ст. 2 и Ст. 4 по ГОСТ 380-50 и из сталей марок Ст. 10 — Ст. 20 по ГОСТ 1050-521. Для сталей указанных марок характерен следующий химический состав.
Марка стали
Содержание, %
С
Мп
Si
S
Р
Ni
Сг
Ст. 2
0,09—0,15
0,35—0,50
0,055
0,050
Ст. 3
0,14—0,22
0,40—0,70
0,12—0,35
0,055
0,050
—
Ст. 4
0,18—0,27
0,40—0,70
0,12—0,35
0,055
0,050
—
—
Ст. 10
0,05—0,15
0,35—0,65
0,17—0,37
0,045
0,045
0,3
0,15
Ст. 15
0,10—0,20
0,35—0,65
0,17—0,37
0,045
0,045
0,3
0,3
Ст. 20
0,15—0,25
0,35-0,65
0,17-0,37
0,045
0,045
0,3
0,3
Механические свойства этих сталей.
Марка
стали
Предел прочности *при растяжении, кГ {см2
Относительное удлинение не менее, %
для длинного образца
для короткого образца
Ст. 2
31000—42000
26
31
Ст. 3
38000-47000
23—21
27—35
Ст. 4
42000—52000
21—19
25-23
Ст. 10
32 000
—
31
Ст. 15
35 000
—
27
Ст. 20
40 000
—
25
1 В отдельных случаях для крупных магистральных газопроводов поставка труб может быть произведена по специальным техническим условиям.
Для осваиваемых отечественной промышленностью электросварных труб со спиральным швом приняты следующие временные технические условия.
Наружный диаметр 529 мм.
Толщина стенки 7—8 мм.
Длина 8—18 м.
Допускаемые отклонения от номинальных размеров:
по наружному диаметру +4 мм;
по толщине стенки i0,37 мм;
по кривизне 1,5 мм на 1 пог. м, но максимальная стрела прогиба не должна превышать 10 мм для труб длиной до 10 м и 14 мм для труб длиной до 18 м.
Овальность и разностенность не должны выходить за пределы допуска по наружному диаметру и толщине стенки.
Трубы изготовляются автоматической дуговой сваркой под слоем флюса из стали Ст. 4 по ГОСТ 380-50 с регламентированными механическими свойствами — группа А (спокойная).
Сварные соединения должны удовлетворять следующим требованиям:
прочность шва при растяжении — не ниже прочности основного металла, рассчитанной по нижнему пределу прочности, оговоренной в ГОСТ 380-50 для данной марки стали;
угол загиба образца по сварному шву — не ниже 140°;
допускаемое усиление по шву — до 3 мм над поверхностью основного металла (завод принимает меры к снижению высоты усиления).
Концы труб калибруются на длине не менее 200 мм с допускаемым отклонением ±2 мм. Каждая труба подвергается гидравлическому испытанию, которое производится при расчетных напряжениях в пределах 0,8 от предела текучести основного металла.
Давление при испытаниях для труб с толщиной стенки 7 мм должно быть не менее 50 кГ Iсм2, а для труб с толщиной стенки 8 мм — не менее 60 кГ]см2.
Выдержка при испытании должна быть не менее 1,5 мин.
По мере освоения производства электросварных спиральных труб будут уточнены технические условия на их изготовление и расширен ассортимент труб по диаметрам.
. Указанные трубы должны получить широкое распространение в первую очередь на нефтепромыслах, а также для строительства отводов от магистральных газопроводов к городам.
РАЗВОЗКА ТРУБ ПО ТРАССЕ
Трубы с заводов-изготовителей транспортируются по железной дороге к станциям, ближайшим к месту работ. Расстояние от железнодорожной станции до места работ по трассе (для Европейской части СССР) обычно не превышает 20—30 км.
Развозка труб по трассе производится мощными грузовиками с прицепами. При труднопроходимых грунтах в осенне-зимних условиях на трассе автомашинам придаются гусеничные тракторы; в особенно топких местах развозку труб производят мощными тракторами с прицепами.
Для разгрузки с железнодорожных платформ, погрузки на автомашины и разгрузки труб на трассе применяются тракторные краны с боковой стрелой (фиг. 128) — трубоукладчики и автокраны. При погрузке и разгрузке особое внимание следует уделять защите концов труб от повреждений, что необходимо для обеспечения правильной стыковки труб и качественной сварки трубопровода. Особенно это относится к калиброванным концам тон-
костенных труб больших диаметров, легко деформирующимся при ударах. Во избежание деформации концов труб автокраны и трубоукладчики снабжаются специальными крюками (фиг. 129).
Фиг. 128. Тракторный трубоукладчик.Фиг. 128. Тракторный трубоукладчик.
Фиг. 128. Тракторный трубоукладчик.
Фиг. 128. Тракторный трубоукладчик.
Фиг. 129. Крюк для погрузки И; разгрузки труб.Фиг. 129. Крюк для погрузки И; разгрузки труб.
Фиг. 129. Крюк для погрузки И; разгрузки труб.
Фиг. 129. Крюк для погрузки И; разгрузки труб.
Сбрасывание или скатывание труб с железнодорожных платформ или- автомашин, а также применение при этом всевозможных рычагов не допу-
скаются.
Практика показывает, что повреждение концов труб осложняет сварку,, а глубокие вмятины на теле трубы, образовавшиеся при ударе или
сбрасывании трубы с платформы, являются местами аварий при эксплуатации газопровода. Иногда в результате деформации металла по краю вмятины образуются трещины и разрывы труб при эксплуатации газопровода.
Разгруженные на трассе трубы укладывают в одну линию с правой стороны от намеченной траншеи (по ходу газа), обычно на расстоянии 2—3 м от ее оси. Это расстояние определяется в соответствии с диаметром труб, глубиной траншеи, характером грунта и вылетом стрелы имеющихся трубоукладчиков.
ГНУТЬЕ И СВАРКА ТРУБ
Гнутье труб
Сваренный газопровод укладывают в соответствии со всеми изменениями рельефа местности. Таким образом, трубопровод повторяет профиль трассы. Такая укладка возможна при применении трубогибочных машин.
Гнутье труб на трассе можно производить известными горячими способами, но они дороги и сложны для полевых условий, в связи с чем в пос ледние
годы разработаны передвижные приспособления для холодного гнутья труб. Гнутье труб производится попутно с другими работами на трассе, обычно предшествует сварке и является элементом организации потока на строительстве газопровода.
Применение трубогибочных машин ускоряет и удешевляет работы по строительству газопроводов.
В настоящее время практикуется применение специального приспособления — башмака, монтируемого на гусеничном тракторе-трубоукладчике, при помощи которого производится гнутье труб диаметром до 350 мм.
Фиг. 130. Схема трубогибочной машины.
1 — пояс; 2 — полухомуты или башмаки (20 шт. для 20" трубы, с ребрами жесткости); 3 — опоры '(по числу полухомутов); 4 — скоба для закрепления конца трубы; 5 — двухроликовые блоки с крю- ками; в — лебедка; 7 — редуктор; 8 — двигатель; 9 — рабочая площадка машины; 10 — стальная пластина; 11 — жесткая пружина; 12 — направляющий стакан пружины.
Наибольшее распространение имеет специальная машина, на которой, сменяя часть деталей, можно гнуть трубы любых диаметров. Она используется для гнутья труб диаметром 350 — 600 мм.
Машина представляет собой стальную раму высотой 1 м на полозьях, на площадке которой установлен бензиновый двигатель, коробка передач, редуктор, лебедка и система блоков (фиг. 130), заканчивающихся крюком и поясом для прихвата трубы. В передней части машины имеется скоба для закрепления конца трубы. Сбоку площадки к раме прикрепляются башмаки или Полухомуты, в которые вкладывается часть трубы, которая должна быть изогнута.
Башмаки изготовляются для труб только одного диаметра, поэтому для гнутья груб разных диаметров требуется набор соответствующих башмаков и скоб для закрепления труб. С наружной стороны башмаки имеют ребра жесткости. Внутренний диаметр полуколец равен наружному диаметру трубы. Во время изгибания один конец трубы удерживается скобой, а другой притягивается тросом через систему блоков при помощи мотора и лебедки. В момент изгиба башмаки поворачиваются под небольшим углом друг к другу, не позволяя образовываться складке в теле трубы. Башмаки снабжены спиральной пружиной, возвращающей их в первоначальное положение по окончании гнутья.
Гладкое гнутье труб на трубогибочной машине возможно только для толстостенных труб. Минимальная толщина стенки для труб диаметром
350 — 400 мм должна быть 8 мм и для труб диаметром 450—600 мм 9,5 мм. Следует отметить, что указанные пределы толщины стенок зависят от качества материала труб.
Трубы гнутся машиной по 1,5—2,0° в одном месте. Для большего угла трубу гнут в несколько приемов, изгибая ее каждый раз на 1,5—2,0° на расстоянии не менее диаметра трубы между изгибами.
Для каждого диаметра трубы имеется свой минимальный радиус кривизны. При изгибе 1,5° за один прием для труб разного диаметра, длиной 12 м достигаются следующие минимальные радиусы кривизны.
Диаметр трубы (округленно), мм
400
450| 500
1
600
650
Минимальный радиус кривизны, м
15,5
17,5
19,4
23,3
25,2
Процесс изгиба длится не более г/4 мин. Для работы с трубогибочной машиной в полевых условиях требуется восемь рабочих, которые в одну смену при помощи трубоукладчика дают до 100 изгибов.
Гнутье тонкостенных труб трубогибочной машины возможно только с образованием складок с внутренней стороны изгиба. Для этой цели применяются башмаки специальной конструкции.
Сварка труб
Сварка труб — весьма ответственная операция на трассе, обеспечивающая прочность всего сооружения при последующей эксплуатации. Сварка тонкостенных труб с толщиной стенки 6,3—8 мм при диаметрах труб 300— 600 мм и рабочем давлении в трубопроводе до 55 ат ввиду малого запаса прочности должна проводиться на высоком уровне и при тщательном контроле. Всякие, на первый взгляд незначительные, отступления от заданных технических условий на сварку приводят к снижению надежности всего сооружения.
В настоящее время широко применяются в полевых условиях следующие методы сварки газопроводов:
электродуговая;
газопрессовая;
электросварка под слоем флюса по методу акад. Патона.
Автогенная сварка магистральных газопроводов полностью заменена указанными методами.
Электросварка труб под слоем флюса в полевых условиях разработана в самые последние годы Институтом электросварки Академии наук УССР под руководством акад. Патона. Сварка по этому методу обеспечивает очень высокое качество сварного шва и с каждым годом приобретает все большее значение для магистральных газопроводов. Применение автоматических методов сварки (газопрессовая сварка и сварка под слоем флюса) обеспечивает высокое качество сварки независимо от квалификации сварщика.
В 1951 г. на одном из крупнейших строящихся в СССР магистральных газопроводов автоматическая сварка по методу акад. Патона достигла 60% от всего объема сварочных работ.
Электродуговая сварка
Операции сварки труб на трассе предшествует центровка труб. Стыковка труб на бровке производится на деревянных лежках или на роликах (фиг. 131).
Фиг. 131. Ролики для стыковки труб и ключ для поворота труб.
Фиг. 132. Стыковка труб при помощи трубоукладчика.
Обычно операции стыковки выполняются при помощи трубоукладчика. Последний для подъема трубы имеет специальные автоматические клещи или трос (фиг. 132). При помощи шаблонов между концами стыкуемых труб оставляется зазор, необходимый для полного провара шва. Величина зазора (в мм) должна быть следующей.
Для труб с толщиной стенки 6,3—9 мм 2,0±0,5
»»»»»10—12 »3,0 ±0,5
Превышение кромки одной трубы над другой должно быть не более 1,5 мм. Сцентрированные концы труб схватываются специальным зажимом (фиг. 133). после чего трубоукладчик переходит на следующий стык, а на предыдущем стыке непосредственно в зажиме производится сварщиком прихват стыка в четырех местах. После прихвата зажим снимается, и сварщик доваривает первый слой стыка. При сварке секций между собой для обеспечения стыковки нашел применение зажим инж. Яровенко, который в значительной мере облегчает труд рабочих и обеспечивает быстроту стыковки.
Фиг. 133. Зажим для стыковки труб.
Обнаруженная пород центровкой порча концов труб (вмятины, повреждения кромки, значительная овальность концов труб) устраняется до сварки. Для устранения овальности концов труб и вмятин применяют специальные приспособления.
Прибывающие на трассу трубы имеют обточенную согласно техническим условиям кромку. Часто, однако, особенно при сборке секций, в местах переходов, при монтаже задвижек и т. д. приходится производить на трассе резку труб и подготовку кромки заново. Для этой цели употребляется приспособление (фиг. 134), состоящее из неподвижной станины 1, надевающейся на трубу, и подвижной зубчатой станины 2, к которой прикреплен кронштейн 3 с резаком, угол наклона которого можно менять по желанию. При вращении ручки 4 резак вместе с подвижной станиной 2 перемещается по кромке трубы. Регулирующие болты 5 дают возможность закреплять трубы различных диаметров. Цепь 6* жестко закрепляет приспособление на трубе. Обрезаемая этим приспособлением кромка получается очень ровной. После обрезки кромки последняя зачищается ручной электрошлифовальной машиной.
Современная технология электродуговой сварки предусматривает наложение трех слоев швов на каждый стык. Сварка осуществляется высококачественными электродами со специальной газозащитной изоляцией при постоянном токе на обратной полярности. Высота усиления сварного шва должна быть равна 2 + 0,5 мм и при потолочной сварке не более 4 мм. Сварка труб в секции производится обычно с поворотом труб на роликах.
Секции труб как на бровке, так и в траншее сваривают между собой без поворота труб потолочной сваркой, которая ввиду ее сложности доверяется только самым высококвалифицированным сварщикам.
Фиг. 134. Приспособление для обрезки концов труб в полевых условиях.
Для трехслойной сварки рекомендуется применять электроды следующих диаметров (в мм\
Диаметр электрода для первого и второго слоев 2—3
»»» третьего слоя 4,5—6
Сварку рекомендуется вести при следующих показателях тока.
Диаметр электрода, мм
Напряжение , в
Сила тока, а
2—3
30—40
75—200
4,5—6
30—40
-140—350
Для ручной электродуговой сварки электроды подбирают в зависимости от химического состава металла труб. Так, для сварки труб из стали марок Ст. 2 и Ст. 4 применяют электроды типа УОНИ-13/45, Э42А по ГОСТ 2523-51 и для труб из стали марки МК—электроды УП-2/55, Э42А по ГОСТ 2523-51.
Для сварки газопроводов могут быть применены также электроды следующих марок: ОММ-5, Э42 (ГОСТ 2523-51), ЦМ-7, Э42 (ГОСТ 2523-51), МЭЗ-04, Э42 (ГОСТ 2523-51).
При поступлении партий электродов на место работы проверяют соответствие их сертификата техническим условиям и ГОСТ и, кроме того, производят сварку контрольных образцов. Для предохранения защитного слоя от сырости электроды на трассе всегда должны храниться в сухих помещениях.
Применение для сварки газопроводов электродов, не удовлетворяющих техническим условиям ГОСТ, а также отсыревших или поврежденных при перевозке, категорически запрещается.
Электродуговую сварку осуществляют при помощи передвижных сварочных агрегатов с двигателями внутреннего сгорания. Для сварки первого слоя во избежание пережога металла рекомендуется применять сварочные
агрегаты с силой тока до 200—250 а и для второго слоя — с силой тока 400—450 а. На практике наибольшее применение для сварки трубопроводов в полевых условиях нашли агрегаты САК-1I-Г с бензиновым двигателем ГАЗ-HATH и силой тока до 250 а и ПАС-400 с бензиновым двигателем ЗИС-120 и силой тока до 400—450 а.
Стыки труб перед сваркой очищают до металлического блеска, а после сварки каждого слоя поверхность шва очищают от шлака и окалины зубилом и стальными щетками. На каждом стыке ставится клеймо сварщика, производившего его сварку.
При продуманной организации работ, соответствующем техническом оснащении и высокой квалификации сварщиков скорость электродуговой сварки может быть достаточно высокой. Так, при сварке труб диаметром 500 мм, с толщиной стенки 6,3—9,5 мм производительность сварщика достигает 15—20 стыков за смену.
Наиболее эффективным методом электросварки является наращивание трубопровода в непрерывную нитку. Этот метод позволяет ускорить работы и снизить трудоемкость монтажных работ по сравнению с методом сварки труб в секции на 25—30 %. В данном случае вся сварка ведется как потолочная (без поворота труб) и требует особенно высокой квалификации сварщиков.
Газопрессовая сварка
Газопрессовая сварка — один из новых автоматических методов сварки — впервые применена на строительстве газопровода Саратов — Москва. Процесс
газопрессовой сварки заключается в одновременном нагреве кромок сваривае
мых труб многопламенной горелкой до пластичного состояния металла с последующим их сдавливанием.
Основные преимущества газопрессовой сварки: стабильные механические свойства свариваемого металла, незначительная стоимость работ и высокая производительность, связанная в/значительной мере с подвижностью газопрессового агрегата.
Газопрессовая установка смонтирована на мощном гусеничном тракторе с боковой стрелой и лебедкой (фиг. .135 и 136). На тракторе смонтированы масляный гидропресс 10 (фиг. 135) и центробежный водяной насос 11 с приводом от вала двигателя трактора. На крюке стрелы подвешен собственно сварочный аппарат или головка
Фиг. 135. Схема агрегата газопрессовой сварки.Фиг. 135. Схема агрегата газопрессовой сварки.1 — кислородный коллектор; 2 — сварочная головка; 3—газовые рубильники; 4 — смесительная камера; 5 — горелка;6 — вентили гидравлической системы; 7 — водяной радиатор; 8 — трактор; 9 — бак для масла; 10 — масляный гидропресс; 11 — водяной насос; 12 — ацетиленовый генератор; 13 — кислородный редуктор.1 — кислородный коллектор; 2 — сварочная головка; 3—газовые рубильники; 4 — смесительная камера; 5 — горелка;6 — вентили гидравлической системы; 7 — водяной радиатор; 8 — трактор; 9 — бак для масла; 10 — масляный гидропресс; 11 — водяной насос; 12 — ацетиленовый генератор; 13 — кислородный редуктор.(фиг. 137), состоящая из коромысла 1, вертикальных цилиндров гидравли
Фиг. 135. Схема агрегата газопрессовой сварки.
Фиг. 135. Схема агрегата газопрессовой сварки.
1 — кислородный коллектор; 2 — сварочная головка; 3—газовые рубильники; 4 — смесительная камера; 5 — горелка;
6 — вентили гидравлической системы; 7 — водяной радиатор; 8 — трактор; 9 — бак для масла; 10 — масляный гидропресс; 11 — водяной насос; 12 — ацетиленовый генератор; 13 — кислородный редуктор.
1 — кислородный коллектор; 2 — сварочная головка; 3—газовые рубильники; 4 — смесительная камера; 5 — горелка;
6 — вентили гидравлической системы; 7 — водяной радиатор; 8 — трактор; 9 — бак для масла; 10 — масляный гидропресс; 11 — водяной насос; 12 — ацетиленовый генератор; 13 — кислородный редуктор.
ческой системы 2 для зажима труб, горизонтальных цилиндров гидравлической системы 3 с системой тяг для осевого сдавливания труб, шарнирного замка 4 и горелок 5.
Фиг. 136. Общий вид сварочного агрегата.Фиг. 136. Общий вид сварочного агрегата.Гидравлическая система сварочной головки соединяется шлангами высокого давления с гидропрессом 10 (фиг. 135). В центре головки расположена сварочная многопламенная кольцевая горелка 5. Ацетилен и кислород посту-
Фиг. 136. Общий вид сварочного агрегата.
Фиг. 136. Общий вид сварочного агрегата.
Фиг. 137. Сварочная головка.Фиг. 137. Сварочная головка.пают в горелку по шлангам из ацетиленового генератора 12 и кислородного коллектора 1 через газовые рубильники 3. Ацетиленовый генератор и кислородный коллектор (батарея кислородных баллонов) смонтированы на прицепе к трактору. Горелка и гидравлическая система имеют охлаждающие рубашки, по которым в процессе сварки циркулирует вода, охлаждаемая в радиаторе трактора.
Фиг. 137. Сварочная головка.
Фиг. 137. Сварочная головка.
Процесс сварки протекает следующим образом. Труба с подготовленной фаской своего торца трубоукладчиком центрируется со сваренной плетью труб или с другой трубой. На стык с обеих сторон накладывается сварочная головка. После зажима труб в нужном положении и проверки совпадения кромок зажигается сварочная горелка. Кромки труб нагреваются до пластического состояния, после чего производится сжатие труб путем включения гидравлического пресса. После остывания металла головка снимается и сва-
рочный агрегат передвигается к следующему стыку. Весь процесс сварки с передвижкой агрегата от стыка к стыку длится 7—10 мин.
Этим методом можно сваривать как толстостенные, так и тонкостенные трубы. При сварке тонкостенных труб особенно тщательно следят за сохранением строго нейтрального пламени. Мощность пламени регулируют расходом ацетилено-кислородной смеси (например, в пределах 12—13 л fee к для труб диаметром 500 mmY На сварку одного стыка требуется около 1,5 минуты. Расход кислорода и карбида зависит от диаметра и толщины стенки трубы.
При сварке труб с прямыми срезами концов труб шов получается с почти одинаковым валиком как снаружи, так и
внутри трубы. Для уменьшенияаб
наплыва шва или валика с тор- фиг 138 Вид шва трубЫ) сваренной газовой ца труб с толщиной стенки о,3—сваркой.
9 ММ срезают кромку ПОД углома - до сварки; б - после сварки,
скоса 7—10°, а с торца труб
с толщиной стенки 10—12 мм — кромку под углом скоса 9—12°. Зазор между концами труб при стыковке составляет не более 0,5 мм. Превышение кромок должно быть не более 1,5 мм. Правильность размеров кромок проверяют шаблоном. Форма получаемого шва изображена на фиг. 138.
Режим сварки
Давление газа, ат*, кислорода 1,0—1,1
ацетилена 0,9—1,0
Температура нагрева металла, °C до 1400
Давление в гидравлической системе, ат . . . . 50—60
Усадка, мм 15—16
Сваренный шов должен удовлетворять следующим требованиям:
временное сопротивление в среднем должно быть не ниже нижнего предела временного сопротивления металла труб;
угол загиба для испытываемых образцов должен быть не менее 100° (для образца со снятым усилением); для отдельных испытываемых образцов допускается отклонение в сторону уменьшения не более 10%.
Газопрессовая сварка на строительстве одного магистрального газопровода диаметром 500 мм с толщиной стенки 6,3 мм дала следующие показатели.
Разрыв со снятым усилением, кГ^мм1 45,3
Разрыв без снятого усиления, кР^мм? 47,0
Загиб без снятого усиления, градусы158
Загиб со снятым усилением, градусы 117
Удлинение при загибе, % 25,7
Расход материала (приблизительно) при сварке на 1 км трубопровода при средней длине труб 10—12 м приведен в таблице слева, время, требующееся для сварки одного стыка, указано в таблице справа.
Диаметр трубы (округленно), мм
Толщина стенки трубы, мм
Расход
Диаметр трубы, мм
Толщина стенки трубы, мм
Время на сварку одного стыка, сек.
кислорода, м?
карбида, кг
320
6,35
30
110
320
6,35
85
350
8,0
42
145
350
8,0
95
500
9,5
65
235
500
9,5
105
500
11,0
75
290
500
11,0
115
600
9,5
75
280
600
9,5
105
600
11,0
95
325
600
11,1
110
24 Заказ 1377.
Общая производительность при газопрессовой сварке при хорошо калиброванных и подготовленных концах труб достигает 50—60 стыков в смену. Передовые бригады сваривают более 80 стыков в смену. Данный метод сварки ввиду того, что сама сварка происходит очень быстро, требует большого навыка от сварщика. Недогрев металла приводит к непровару стыка, перегрев— к сильному оплавлению металла и некачественному стыку. Сварка дает высококачественные швы лишь при хорошей калибровке концов труб. Превышение кромок концов труб болеё 1,5 мм, овальность и разностенность труб приводят к образованию свищей и трещин в сваренном шве.
Институтом электросварки им. Патона разработан метод электроконтакт- ной сварки, при котором вместо кислородно-ацетиленового разогрева концов дсруб применяется электрический ток. Применение электроконтактной сварки явится дальнейшим развитием техники прессовой сварки.
Автоматическая электросварка под слоем флюса
Как уже указывалось, Институт электросварки Академии наук УССР под руководством акад. Патона разработал конструкцию сварочного агрегата для автоматической сварки труб под слоем флюса в полевых условиях. Для этой цели используется агрегат ТС-17 (фиг. 139) и так называемый полуавто-
Фиг. 139. Сварочный агрегат ТС-17.Фиг. 139. Сварочный агрегат ТС-17.в движение от передвижной электростанции;в движение от передвижной электростанции;мат сварки поворотных стыков между секциями непосредственно на самой трассе трубопровода.
Фиг. 139. Сварочный агрегат ТС-17.
Фиг. 139. Сварочный агрегат ТС-17.
в движение от передвижной электростанции;
в движение от передвижной электростанции;
При помощи агрегата ТС-17 свариваются трубы в секции длиной 16—18 м„ Сварка ведется на пристанционных базах на месте разгрузки труб с железнодорожных платформ. Длина свариваемых секций ограничивается возможностями перевозки секций на трассу участка строительства газопровода.
Установка для сварки труб в полевых условиях состоит из следующих агрегатов: подвижных роликовых стеллажей, установленных на рельсы узкой колеи, вращателя для поворачивания секций труб в процессе сварки (вращатель приводится со стороны обоих стеллажей
вращатель заканчивается самоцентрирующими патронами для закрепления свариваемых секций), сварочного агрегата ТС-17 (фиг. 139), который имеет асинхронный мотор МАГ-2 и состоит из головки 2 для подачи сварочной проволоки в зону дуги, мундштука 6, подводящего ток, барабана 3 для проволоки, корректировочного механизма 5, регулирующего установку агрегата по отношению к шву, пульта управления 4, соединенного с вращателем и регулирующего пуск, установку и направление вращения труб, бункера для флюса 1.
Агрегату придается внешняя точка опоры для устойчивой установки его на трубе и шарнирный параллелограмм 7, обеспечивающий агрегату
свободное перемещение в плоскости стыка без нарушения правильного положения относительно трубы. Шарнир закрепляется струбциной к швеллеру, уложенному параллельно свариваемой секции.
Питание агрегата электроэнергией с силой тока 550—600 а осуществляется эт передвижных электростанций. Для защиты от осадков и ветра установка размещается в легком металлическом или деревянном сарае и иногда в брезентовой палатке.
Процесс сварки труб протекает следующим образом. Секции собираются из двух, трех и более труб на подкладных стальных кольцах. Подкладные кольца применяются для предохранения от затекания расплавленного металла внутрь трубы. При сборке кольцо толщиной 3—4 мм и шириной 40—50 мм вставляется в одну трубу наполовину, затем придвигается вторая труба и стык прихватывается. Зазор между кромками труб допускается приблизительно в 1 мм. Сварка ведется в соответствии с инструкцией Института электросварки им. акад. Патона. Затем секция накатывается на подвижной стеллаж и подается в помещение, где установлен агрегат, и конец секции закрепляется в патроне вращающего механизма. Затем на стык устанавливается агрегат и производится сварка. После окончания заварки первого слоя на одном стыке агрегат передвигается на второй стык, а на первом производится зачистка шва от шлака, после чего на него снова переставляется агрегат и производится заварка второго слоя и т. д.
Скорость сварки первого слоя 25 м)час, второго 15 м/час. Длительность сварки одного стыка толстостенных труб диаметром 500 мм составляет 7—8 мин. Суточная производительность установки при двухсменной работе достигает 60 стыков.
Для автоматической сварки применяется сварочная проволока марки I, IA (ГОСТ 2246-51) и флюс марки АН-348-А, АН-348 и АН-348-111, изготовленный по техническим условиям Института электросварки им. акад. Патона.
Основное преимущество автоматической сварки — высокое стабильное качество сварного шва, не зависящее от индивидуальных особенностей и квалификации сварщиков, снижение стоимости работ, замена дефицитных электродов электродной проволокой и т. п.
Полуавтомат, применяемый непосредственно на трассе, имеет сварочную головку такой же конструкции, как и у агрегата TG-17, и облегченной конструкции держатель для головки и поворота труб.
Недостатком этого метода сварки является невозможность при имеющихся конструкциях аппаратов сваривать потолочные стыки, а также применение подкладных колец, создающих в процессе эксплуатации газопровода дополнительные сопротивления движению газа.
Высокое качество сварцр независимо от ее метода обусловливает прочность газопровода. Поэтому сварочные работы на трассе газопровода регулируются жесткими техническими условиями. Эти технические условия разрабатываются для каждого строящегося магистрального газопровода на все виды работ и зависят от уровня в данный момент техники монтажа трубопровода, качества поставляемых на трассу труб и оборудования.
Технические условия предусматривают также тщательный контроль за сваркой, состоящий из проверки квалификации сварщиков, материалов, поступающих для сварки (флюс, сварочная проволока, электроды, карбид, кислород и т. д.), проверки механических свойств сваренных стыков, наличия непровара и трещин, валика стыка, гидравлических испытаний сваренных переходов через реки и т. д. Кроме обычных методов проверки сваренных стыков на разрыв и загиб на машинах для анализа механических свойств образцов, вырезанных из контрольных стыков, у нас в СССР за последнее время широко используется новый метод контроля сварки гамма-лучами. Этим методом, не 24*
требующим вырезки стыка, может быть проверено качество сварки любого стыка. Особенно широко применяется проверка стыков гамма-лучами на участках газопроводов, прокладываемых по дну реки и в заболоченных местах с высоким уровнем грунтовых вод. Гамма-лучами определяется непровар, шлаковые включения, газовые поры. По количеству обнаруженных дефектов дается оценка качества шва. Стоимость просвечивания гамма-лучами чрезвычайно низкая.
К сварке магистрального газопровода в СССР в последние годы предъявляются следующие основные требования.
Прибывающие на строительство электроды должны подвергаться контрольным испытаниям.
На установленных режимах свариваются три тавровых образца и разрушаются кувалдой. При наличии в изломе шва крупных пор, раковин или трещин электроды бракуются.
Из труб свариваются дипломированным сварщиком два стыка (поворотный и потолочный) с применением режима сварки, принятого для данного газопровода. Оба стыка подвергаются просвечиванию гамма-лучами и на основании гаммограмм дается оценка плотности металла шва. Затем производятся механические испытания швов на растяжение и изгиб на образцах, вырезанных из этих швов. Испытания ведутся по ОСТ/НКТП-7687/663.
Результаты контрольных испытаний должны соответствовать ГОСТ 2523-51.
Применение отсыревших электродов категорически запрещается.
Проверка сварочной проволоки для автоматической сварки под слоем флюса по химическому составу, а также хранение и перевозка ее производятся в соответствии с требованием ГОСТ 2246-51. Выдача проволоки для сварки без проверки категорически запрещается.
К ручной электросварке допускаются сварщики не ниже VI разряда, выдержавшие испытания согласно «Правилам испытания электросварщиков и газосварщиков», утвержденным НКЭП 24 января 1940 г. К газопрессовой и автоматической сварке допускаются сварщики-операторы высшего разряда (установлен для рабочих данных специальностей), имеющие свидетельство о прохождении испытаний по программе Института сварки им. акад. Патона, согласованной с Госгазтехинспекцией.
Сварщики, допущенные к сварке, должны иметь паспорт-свидетельбтво. Каждому сварщику приказом строящей организации перед началом работ присваивается личный номер.
При перерыве в работе сварщика свыше 3 месяцев производится повторное испытание его с отметкой об этом в «Журнале сварщика».
Независимо от наличия паспорта перед началом работ сварщик должен заварить пробный стык, который подвергается испытанию.
При переходе на сварку труб другого Сортамента, на новую марку электродов, проволоки и флюса, на новый режим сварки каждый сварщик должен предварительно сварить пробный стык.
На каждого сварщика, приступающего к работе, заводится «Журнал сварщика»; в который, кроме копии паспорта на право производства сварки газопроводов высокого давления, систематически помещаются следующие сведения:
копия актов повторных испытаний сварщика за период работ на данном газопроводе;
результаты контрольных испытаний сварных стыков данного сварщика.
Весь процесс подготовки к сварке (на каждом участке, в каждом районе) проводится под наблюдением контрольного мастера строящей организации.
При всех видах сварки кромки концов и сами концы труб перед сборкой зачищаются до металлического блеска на расстоянии 100 мм от края.
Перед стыковкой трубы очищаются внутри от посторонних предметов и грязи. Во избежание засорения концы подготовленных секций и плетей закрываются пробками.
Совпадение продольных швов стыкуемых труб не допускается. Сдвиг швов должен быть не менее 100 мм и не более 200 мм.
Величина зазора между торцами труб перед сваркой проверяется специальными шаблонами.
Сварочные работы ведутся под систематическим наблюдением контрольного мастера строящей организации и контролера заказчика в соответствии с техническими условиями для данного газопровода.
Сварочные работы на газопроводе при температуре от —5° до —20° С разрешаются по специальной рабочей инструкции (утепление места сварки и защита от ветра, подогрев концов труб и др.).
Сварка газопровода при температуре ниже —20° С запрещается.
Место производства сварки должно быть защищено от атмосферных осадков и сильного ветра.
Сварочные работы разрешается вести только вполне исправным оборудованием.
Сварной шов должен удовлетворять следующим условиям:
размеры и форма шва должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проекте и в технических условиях;
поверхность шва по всему периметру должна быть ровной; ноздреватость, пористость, грубая чешуйчатость, наплывы и бугристость шва не допускаются;
кратеры швов, выполненных ручной электросваркой, должны быть выведены на основной металл на 15—20 мм, а при автоматической сварке кратер должен быть заплавлен;
переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным; допускаются подрезы шва (в отдельных случаях) на глубину до 1,0 мм при длине подреза не более 100 мм-,
1 д) наличие трещин на шве не допускается.
Стыки, не удовлетворяющие этим требованиям, бракуются.
Контроль за качеством сварки газопровода охватывает все этапы производственного цикла: контроль за качеством материалов, проверка квалификации сварщиков, пооперационный контроль за подготовкой к сварке труб и стыков, пооперационный контроль за процессом сварки, контроль за качеством сварных соединений путем испытания вырезанных образцов на разрушение, производимого в полевых и стационарных лабораториях.
На каждом участке строительства ведется журнал учета сварочных работ, в который заносятся результаты осмотра швов, приема работ и данные по испытаниям контрольных стыков.
Для испытания стыка разрушением отбираются представителем надзора заказчика стыки из наихудших по внешнему виду или по другим признакам в количестве:
не менее 0,5% от стыков, сваренных данным сварщиком на автоматической установке под слоем флюса;
не менее 0,5% от стыков, сваренных данным сварщиком потолочной или поворотной сваркой;
не менее 1% от стыков, сваренных данным сварщиком на газопрессовой установке.
Для испытания стыка разрушениемвырезается из газопровода катушка длиной не менее 400мм, из которой изготовляются образцы по ОСТ/НКТП-7687/663.
Наплавленный металл и сварной шов при ручной автоматической электросварке под слоем флюса и газопрессовой сварке должны иметь:
временное сопротивление в среднем не ниже предела временного сопротивления основного металла труб;
угол загиба для испытываемых образцов не ниже 140°; угол загиба для сварного шва газопрессовой сварки должен быть не менее 100°.
Приведенные требования относятся к образцам со снятым усилением.
Испытание просвечиванием гамма-лучами производится по указанию технического надзора заказчика в количестве:
не менее 1 стыка на 100 стыков, сваренных данным сварщиком на автоматической установке под слоем флюса;
не менее 1 стыка из 50 стыков, сваренных данным сварщиком поворотной сваркой;
не менее 1 стыка из 20 стыков, сваренных данным сварщиком потолочной сваркой;
100% стыков в русловой и пойменной частях речных переходов.
ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДА ОТ КОРРОЗИИ
Применяются три типа битумной изоляции: нормальная, усиленная и весьма усиленная (табл. 44). Типы изоляции в зависимости от характера грунта указаны в табл. 45.
Таблица 44
Типы противокоррозионной изоляции
Тип изоляции
Наименование слоев изоляции
Минимальная толщина изоляции, мм
Нормальная
Грунтовка
Битумное покрытие (один-два слоя)
Крафт-бумага
1,6-3
Усиленная
Грунтовка
Битумное покрытие (один-два слоя)
Гидроизол
Битумное покрытие (два слоя)
Крафт-бумага
6
Весьма усиленная
Грунтовка
Битумное покрытие (один-два слоя)
Гидроизол
Битумное покрытие (два слоя)
Гидроизол
Битумное покрытие (два слоя)
Крафт-бумага
9
Нормальная изоляция в настоящее время накладывается при помощи изолирующих машин. Ручная изоляция допускается только в местах, где не может быть использована изоляционная машина. При усиленной и весьма усиленной изоляции первые слои битумного покрытия и первый слой гидроизола накладываются при помощи машины, все последующие слои битума и гидроизола накладываются вручную.
В процесс изоляции входят следующие операции:
очистка внешней поверхности труб до металлического блеска;
наложение праймера (грунтовки);
наложение слоя изоляции и обертывание трубопровода рулонным материалом.
Таблица 45
Типы
противокоррозионной изоляции в зависимости от характера грунта
Тип изоляции
Характер грунта и участков
'Нормальная
Газопроводы, укладываемые в грунты с низкой и нормальной коррозионностью
Усиленная
Газопроводы, укладываемые в грунты с повышенной коррозионностью
Газопроводы, укладываемые в грунты с высокой коррозионностью, с обязательным устройством катодной защиты
Участки газопроводов на переходах железных и автомобильных дорог, при пересечении подземных коммуникаций, на подходах к ГРС в границах городских земель, ответвления к промышленным предприятиям, проходящие через населенные пункты сельского типа, укладываемые в грунты с низкой и нормальной коррозионностью
Переходы через затапливаемые поймы рек
Участки газопроводов, укладываемые в грунты с высоким уровнем грунтовых вод и с повышенной фильтрацией грунтов
Весьма усиленная
Участки газопроводов на подводных частях переходов через реки, каналы и т. п., переходы через топкие болота
Участки переходов через электрифицированные железные дороги независимо от коррозионности грунта
Участки газопроводов на переходах железных и автомобильных дорог при пересечении подземных коммуникаций, на подходах к ГРС в границах городских Земель, ответвления к промышленным предприятиям, проходящие через населенные пункты сельского типа, укладываемые в грунты с высокой коррозионностью
В нолевых условиях на трассе строящегося газопровода изоляция газопровода производится после сварки труб в длинные плети и предшествует укладке трубопровода в траншею.
Очистка труб до металлического блеска, обеспечивающая хорошую при- липаемость праймера к поверхности трубы, и покрытие трубы праймером осуществляются одной комбинированной машиной (фиг. 140, 141, 142). Машина для чистки и прайми- рования труб состоит из рамы, надеваемой на трубу, бензинового двигателя,
Фиг. 140. Машина для очистки и грунтовки труб (общий вид).Фиг. 140. Машина для очистки и грунтовки труб (общий вид).передвигающего агрегат посредством системы передач по трубе и приводящего во вращение механизмы, смонтированные под рамой машины для чистки поверхности трубы и праймирования. Механизм для очистки труб состоит из стальных шарошек, очищающих поверхность трубы, и стальных щеток, окончательно очищающих эту поверхность. Механизм праймирования состоит из кольцевых щеток, движущихся по поверхности трубы
Фиг. 140. Машина для очистки и грунтовки труб (общий вид).
Фиг. 140. Машина для очистки и грунтовки труб (общий вид).
для нанесения праймера, бака для праймера, устанавливаемого на раме позади мотора, и корыта для праймера под рамой. Шарошки и стальные щетки собраны в кольца и крепятся в передней части рамы машины, а механизм праймирования — в задней части рамы машины. Для поддержания машины на трубе в определенном положении имеется прикрепленная к машине с левой стороны (по ходу) штанга; во время движения машины по трубе штанга поддерживается рабочими. При работе машины труба должна быть
Фиг. 141. Машина для очистки и грунтовки труб (вид сбоку).
приподнята с подкладок на высоту 0,8—1 м. Эта операция выполняется трубоукладчиком, движущимся впереди машины и поддерживающим трубу на весу при помощи роликовой тележки (фиг. 143). Жидкий праймер подается в бак машины ведрами из котла, находящегося на прицепе у трубоукладчика. Праймер в котле на ходу подогревается.
Линейная скорость такой машины может достигать 500—700 м в час. Практически машина за смену очищает и праймирует более 2 км газопровода.
За машиной идут двое рабочих (с обеих сторон трубы) с кистями и ведрами, наполненными праймером, и покрывают праймером пропущенные машиной места — это обычно полоски поверхности трубы у валика сварного стыка.
После прохода машины газопровод вновь укладывается на деревянные лежки.
Праймер представляет собой раствор битума № 4 в автомобильном бензине в отношении соответственно 1 : 3 по объему; удельный вес праймера
0,80—0,82. Для приготовления праймера битум кусками загружают в котел, разогревают до жидкого состояния (не выше 220° С), затем сливают в бак, где дают ему остыть до 80° — 90° С, после чего в битум добавляют постепенно бензин в нужной пропорции, интенсивно перемешивая. Готовый праймер наливают в герметически закрывающуюся тару (бочки с завинчивающимися
пробками) и развозят по трассе.
От качества выполнения очистки трубы от окалины и масляных пятен и правильного наложения праймера зависит хорошая прилипаемость изоляции к трубе. В тех местах газопровода, где применение трубоочистительной машины невозможно, труба очищается стальными щетками и праймируется вручную. Следует сказать, что ручная очистка трубы всегда уступает машинной.
Очистка и праймирование труб в сырую, дождливую погоду не допускаются.
Следующей после наложения праймера операцией является наложение изоляции при помощи изоляционной машины. Рекомендуется накладывать изоляцию через 2—3 часа после прайми- рования трубы, т. е. через промежуток времени, необходимый для просыхания праймера. Наложение изоляции не допускается, если праймированная труба простояла более 48 час., так как в этом случае праймер теряет свойства грунтовки и прилипание изоляции к трубе будет неудовлетворительным. В тех случаях, когда изоляция производится
Фиг. 142. Машина для очистки и грунтовки труб (вид спереди).Фиг. 142. Машина для очистки и грунтовки труб (вид спереди).через значительное время после праи- мирования (в особенности при ветреной погоде), перед этой операцией трубу надо протереть сухими тряпками.
Фиг. 142. Машина для очистки и грунтовки труб (вид спереди).
Фиг. 142. Машина для очистки и грунтовки труб (вид спереди).
Изолировочная машина (фиг. 144,
145) состоит из рамы, на которой монтируется бензиновый двигатель, бак для горячего битума, центробежный насос, подающий битум из нижнего
поддона на трубу, и вращающегося кольца в задней части рамы с пальцами для катушек с крафт-бумагой. Существует несколько конструкций изолиро-
г вочных машин.
) Изоляционное покрытие (битум № 4 + 20 — 25% каолина) заклады-
вают в специальные передвижные котлы (фиг. 146), где его при помощи керо-
: синовых форсунок разогревают до температуры не более 220° С. С целью предупреждения коксования не допускается пребывание битумного покрытия
' в котле при температуре свыше 180° С более 3 час. Для наблюдения за температурой разогрева в котле устанавливается термометр на расстоянии 100 мм от дна. Для защиты битумного покрытия от цыли и дождя котел закрывается г крышкой. Размер котла 0,5—1,3 ж3 в завцсимости от диаметра изолируемого l трубопровода.
При изолировочной машине рекомендуется иметь четыре котла и более, которые расставляются по трассе в направлении движения машины. Котел
с готовым битумным покрытием прицепляют к трубоукладчику или трактору, и он передвигается рядом с изоляционной машиной. Горячее битумное покрытие на ходу машин подастся из котла в бак изолировочной машины по гибкому
Фиг. 143. Роликовая тележка.
Фиг. 144. Изолировочная машина для труб больших диаметров.
шлангу при помощи насоса, установленного на указанной машине. Освобожденный в процессе изоляции котел перебрасывается вперед по ходу машины, где вновь наполняется битумным покрытием и разогревается, а к трубоукладчику, следующему за изолировочной машиной, прицепляется ближайший из расставленных по трассе котлов с горячим битумным покрытием.
Рядом с изолировочной машиной движется крытая грузовая машина с рулонами крафт-целлюлозной бумаги (иногда применяется пропитанная битумом асбобумага). Во время смены котлов или рулонов оберточной бумаги изолиро-
Фиг. 145. Изолировочная машина для труб малых диаметров.
Фиг. 146. Котел для битумной изоляции.
вОчная машина останавливается. Наложение горячего битума на трубу в машине производится при помощи вращающегося кольца. Имеются машины с подачей битума одновременно сверху и снизу и машины с подачей битума только сверху на трубу.
Катушки с рулонами бумаги, находящиеся сзади машины, автоматически: обматывают изолированную трубу бумагой, не давая стекать битуму и способствуя созданию равномерного по толщине слоя изоляции. Толщина слоя машинной изоляции достигает 1,6—3 мм, расход битумного покрытия приблизительно 4,5—7 кг на 1 ж2 поверхности трубы. Впереди изолировочной машины, так же как и впереди трубоочистительной машины, движется трубоукладчик с роликовой тележкой, поддерживающей трубу на весу. Скорость изолировочной машины при хорошей организации работ может достигать более 2 км за смену.
Изолированная труба после прохода изолировочной машины спускается на деревянные лежки с подкладкой из мягкого материала (мешки с опилками). Несоблюдение этого правила приводит к порче изоляции, усиленной коррозии трубы в процессе последующей эксплуатации газопровода.
В зимних условиях при температуре ниже +5О С в битумное покрытие с целью придания ему эластичности добавляют солярового масла. Изоляцию в зимних условиях производят по специальной инструкции. При, очень высокой температуре воздуха летом, когда изоляция слишком медленно охлаждается и имеется опасность ее сползания, применяется поливка изоляции водой.
На построенном в последние годы крупном отечественном магистральном газопроводе применялось битумное покрытие, удовлетворяющее следующим условиям.
Содержание каолина, % 20—25
Температура размягчения по методу кольца и шара, °C .80—90
Глубина проникновения иглы при 25° С, мм 15—30
Растяжимость при 25° С не ниже, см 3
Температура излома не выше, °C —6
Содержание влаги на месте производства работ Следы
Температура вспышки не ниже, °C 4-230
Транспортировка и хранениеГОСТ1510-45
Основные требования, предъявляемые к материалам для битумного покрытия, следующие.
Нефтяной битум № 4 (ТУ 432-52, МНП)
Температура размягчения не ниже, °C 70
Растяжимость при 25° С не менее, см 3
Глубина проникновения иглы при 25° С в пределах, мм 21—40
Растворимость в хлороформе или бензоле но менее, % 99
Температура вспышки не ниже, °C 230
Содержание воды на месте производства работ •. . . . Следы
Для битумного покрытия может применяться, также мастика изоляционная битумная (ТУ 470-53 МНП), которая имеет ту же характеристику, что и битум № 4, но с температурой размягчения 70—80° С.
Указанные битумные покрытия в отдельных случаях могут быть заменены смесью других битумов, но с обязательным соблюдением указанных выше требований.
Каолин
Каолин применяется для повышения механической прочности битумного покрытия и добавляется к битуму в количестве 20—25% вес.
В СССР наиболее пригодными для битумных покрытий являются каолин Еленинского месторождения сухого обогащения (ГОСТ 3314-46) и обогащенный каолин Просяновского, Глуховецкого и Положского месторождений (ГОСТ 6138-52).
Влажность каолинов, применяемых для битумного покрытия, не должна превышать 1%.
Г и д р о и з о л
Гидроизол — асбестовая рулонная бумага, пропитанная нефтяным беспарафинистым •битумом, имеющим следующую характеристику.
Температура размягчения пропиточной битумной массы не ниже, °C 50
Глубина проникновения иглы в пропиточную массу при 25° С, мм 40—70
Отношение веса пропиточной массы к весу абсолютно сухой асбестовой бумаги не менее 0,55—1,0
Сопротивление разрыву полоски размером 50x180 мм не менее, кГ 35
Ширина полотна, мм 950 ± 5
Длина полотне! в рулоне, м 20
Должен выдерживать испытание на гибкость при температуре от 4-15° до +20° С при'навивании на стержень диаметром 20 мм и при сгибании под углом 180°.
К р а ф т-5 у м ага
Для обертывания изолированных труб может быть применена бумага мешочная первого и второго сорта (ГОСТ 2228-51) и бумага крафт-оберточная (ГОСТ 777-41), крафт-целлюлозная клееная в виде рулонов.
Отбор проб и испытание бумаги производятся по ГОСТ 1782-42, а намотка рулонов—по ГОСТ 1641-42.
Бензин
’ Бензин применяется для грунтовки (праймирования) и для смывания с поверхности труб масляных и других загрязнений перед очисткой.
Для приготовления грунтовки применяется неэтилированный автомобильный -бензин (ГОСТ 2084-51). Допускается замена этого бензина авиационным.
Фиг. 147. Подъем изолированной трубы мягким полоФиг. 147. Подъем изолированной трубы мягким полотенцем.тенцем.
Фиг. 147. Подъем изолированной трубы мягким поло
Фиг. 147. Подъем изолированной трубы мягким поло
тенцем.
тенцем.
Перед укладкой газопровода в траншею проверяют прилипаемость изоляции и дефектоскопом определяют наличие неизолированных мест и трещин. Прилипаемость изоляции к трубе, а также обмотки для покрытия проверяют надрезанием изоляции по двум сходящимся под углом 45—60° линиям и отдиранием изоляции от вершины угла. Изоляция от поверхности трубы и обертка от изоляции отставать не должны, в противном случае изоляция бракуется.
Дефектоскоп состоит из двух металлических полуколец со щетками из металлической проволоки, в которые подается от аккумулятора через индукционную катушку ток напряжением 10 000 в (сила тока ничтожная, рассчитанная на то, чтобы не пострадали рабочие, оперирующие этим прибором). Прибор проносят вдоль газопровода так, чтобы щетки отстояли от изоляции на расстоянии 10—12 мм. При передвижении щеток вдоль трубы на тело трубы со щеток проскакивает искра в местах, где изоляция повреждена или имеются неизолированные участки. Эти места отмечают мелом и затем исправляют.
При укладке изолированной трубы в траншею необходимо следить за тем, чтобы изоляция не была повреждена. Трубоукладчики, опускающие- в траншею трубу, должны быть снабжены мягкими полотенцами (фиг. 147). Особенно осторожно необходимо укладывать трубы в траншею в осенне-зимний период, когда изоляция из-за низкой температуры становится хрупкой и легко дает трещины.
Все операции по изоляции труб регулируются техническими условиями, разрабатываемыми для каждого строящегося газопровода.
Катодная или протекторная защита
Для защиты трубопроводов от коррозии в особо коррозионных местах трассы применяют в дополнение к битумной изоляции катодную или протекторную защиту. Обычно катодную или протекторную защиту устанавливают через 2—5 лет после укладки газопровода в землю в зависимости от данных проверки состояния изоляции и коррозии труб.
Как ранее указывалось, почвы, в которых прокладываются газопроводы, весьма неодинаковы. В некоторых почвах на трубопроводах,* уложенных без изоляции, в течение 50 лет не замечалось коррозии, в других, наоборот, трубопроводы выходят из строя в результате коррозии в течение 3—4 лет.
Наличие в почве влаги, солей, кислорода, водородных и гидроксильных ионов создает благоприятные условия для возникновения катодных и анодных участков на поверхности металла трубы и соответствующей коррозии металла. Для прекращения действия возникающих гальванических пар необходимо создать большое внутреннее сопротивление (изоляция трубы битумом) или уничтожить действие анодных участков путем наложения отрицательного потенциала на трубопровод от внешнего источника постоянного тока. Этого достигают путем применения на трубопроводе катодной защиты.
Уничтожение анодных участков может быть достигнуто также применением протекторной защиты.
В процессе проектирования на выбранной трассе газопровода определяют коррозионность почв. На основании полученных результатов устанавливают типы изоляции и проектируют катодную защиту газопровода от коррозии.
Для того чтобы защита от коррозии была наиболее эффективной, необходимо:
в период строительства при укладке газопровода в траншею приварить к нему на расстоянии 0,5—1 км железные стержни, которые выводятся на иоверхность земли; стержни (контрольные выводы) надо изолировать и по-
местить в железный стакан (отрезок трубы); контрольные выводы служат для присоединения катодной защиты и контроля за коррозией газопровода;
путем измерения градиента потенциалапутем измерения градиента потенциалаФиг. 148. Схема замера сопротивления почвы1 методом Шлюмберже.Фиг. 148. Схема замера сопротивления почвы1 методом Шлюмберже.определить коррозию газопровода по всей трассе и установить состояние его изоляционного покрытия почвы вдоль газопровода или другими методами.
путем измерения градиента потенциала
путем измерения градиента потенциала
Фиг. 148. Схема замера сопротивления почвы1 методом Шлюмберже.
Фиг. 148. Схема замера сопротивления почвы1 методом Шлюмберже.
После определения опасных зон коррозии проверяют состояние изоляции на этих участках путем вскрытия и осмотра газопровода в отдельных точках в интервале 100—200 м и на остальных участках газопровода через 1000 м. Для этого в каждой точке путем шурфования открывают для осмотра не менее 1 м газопровода.
А, В, М, N — электроды; А' — амперметр; П—по-тенциометр; S — батарея.А, В, М, N — электроды; А' — амперметр; П—по-тенциометр; S — батарея.Для определения коррозионности почв по трассе при проектировании газопровода у нас обычно пользуются методом Шлюмберже,
А, В, М, N — электроды; А' — амперметр; П—по-тенциометр; S — батарея.
А, В, М, N — электроды; А' — амперметр; П—по-тенциометр; S — батарея.
заключающимся в определении кажущегося сопротивления почвы в точке замера (фиг. 148). Источник постоянного тока через электроды А и В пропускает в почву ток. Потенциометром П замеряют разность потенциалов между внутренними электродами М и N. При известной силе тока по закону Ома определяют величину видимого сопротивления почвы, выражаемую обычно в ом м21м.
Электродами служат медные пикеты, которые при замерах забивают в почву на глубину 5—6 см. Полевой потенциометр при соответствующих переключениях позволяет определить силу тока в цепи А—В и разность потенциалов между М и N. Данные отдельных замеров наносят на график, где по абсциссе даны расстояния по трассе, а по ординате показатели замера.
сточными водами и другие факторы, но важнейшими из них являются влажность почвы и степень проникновения к трубе воздуха, сильно ускоряющего- коррозию.сточными водами и другие факторы, но важнейшими из них являются влажность почвы и степень проникновения к трубе воздуха, сильно ускоряющего- коррозию.На величину коррозии влияют строение почвы, климатические условия, болотистость, засоленность, загрязнение почв
сточными водами и другие факторы, но важнейшими из них являются влажность почвы и степень проникновения к трубе воздуха, сильно ускоряющего- коррозию.
сточными водами и другие факторы, но важнейшими из них являются влажность почвы и степень проникновения к трубе воздуха, сильно ускоряющего- коррозию.
Фиг. 149. Схема измерения градиента потенциала.
Метод измерения гра- П— потенциометр; М, N — неполяризующиеся электроды;„
1—5 — последовательность замеров.Диента потенциала ПОЧВЫ
вдоль газопровода, пролежавшего в грунте в течение нескольких лет, позволяет определить места на газопроводе, подвергающиеся коррозии, или имеющиеся нарушения изоляционного покрытия на своей поверхности. При этом сопоставление графиков градиента потенциала и сопротивления почвы дает возможность еще более точно определить опасные места.
При этом методе разность потенциалов определяется при помощи установки, состоящей из полевого потенциометра (марки ЭП-1М или ЭП-1) и двух заземлений, осуществляемых неполяризующимися электродами М и N (фиг. 149). Измерения можно производить продольным и поперечным способами. Продольные измерения градиента потенциала производят при последовательном поочередном перемещении измерительных электродов вдоль трассы на расстояние 25 м. Неполяризующиеся электроды М и N устанавливают
в ямки глубиной 10—20 см над трубопроводом в вертикальном положении на расстоянии 25 м друг от друга.
В качестве заземлений используют неполяризующиеся электроды завода «Геологоразведка». Электрод состоит из трубки, сделанной из электролитической меди и вставленной в пористый сосуд. Сосуд заполняют насыщенным раствором химически чистого медного купороса. При поперечном замере электрод М заземляют над газопроводом, а электрод 7V выносят на расстояние 15 м перпендикулярно оси газопровода. Затем оба электрода последовательно переносят на расстояние выбранного шага в 25 м при неизменном положении их относительно газопровода. Все показания замеров по обоим .способам наносят на соответствующие графики.
Фиг. 150. График градиента потенциала, измеренного поперечным методом.
ЛУ — градиент потенциала; L — длина газопровода; косыми линиями заштрихованы анодные зоны.
Плавное изменение градиента потенциала до ±15 мв принимают за нормальное состояние газопровода. Вскрытие газопровода в первую очередь требуется при значениях градиента от ±40 зм и выше. Участки с резкими изменениями градиента ±15 и ±40 мв также считаются опасными и подлежат вскрытию. •
На фиг. 150 и 151 даны в качестве примера графики продольного и поперечного замеров.
Приведенные определения сопротивления почвы и градиента потенциала позволяют более точно намечать участки газопровода, подлежащие катодной или протекторной защите.
Принципиальная схема катодной защиты показана на фиг. 152. В качестве источника тока для катодной защиты применяются генераторы постоянного тока с двигателями внутреннего сгорания, с ветряным двигателем типа ВД4-3,5, аккумуляторы и различные выпрямители тока для тех участков газопровода, где имеется внешний источник переменного тока, или же катодная защита питается током от электрогенератора компрессорной станции. Наибольшее распространение у нас имеют селеновые выпрямители типа ВСГ-ЗМ и ВСА-6М и в меньшей степени ветряные двигатели ВД4-3,5.
При катодной защите отрицательный полюс источника постоянного тока подключается при помощи кабеля к газопроводу, а положительный — к специальному заземлению — аноду. Ток, выходящий с анодного заземления в почву, производит электрическое растворение металла, вследствие чего анод постепенно разрушается. Анодом служит батарея забитых в землю стальных старых труб или старых рельсов, балок и т. п.
Селеновые выпрямители устанавливают на трассе газопровода в специальной металлической будке с естественной вентиляцией, а аккумуляторы
ветряного двигателя — в колодцах в земле. Ветряные двигатели устанавливают на трассе газопровода в степных районах, однако к серьезным недостаткам этой установки нужно отнести возможность продолжительных простоев
Фиг. 151. График градиента потенциала, измеренного продольным методом.Фиг. 151. График градиента потенциала, измеренного продольным методом.ДУ — градиент потенциала; L — длина газопровода; II и V — опасные зоны в точках 1, 2, 3, 6, 7, 8 и 9, требуется вскрытие трубопровода в первую очередь; III — опасная зона в точках 4 и 5, требуется вскрытие трубопровода во вторую очередь; I и IV—зоны неопасные.ДУ — градиент потенциала; L — длина газопровода; II и V — опасные зоны в точках 1, 2, 3, 6, 7, 8 и 9, требуется вскрытие трубопровода в первую очередь; III — опасная зона в точках 4 и 5, требуется вскрытие трубопровода во вторую очередь; I и IV—зоны неопасные.
Фиг. 151. График градиента потенциала, измеренного продольным методом.
Фиг. 151. График градиента потенциала, измеренного продольным методом.
ДУ — градиент потенциала; L — длина газопровода; II и V — опасные зоны в точках 1, 2, 3, 6, 7, 8 и 9, требуется вскрытие трубопровода в первую очередь; III — опасная зона в точках 4 и 5, требуется вскрытие трубопровода во вторую очередь; I и IV—зоны неопасные.
ДУ — градиент потенциала; L — длина газопровода; II и V — опасные зоны в точках 1, 2, 3, 6, 7, 8 и 9, требуется вскрытие трубопровода в первую очередь; III — опасная зона в точках 4 и 5, требуется вскрытие трубопровода во вторую очередь; I и IV—зоны неопасные.
22Фиг. 152. Принципиальная схема катодной защиты.Фиг. 152. Принципиальная схема катодной защиты.1 — ток, растекающийся из анодного заземления в почву и проникающий в трубу через дефектные места изоляции; 2 — анодное заземление; 3 — кабель; 4 — источник постоянного тока; 5 — направление тока в трубе; 6 — изолированный газопровод; 7 — дефекты изоляции.1 — ток, растекающийся из анодного заземления в почву и проникающий в трубу через дефектные места изоляции; 2 — анодное заземление; 3 — кабель; 4 — источник постоянного тока; 5 — направление тока в трубе; 6 — изолированный газопровод; 7 — дефекты изоляции.
2
2
Фиг. 152. Принципиальная схема катодной защиты.
Фиг. 152. Принципиальная схема катодной защиты.
1 — ток, растекающийся из анодного заземления в почву и проникающий в трубу через дефектные места изоляции; 2 — анодное заземление; 3 — кабель; 4 — источник постоянного тока; 5 — направление тока в трубе; 6 — изолированный газопровод; 7 — дефекты изоляции.
1 — ток, растекающийся из анодного заземления в почву и проникающий в трубу через дефектные места изоляции; 2 — анодное заземление; 3 — кабель; 4 — источник постоянного тока; 5 — направление тока в трубе; 6 — изолированный газопровод; 7 — дефекты изоляции.
из-за отсутствия ветра. В этих случаях аккумуляторы могут истощиться и ’груба останется без тока.
Минимальная величина искусственно накладываемого на газопровод потенциала в крайних точках защитной зоны не должна быть менее 0,285 в. При значениях потенциала ниже 0,285 в защита будет недостаточной. Мак-
симальное значение наложенного потенциала в точке дренажа не должно превышать 0,8 в. Более высокий потенциал вреден, так как вызывает выделение водорода, который может привести к отделению изоляции от трубы. На тех участках газопровода, где битумная изоляция отсутствует или находится в очень плохом состоянии, временно в точке дренажа можно повысить потенциал до 1,0— 1,5 в с целью увеличения защитной зоны (до проведения работ по ремонту изоляции). Защитная плотность тока лежит в пределах 4—300 ма(м2 и зависит от типа почвы.
станции определяют измерением естестанции определяют измерением естеЭффективность работы катодной
станции определяют измерением есте
станции определяют измерением есте
ственного и наложенного потенциалов труба — почва при помощи потенциометра ЭП-1М с компенсатором и медяосульфатного электрода (фиг. 153). Эти измерения проводят вдоль трубопровода в точках контрольных выводов. По полученным данным строят график распределения потенциала вдоль трубы. Если потенциал резко изменяется при небольших расстояниях от точки 25 Заказ 1377.
дренажа (фиг. 154), то зона защитного действия будет малой. Слабое защитное действие есть результат плохого состояния изоляции или утечки тока на близко расположенные от трубопровода металлические сооружения. При плавном изменении потенциала по мере удаления от точки дренажа защитное действие катодной станции будет большим и достигнет 10 км и более (фиг. 155). В этом случае изоляция газопровода будет в хоро шем состоянии.
Фиг. 154. График распределения потен* циала вдоль газопровода при наличии селенового выпрямителя.V — потенциал; L — длина газопровода; 1 — защитная зона; 2 — 27,5 а, 11,3 в; 3 — общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — селеновый выпрямитель ВСГ-ЗМ.Фиг. 154. График распределения потен* циала вдоль газопровода при наличии селенового выпрямителя.V — потенциал; L — длина газопровода; 1 — защитная зона; 2 — 27,5 а, 11,3 в; 3 — общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — селеновый выпрямитель ВСГ-ЗМ.Фиг. 153. Схема измерения потенциала труба—почва.Фиг. 153. Схема измерения потенциала труба—почва.1 — газопровод; 2 — провод; 3 — контрольная колонка; 4 — контактное устройство; 5 — непо- ляризующийся электрод; 6 — потенциометр ЭИ-1М.
Фиг. 154. График распределения потен* циала вдоль газопровода при наличии селенового выпрямителя.
V — потенциал; L — длина газопровода; 1 — защитная зона; 2 — 27,5 а, 11,3 в; 3 — общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — селеновый выпрямитель ВСГ-ЗМ.
Фиг. 154. График распределения потен* циала вдоль газопровода при наличии селенового выпрямителя.
V — потенциал; L — длина газопровода; 1 — защитная зона; 2 — 27,5 а, 11,3 в; 3 — общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — селеновый выпрямитель ВСГ-ЗМ.
Фиг. 153. Схема измерения потенциала труба—почва.
Фиг. 153. Схема измерения потенциала труба—почва.
Фиг. 155. График распределения потенциала вдоль газопровода при наличии ветряного двигателя. V — потенциал; L—длина газопровода; 1 — защитная зона более 10 -км; 2 — 10 а, 10,5 в; 3—общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — ветряной двигатель ВДУ-3,5, точка дренажа— 182 клиФиг. 155. График распределения потенциала вдоль газопровода при наличии ветряного двигателя. V — потенциал; L—длина газопровода; 1 — защитная зона более 10 -км; 2 — 10 а, 10,5 в; 3—общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — ветряной двигатель ВДУ-3,5, точка дренажа— 182 клиУстройство протекторной защиты чрезвычайно просто. Протектор представляет собой болванку, отлитую из специального сплава цветных металлов. Протектор, помещенный в смесь специальных солей, погружают в почву
Фиг. 155. График распределения потенциала вдоль газопровода при наличии ветряного двигателя. V — потенциал; L—длина газопровода; 1 — защитная зона более 10 -км; 2 — 10 а, 10,5 в; 3—общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — ветряной двигатель ВДУ-3,5, точка дренажа— 182 кли
Фиг. 155. График распределения потенциала вдоль газопровода при наличии ветряного двигателя. V — потенциал; L—длина газопровода; 1 — защитная зона более 10 -км; 2 — 10 а, 10,5 в; 3—общий потенциал; 4 — естественный потенциал. Источник тока — ветряной двигатель ВДУ-3,5, точка дренажа— 182 кли
на глубину до 2 м на расстоянии 3—6 м от газопровода. Газопровод и протектор замыкают накоротко при помощи хорошо изолированного провода, изоляция которого не должна разрушаться от длительного пребывания в почве. В образованной таким образом гальванической паре роль анода выполняет протектор.
Протекторы в намеченном к защите участке ставят вдоль газопровода с шагом 35 и 70 м. Шурфы для их установки роют ручным буром.
Контроль работы протекторной защиты производится аналогично контролю катодной защиты, но с некоторыми изменениями. При нормальной работе протектора величина защитного тока должна быть в пределах 45—60 ма.
Установка протекторной защиты ввиду большого расхода цветных металлов целесообразна лишь на отдельных участках газопровода небольшой длины, удаленных от внешних источников электроэнергии.
РЫТЬЕ ТРАНШЕЙ И УКЛАДКА ГАЗОПРОВОДА
Рытье траншей в зависимости от времени года, местных условий и принятого метода работ либо предшествует развозке и сварке труб, опережая последние на 10—15 км для создания фронта работ, либо производится после полной подготовки газопровода к укладке на данном участке.
В осенне-зимних условиях, когда выпадает много осадков или промерзает грунт, траншею роют обычно по окончании подготовки газопровода кукладке. Во избежание дополнительных работ по очистке траншеи газопровод целесообразно укладывать вслед за канавокопателем. Если газопровод длительное время не будет уложен в готовую траншею, то стенки траншеи, особенно в песчанистых грунтах, могут обвалиться, что приведет к дополнительным работам по очистке дна траншеи от грунта. При правильной организации работ укладка газопровода в траншею производится в течение трех суток (не более) с момента готовности траншеи.
Магистральные газопроводы укладывали обычно на 100—200 мм ниже зоны промерзания грунта, считая от верха трубы. Зону промерзания определяют по данным многолетних наблюдений метеорологических станций без учета наличия снегового покрова. При соблюдении этих условий в Европейской части СССР при диаметрах газопровода 300—600 мм глубина траншей составляла 1,8—2,5 м. Такие глубины укладки выбирали, чтобы обеспечить газопроводу минимальные температурные изменения и, следовательно, минимальные продольные напряжения.
Значительная глубина укладки, естественно, сопряжена с громадным объемом земляных работ и затрудняет наблюдения и ликвидацию аварий на газопроводе в процессе эксплуатации, особенно в зимнее время. Например, для ликвидации аварии в зимних условиях на газопроводе диаметром 123//', уложенном на глубине 1,9 м, 80% времени затрачивается на подготовительные работы и только 20% на ликвидацию аварии. Кроме того, на таких глубинах грунтовые воды встречаются чаще, чем при меньших глубинах, что вызывает дополнительные затруднения и затраты при строительстве газопроводов.
Указанные, а также другие факторы вызвали стремление уменьшить глубину заложения магистральных газопроводов и укладывать их в зоне промерзания грунтов. Однако требовались экспериментальные исследования, которые могли бы с достаточной полнотой и убедительностью обосновать новое решение. Такие исследования проведены в 1948—1950 гг. Институтом мерзлотоведения Академии наук СССР совместно с ВНИИГАЗ, НИИСтройнефтью, Управлением газопровода Саратов—Москва и другими организациями. Целью теоретических и экспериментальных работ было:
выявление температурного режима трубопроводов и окружающих их грунтов;
определение механической прочности труб и их соединений;
выявление сохранности изоляционных покрытий.
В результате были получены данные, которые показали следующее.
На естественных площадках Европейской части СССР со снежным покровом даже на глубинах 0,8—1,0 м преобладают положительные температуры на протяжении всего года. Лишь в немногих районах (преимущественно на юго-востоке), где зимой на указанной глубине наблюдается отрицательная температура, последняя не превышала десятые доли градуса и лишь в отдельных пунктах достигала —1° С.
При небольших отрицательных температурах большинство мерзлых грунтов благодаря присутствию в них большого количества незамерзающей воды мало отличается пр своим физико-механическим свойствам от талого грунта.
Понижение температуры на 1° С вызывает возникновение в газопроводе растягивающих продольных напряжений, равных 25,2 кГ}смг. Увеличение минимума температуры при уменьшении глубины заложения газопровода с 1,6—2,0 до 0,8—1,0 м составляет 2—3° С. Развивающееся при этом дополнительное растягивающее напряжение может достигать 50—75 кГ^см?, что является очень малой величиной по сравнению с запасом прочности стального трубопровода. Анализ аварий, происходивших на газопроводах, показал, что они, как правило, были в зимний период, причем 96% аварий произошло по верхней и нижней образующей трубы, т. е. вследствие изгибающих (а не продольных растягивающих) напряжений, вызванных неправильной укладкой газопровода в траншею.
Проверка истинных напряжений труб в эксплуатационных условиях показала, что труба независимо от глубины заложения перемещается в грунте. Особенно большой величины достигают поперечные перемещения (в отдельных случаях 1,8—2 мм\ При повышении давления газа в трубе последняя перемещается всегда от центра кривизны оси трубы, а при понижении давления — к центру кривизны оси трубы. При замерзании грунта перемещения .трубы заметно уменьшаются и увеличивается коэффициент защемления трубы грунтом. Зависимость перемещения трубы и деформации ее сечения от давления газа близка к линейной.
Продольные напряжения во всех случаях меньше кольцевых. Перемещения трубы подтверждают представление о существовании вокруг трубы некоторого свободного пространства, образующегося в результате отжимания грунта перемещающейся трубой вокруг своего периметра.
Отрицательные температуры до минус 1—2° С практически не уменьшают защитных свойств изоляции. Сила сцепления изоляции с телом трубы в несколько раз больше силы сцепления изоляции с грунтом. Этим было подтверждено, что при укладке газопровода в зоне промерзания последняя не может неблагоприятно влиять на изоляцию труб, однако необходима особенно тщательная очистка труб перед наложением изоляции.
В итоге исследований сделаны следующие основные выводы:
на территории Европейской части СССР можно укладывать магистральные газопроводы для осушенного газа независимо от промерзания грунта на глубине 0,7—0,8 ж (считая от верхней образующей трубы), обеспечивающей защиту труб от механических повреждений;
в случаях, когда газопровод укладывается ниже зоны промерзания (например, при транспортировке неосушенного газа), зону промерзания следует определять, исходя из данных метеорологических станций, установленных для грунта со снежным покровом.
Проведенные исследования используются в настоящее время при строительстве магистральных газопроводов.
При переходах через реки глубина траншей устанавливается проектной организацией в зависимости от режима реки и качества грунтов на ее дне. В большинстве случаев эта глубина составляет 1—2 м, считая от дна реки, и только для горных рек она иногда достигает 3,5 м.
Ширину траншей для труб диаметром 12—16" принимают на 250—350 мм больше диаметра трубы; при трубах диаметром 26" ширина траншеи достигает 1 м. Креплений стенок траншей и устройства откосов по возможности избегают.
Фиг. 156. Дисковый канавокопатель.
Рытье траншей осуществляется мощными канавокопателями. Эти машины выпускаются различных моделей в зависимости от сечений трубопровода и необходимой глубины траншеи. Очень хорошо показали себя в эксплуатации дисковые канавокопатели (фиг. 156).
Канавокопатель движется по трассе соответственно вешкам, установленным в процессе разбивки трассы. Вынутый грунт по транспортеру канавокопателя отбрасывается на левую сторону трассы; грунт отваливается с таким расчетом, чтобы по левой стороне траншеи был проход шириной 1—1,5 м. При выемке грунта на глубину до 1,5—1,6 м дисковый канавокопатель* за сутки может дать 2—3 км готовой траншеи. После канавокопателя траншея подчищается вручную рабочими.
В местах подхода трассы к рекам, болотам, при сыпучих грунтах применяют одноковшовые экскаваторы и драглайны. В скальных грунтах производят обычно взрывные работы. В этом случае глубина траншеи на 200—300 мм больше номинальной. В такую траншею насыпают слой мягкого грунта толщиной 200—300 мм, который служит «подушкоц» для газопровода.
При укладке газопровода в траншею учитывают необходимость компенсации передвижения трубы в траншее в связи с температурными изменениями и нагрузкой грунта при засыпке, т. е. дают возможность газопроводу правильно лечь в грунте с равномерным распределением всех нагрузок и напряжений по длине трубы. С целью температурной компенсации применяется укладка газопровода в траншею так называемой горизонтальной змейкой
Фиг. 157. Трубы, сваренные в виде волнистой линии на бровке.
Фиг. 158. Укладка труб вертикальной змейкой.
или горизонтальными волнами. Для этого газопровод на бровке сваривают в виде волнистой линии (фиг. 157), что обеспечивает компенсацию по длине газопровода при укладке его в траншею. На длинных равнинных участках трассы некоторые специалисты рекомендуют для компенсации температурных напряжений укладывать газопровод в виде вертикальной змейки, для чего через определенные промежутки газопровод укладывается над траншеей на опорах (фиг. 158 и 159). Уложенные таким образом в траншею трубы засыпают,
за исключением мест выхода волн трубопровода на поверхность. После такой засыпки при помощи трубоукладчиков из-под труб вынимают лежки, снимают пояса и трубы уже по всей длине опускают в траншею с последующей их засыпкой. При этом трубы не ложатся полностью на дно траншеи и остается так называемый вертикальный компенсатор. Другими словами, эти волны создают в газопроводе необходимое осевое сжимающее усилие, которое в условиях зимних низких температур компенсирует создающееся растягивающее усилие. В этом случае газопровод полностью ляжет по дну траншеи в первый зимний период, т. е. при резком понижении температуры.
• ' ' 'Дно траншеи ' "
Фиг. 159. Подвеска трубы при укладке змейкой.
Как отмечено выше, растягивающие или сжимающие напряжения при этом достигают приблизительно 25 кГ/см2 на 1° С изменения температуры.
Укладка газопровода вертикальной змейкой с целью предотвращения растягивающих усилий предполагает создание предварительных продольных •сжимающих усилий в газопроводе, равных 500—800 кГ/см2.
Проектной организацией Укргипрогаз дан приближенный расчет вертикальной змейки. Согласно этому расчету вертикальная змейка для магистрального газопровода, прокладываемого в средней полосе Европейской части СССР, имеет следующие параметры.
Размеры труб, мм
Марка стали труб
Предел текучести стали труб, к Г /см2
Расстояние от дна траншеи до низа трубы в середине волны, м
Расстояние между серединами двух волн (в м) при температуре укладываемого газопровода
15°
20°
25°
30°
35°
40°
529x8
МК
3500
1,5
1100
550
350
270
220
180
529X9
МК
3500
1,5
1100
550
350
270
220
180
529x12
Ст. 2
2100
0,9
450
230
150
120
90
75
377x10
Ст. 2
2100
0,8
430
220
150
110
90
75
Укладка трубопровода в виде вертикальной змейки имеет большое значение для труб больших диаметров (более 20").
Некоторые специалисты считают, что применение вертикальной змейки нецелесообразно.
Работники НИИСтройнефти, проводившие экспериментальные исследования по укладке трубопроводов змейкой, считают, что предварительные- сжимающие напряжения на практике составляют 30—40%, а зачастую 15— 20% от расчетных. Для того чтобы получить расчетные сжимающие усилия,, необходимо предотвратить продольный изгиб труб, что можно достигнуть, укладывая трубопровод змейкой, как указано на фиг. 159; однако по мнению работников НИИСтройнефти эти работы чрезвычайно трудоемки и требуют осторожного проведения. Далее, они считают, что удлинение прямолинейных участков трубопровода волнами уменьшает его продольную подвижность и одновременно при тех же размерах волн снижает получаемое усиление сжатия и увеличивает длину незасыпанных частей, а увеличение стрелы подъема волн увеличивает напряжение изгиба в трубах до предела текучести металла. Применение длинных плетей (длиной более 400—500 ж) может вызвать значительные растягивающие напряжения, которые уменьшают сжимающие усилия, создаваемые при опускании трубопровода змейкой на дно траншеи.
Учитывая также использование в основном тонкостенных труб для прокладки магистрального трубопровода и трудности укладки его змейкой, работники НИИСтройнефти приходят к выводу о нецелесообразности такой укладки и предлагают обычную укладку, но с созданием таких условий проведения работ, при которых в трубопроводе не будут возникать растягивающие усилия при подтягивании длинного конца плети. Этого можно достигнуть при работе тремя трубоукладчиками путем создания небольших волн на весу при подъеме трубы с лежек перед ее укладкой в траншею. Такие волны при укладке в траншею распрямляются и должны предотвратить появление растягивающих усилий в трубе.
При укладке газопровода в траншею на пересеченных участках трассы, где газопровод повторяет рельеф местности, устройства вертикальных компенсаторов не требуется.
На переходах через овраги газопровод плотно кладут на дно траншеи в нижней части оврага, а в местах перехода из оврага в горизонтальное положение (на выходах из оврага) оставляют зазор (компенсатор) между газопроводом и дном траншеи в 200—300 мм. На горизонтальных кривых трассы газопровод при укладке прижимают к выпуклой стороне траншеи. При переходе через овраги и реки с очень крутыми и высокими берегами газопровод, закрепляют при помощи железобетонных якорей.
Укладка газопровода в траншею производится тракторными трубоукладчиками (фиг. 160) или самодвижущимися кранами других конструкций- Для спуска применяются пояса-полотенца из брезентовой прорезиненной ткани (фиг. 161). Спуск газопровода малого диаметра может быть осуществлен одним трубоукладчиком.
Для спуска газопроводов диаметром 12—14" требуется не менее двух трубоукладчиков, причем спуск ведется следующим образом. Первый трубоукладчик поддерживает плеть газопровода на весу нац траншеей, второй,, находящийся впереди первого на расстоянии 30—70 м (расстояние зависит от веса и диаметра трубопровода и рельефа местности), в это время приподнимает плеть с подкладок, подтягивая трос без изменения угла наклона стрелы; затем стрела несколько опускается, вследствие чего газопровод передвигается ближе к оси траншеи. После этого первый трубоукладчик опускает плеть газопровода в траншею, пояс снимается и трубоукладчик переходит на новое*
Фиг. 160. Укладка газопровода с оставлением вертикального изгиба.
Фиг. 161. Применение полотенца из брезентовой ткани при укладке газопровода.
место впереди второго трубоукладчика на расстоянии 30—70 м, где выполняет работу аналогично второму. После этого второй трубоукладчик опускает стрелу с таким расчетом, чтобы плеть газопровода разместилась на оси траншеи. Затем операции повторяются. Укладка газопроводов диаметром 18 — 20" производится не менее чем тремя трубоукладчиками (фиг. 162), а при пересеченном рельефе местности — 5—7 трубоукладчиками. Опытные мастера и водители трубоукладчиков достигают высокой скорости укладки. Плеть газопровода диаметром 20", протяженностью 1 км опытные работники укладывают за П/з—2 часа.
Летом рекомендуется опускать газопровод в траншею до 8—9 час. утра и немедленно засыпать или присыпать уложенный газопровод землей.
Фиг. 162. Укладка труб в траншею тремя трубоукладчиками.
Засыпка производится бульдозерами, драглайнами и другими механизмами. Во избежание повреждения изоляции рекомендуется первый слой земли (200—300 мм^ насыпать на газопровод механическими лопатами (фиг. 163), а затем заканчивать засыпку бульдозерами. Скорость засыпки зависит от оснащенности участка соответствующими механизмами.
Для сохранения изоляции газопровода при засыпке в первом слое земли не должно быть камней, крупного гравия и кусков слежавшегося грунта. На участки со скалистым грунтом для засыпки первого слоя завозят и подготовляют вдоль трассы песок или другой мягкий грунт. По окончании засыпки над газопроводом насыпается валик земли высотой 200—300 мм. Засыпку трубопровода в зимних условиях можно производить лишь при наличии талого грунта для засыпки первого слоя толщиной не менее 200 мм.
Опыт эксплуатации газопроводов показал, что многие случаи разрывов трубопроводов являются результатом укладки труб без соблюдения соответствующих технических условий, поэтому все операции укладки и засыпки газопровода ведутся под непосредственным контролем представителей заказчика.
Фиг. 163. Засыпка траншеи механической лопатой.
ПЕРЕХОДЫ ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ, ШОССЕ, РЕКИ И БОЛОТА
При пересечении железных дорог и шоссе I и II классов газопровод заключают в кожух (фиг. 164). Глубина укладки газопровода не менее 1,8 м, считая от верхней образующей футляра до подошвы шпал. Расстояние от оси железнодорожного пути до вытяжных свечей должно быть 40 м, а от оси шоссе — не менее 20 м. Высота свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
Обычно в насыпи полотна железной дороги горизонтально бурят отверстие диаметром, приблизительно равным диаметру кожуха, и через него продавливают кожух. Бурят специальным буром (фиг. 165), состоящим из мотора, редуктора, смонтированного на раме с салазками, и бура. Глубина заложения кожуха обычно составляет не менее 1,8 м от верхней образующей кожуха до полотна шоссе или до подошвы шпал железнодорожного пути. Устройство переходов и глубина их заложения в каждом отдельном случае согласовываются с соответствующими железнодорожными организациями.
На трубы газопровода, укладываемые в кожухе, под дорогой, наваривают направляющие (фиг. 166), а стыки усиливают накладными приварными муфтами (фиг. 167), после чего трубы изолируют и протаскивают через кожух. Места выхода газопровода из кожуха уплотняют специальными муфтами с резиновыми уплотнениями (фиг. 168). Пространство между трубой и кожухом сообщается с атмосферой посредством отводов.
Трубы газопровода на всех переходах через дороги, реки и болота должны быть толстостенными (9—12 мм). Все стыковые соединения проверяются гамма-лучами.
Фиг. 164. Схема прохода газопровода под железнодорожным полотном.■
Переходы через дороги местного значения, ручьи, мелкие реки и каналы с зеркалом воды до 20 м устраивают без каких-либо дополнительных сооружений. Через крупные реки с зеркалом воды свыше 20 м и через болеем
Фиг. 165. Горизонтальное бурение под полотном шоссе.
мелкие реки с неустойчивыми берегами устраивают подводные переходы или переходы на специальных канатных мостах. В последние годы газопроводы прокладывают преимущественно по дну рек. Если ранее переходы через крупные реки устраивали из 4—6 ниток диаметром 10—16", то в настоящее время ограничиваются 2—3 нитками. Диаметр трубы для перехода зависит от диаметра магистрали, и обычно площадь сечения труб в сумме превышает площадь сечения основной нитки в 1,75—3 раза. Глубина заложения газопровода
® русле рек зависит от режима реки. Вопрос о глубине заложения решается в этих случаях проектной организацией по данным многолетних наблюдений
за режимом реки и анализа грунтов в русловой части. При прокладке двух и более ниток по дну реки расстояние между ними должно быть не менее 30 м.
Фиг. 167. Приварная муфта.Фиг. 167. Приварная муфта.Фиг. 166. Приваренные направляющие трубы в кожухе.1 — труба; 2 — кожух; 3 — направляющая.Фиг. 166. Приваренные направляющие трубы в кожухе.1 — труба; 2 — кожух; 3 — направляющая.Фиг. 168. Муфта для уплотнения газопровода в кожухе.Фиг. 168. Муфта для уплотнения газопровода в кожухе.Метод прокладки газопровода через реки зависит от условий работ и наличия соответствующих механизмов. В одних случаях отводят русло реки и затем роют траншею поперек основного русла. При этом трубу укладывают
Фиг. 167. Приварная муфта.
Фиг. 167. Приварная муфта.
Фиг. 166. Приваренные направляющие трубы в кожухе.
1 — труба; 2 — кожух; 3 — направляющая.
Фиг. 166. Приваренные направляющие трубы в кожухе.
1 — труба; 2 — кожух; 3 — направляющая.
Фиг. 168. Муфта для уплотнения газопровода в кожухе.
Фиг. 168. Муфта для уплотнения газопровода в кожухе.
в траншею обычным способом. В других случаях трубопровод протаскивают через русло реки по вырытой через реку траншее. При пересечении больших водных пространств (заливы, крупные озера, широкие реки) трубопровод собирают на плаву и затем затапливают, впуская воду в плеть труб. После
Фиг. 169. Газопровод с грузами в момент протаскивания по дну реки.Фиг. 169. Газопровод с грузами в момент протаскивания по дну реки.окончания всех операций по укладке труб вода из уложенной плети откачивается или выдавливается воздухом.
Фиг. 169. Газопровод с грузами в момент протаскивания по дну реки.
Фиг. 169. Газопровод с грузами в момент протаскивания по дну реки.
В СССР наибольшее распространение получил метод прокладки газопровода по дну реки в траншее путем протаскивания поперек реки плети труб.
Для повышения надежности сооружения на переходах в русловых частях на все стыки труб наваривают муфты. Изоляцию этих участков дают весьма усиленной. До наложения муфт и изоляции плети труб, подготовленные для перехода, на берегу испытывают гидравлически на прочность при полуторном рабочем давлении. Испытательное давление поддерживают в течение 5 мин., после чего давление снижают до рабо
чего. При этом давлении плеть газопровода осматривают; испытание считается
законченным, если нет признаков разрыва, течи или потения и остаточных деформаций. Допускается также замена гидравлического испытания пневматическим с соблюдением соот-^
ветствующих правил безопасности.
После наложения изоляции на трубу навешивают чугунные грузы (фиг. 169), обеспечивающие. погружение трубы на дно. Если трубу укладывают в русло реки путем протаскивания, то ее покрывают для защиты изоляции деревянной рейкой, закрепляемой на трубе проволокой.
Протаскивание труб через русло реки осуществляется при помощи тракторов, находящихся на противоположном берегу. При этой операции по мере ухода трубы в воду к ней подвешивают поплавки для наблюдения за
Фиг. 170. Установка отсекающих задвижек наФиг. 170. Установка отсекающих задвижек находом и правильностью на- двухниточном переходе газопровода через реку, правления движения трубы.
Фиг. 170. Установка отсекающих задвижек на
Фиг. 170. Установка отсекающих задвижек на
При переходах через реки с большим зеркалом воды трубы монтируют на тележках узкоколейной железной дороги, располагаемой на примыкающем к реке участке трассы; в этом случае труба также протаскивается через;
русло реки тракторами.
На переходах в две нитки и более по обоим берегам реки устанавливают отсекающие задвижки (фиг. 170). Колодцы с задвижками монтируют в неза- топляемой части поймы рек. Для защиты берегов рек от размыва в местах перехода газопровода берега укрепляют путем наброски камня, травосеяния и т. д. Мероприятия по закреплению берегов проектируются для каждого перехода и зависят от режима реки. При устройстве перехода газопровода через реку с целью экономии затрат стремятся одновременно прокладывать кабель селекторной телефонной связи. Указанными выше методами укладывают трубы и при переходе через большие болота. В редких случаях, когда грунт болот разжижен на большую глубину, устраивают для перехода газопровода свайное основание.
ПРОДУВКА И ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДА
При сварке газопровода трубы очищаются внутри при помощи поршня- скребка. Однако этого совершенно недостаточно. Перед началом эксплуатации газопровод должен быть тщательно очищен от пыли, грунта, окалины и посторонних предметов, попавших в него в процессе монтажных работ. Для этого газопровод, уложенный в траншею и засыпанный грунтом, до монтажа линейных задвижек, водосборников и других монтажных узлов подвергают продувке газом или воздухом под давлением с промысла или головной компрессорной станции. Продувку ведут от начала газопровода последовательно по участкам протяженностью 20 км и более в зависимости от размещения линейных задвижек, переходов через реки, отводов в города и т. п. Длину продуваемых участков на данном газопроводе определяет эксплуатационный персонал совместно со строящей организацией.
Линейные задвижки, задвижки на переходах и водосборники должны быть смонтированы на газопроводе немедленно после окончания продувки.
Перед началом продувки в газопровод помещают ерш. Он вводится вовремя монтажа линейной задвижки, устанавливаемой в конце участка газопровода, ранее подвергшегося продувке. В конце продуваемого участка (обычно у места установки задвижки) вваривается патрубок с отводом того же сечения таким образом, чтобы отвод находился под углом 45° к горизонту. Иногда допускается производить продувку через конец газопровода, поднятый над траншеей.
Необходимо, чтобы строения, шоссейные или железные дороги находились на расстоянии не менее 200 м от продувочного патрубка или места выхода газа при продувке. При продувке надо следить, чтобы выпускаемый газ не шел в направлении дорог или строений.
'Перед началом продувки давление газа перед последней задвижкой предыдущего участка должно быть повышено до 15—20 ат. Продувка каждого участка осуществляется в несколько приемов.
Первый цикл продувки заключается в вытеснении из газопровода воздуха и начинается с медленного открытия задвижки в начале участка не на полное сечение. Цикл считается законченным, если в конце участка из трубы выходит газ, содержащий не более 2% кислорода. Это необходимо для обеспечения безопасности работ при продувке.
Второй цикл начинается с повышения давления газа в начале участка до предела (6—8 ат), при котором ерш начинает двигаться по газопроводу.
Назначение ерша — производить при движении интенсивную очистку внутренней поверхности труб. Ерш состоит из короткого патрубка меньшего сечения, чем продуваемый газопровод, заглушенный с одного конца. На ерше при помощи колец и болтов крепятся стальные щетки и резиновые кольца, а также направляющие лопасти, обеспечивающие вращательные движения ерша. Размеры ерша должны быть такими, чтобы он свободно проходил через
изгибы газопровода и не застревал на сварочных сосульках или подкладных кольцах там, где они имеются.
Второй цикл продувки заканчивается после того, как из продувочного патрубка в конце участка выйдет ерш и начнет выходить чистый газ. Последующие циклы продувки начинаются с быстрого открытия задвижки в начале продуваемого участка и заканчиваются закрытием этой задвижки после того, как газ перестанет выносить пыль. Должно быть не менее трех циклов продувки; число циклов определяется наличием загрязнений в выдуваемом газе.
Переходы через реки, состоящие из двух ниток, продувают одновременно с газопроводом, причем переход всегда должен находиться в начале продуваемого участка. Переходы из трех ниток и резервные нитки продувают как самостоятельные участки. Продувку переходов газопровода, подвергшихся гидравлическому испытанию, желательно производить под повышенным давлением (20^—25 ат^ для лучшего удаления остатков воды. Все операции по продувке выполняются при обязательном участии ответственных представителей заказчика.
Испытание магистральных газопроводов высокого давления на плотность и прочность производится газом обычно по участкам протяженностью 20— 150 км при рабочем давлении. Технические условия на испытание составляются для каждого магистрального газопровода в отдельности с учетом его специфических особенностей. Для облегчения обнаружения утечек газ одоризу- ется. Давление газа на испытываемом участке повышают постепенно и осматривают газопровод при 0,3 и 0,6 от испытательного давления. Окончательный осмотр производят при полном испытательном давлении. Каждое испытание (съем показаний приборов) начинают после того, как устанавливается одинаковое давление газа на всем испытываемом участке газопровода. В период испытаний давление газа на участке газопровода, примыкающем к испытываемому, должно быть на 5 ат ниже давления испытания. Под полным испытательным давлением при испытании на прочность газопровод должен находиться не менее 60 час. Газопровод считается выдержавшим испытание, если давление в нем за 6 час. понизится не более чем на 3%. При этом строго учитывают изменение температуры газа в газопроводе за период испытания. В случае неудовлетворительных результатов испытания находят и ликвидируют дефекты, а испытание повторяют.
После испытания на прочность при том же давлении (для газопроводов высокого давления, когда давление испытания равно рабочему) в течение 48 час. газопровод испытывают на плотность.
Давление и температуру газа в газопроводе в конце испытания на плотность определяют как среднее арифметическое из показаний всех манометров и термометров, установленных на газопроводе в период испытания.
Величина утечки газа в нормальных кубических метрах при испытании газопровода определяется по формуле
V Тi рр\
ло / нач х кон \/лгтт
d =hrтЬ(VII,26)
о\ начz кон/
где d—утечка газа, отнесенная к 20°С и 760 мм рт. ст., в ле;
Vr — объем газопровода в ле3;
То — абсолютная температура при нормальных условиях; Т0=293°К;
Ро — абсолютное давление при нормальных условиях; Ро = 1,033 кГ[см2 (760 мм рт. ст.);
^нач — абсолютная температура газа в начале испытания в °К;
Ткон— абсолютная температура газа в конце испытания в °К;
Рнач — давление газа в начале испытания в кГ1см2*, Руюн — давление газа в конце испытания в кГ;см^.
Давления в начале и в конце испытания соответственно равны:
Рнач — Рб. нач 4" Рм. нач»
iРКОН = Рб. КОН “Ь Рм. нон»
тде Ро. нач — барометрическое давление в начале испытания в кГ)см\ Рб. нон — барометрическое давление в конце испытания в кПсм^ Рм. нач — манометрическое давление в начале испытания в кГ/см2] ^м. нон — манометрическое давление в конце испытания в кГ]см2.
Утечка газа в процентах определяется по формуле
йх = 100 1йх = 100 1р Т кон начр Т кон начР Тнач-1 конР Тнач-1 кон(VII, 27)(VII, 27)
йх = 100 1
йх = 100 1
р Т кон нач
р Т кон нач
Р Т
нач-1 кон
Р Т
нач-1 кон
(VII, 27)
(VII, 27)
Газопровод считается выдержавшим испытание, если падение давления в нем не превышает 1% за 24 часа.
Во время испытания на газопроводе через каждые 15—20 км (у домов 1 обходчиков) устанавливают манометры и термометры. Манометры должны иметь цену деления не более 0,5 ат, а термометры не более 1° С. Кроме того, на участке устанавливают контрольный манометр с ценой деления 0,25 ат.
Утечки газа в линейной части газопровода при испытании на прочность и плотность обнаруживаются по звуку, запаху и при больших свищах или трещинах по нарушению земляного покрова. Проверка фланцевых соединений в колодцах при испытаниях газопровода на плотность производится обмы- ливанием.
Ликвидация обнаруженных дефектов газопровода во время испытания его на прочность и плотность не допускается.
Испытание газопровода, так же как и продувка, проводится ответственными представителями заказчика и подрядчика и оформляется специальным актом.
ОБОРУДОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Задвижки и краны
Арматура и аппаратура, устанавливаемые на магистральных газопроводах, не сложны и не многочисленны.
По длине магистрального газопровода на расстоянии 15—20 км устанавливают так называемые линейные задвижки, предназначенные для отключения отдельных участков магистрали для ремонта, ликвидации аварий, испытаний и т. п. Плашки закрытой задвижки испытывают одностороннее давление, поэтому для облегчения открывания у каждой задвижки монтируется обводной патрубок малого сечения с задвижкой (байпас) и, кроме того, патрубок для выпуска газа в атмосферу при продувке соединений с участками газопровода до задвижки и после. Часто продувочные патрубки, или, как их называют, свечи, устанавливаются на каждый участок газопровода перед задвижкой и после нее. Смонтированный узел такой линейной задвижки изображен на 4иг. 171.
26 Заказ 1377.
Обводные патрубки и свечи имеют сечение 100—150 мм для газопроводов диаметром до 300—350 мм и сечение 150—250 мм для газопроводов диаметром 400мм и более. Стальные задвижки применяются разной конструкции (клинкетные простые и клинкетные усовершенствованной конструкции). В последнее время начали применять линейные задвижки, непосредственно ввариваемые в газопровод (фиг. 172 и 173), и самосмазывающиеся пробковые
Фиг. 171. Установка линейной фланцевой задвижки в колодце.Фиг. 171. Установка линейной фланцевой задвижки в колодце.1 — задвижка1 диаметром 500 мм; 2 — обводной патрубок диаметром 200 мм; 3 — продувочный патрубок с заглушкой; 4 — раскрывающаяся крышка колодца.1 — задвижка1 диаметром 500 мм; 2 — обводной патрубок диаметром 200 мм; 3 — продувочный патрубок с заглушкой; 4 — раскрывающаяся крышка колодца.краны. Преимущество вварной задвижки заключается в том, что не требуется фланцевого соединения, являющегося часто местом, утечки газа, а также устройства колодца для ее обслуживания. Задвижка имеет удлиненный шпиндель, заключенный в кожух, что позволяет выносить штурвал задвижки на поверхность земли.
Фиг. 171. Установка линейной фланцевой задвижки в колодце.
Фиг. 171. Установка линейной фланцевой задвижки в колодце.
1 — задвижка1 диаметром 500 мм; 2 — обводной патрубок диаметром 200 мм; 3 — продувочный патрубок с заглушкой; 4 — раскрывающаяся крышка колодца.
1 — задвижка1 диаметром 500 мм; 2 — обводной патрубок диаметром 200 мм; 3 — продувочный патрубок с заглушкой; 4 — раскрывающаяся крышка колодца.
Недостатком клинкетной задвижки (фиг. 174) является [возможность засорения и разъедания плашек пылью и грязью, поэтому часто такая задвижка не обеспечивает надежного отключения газа.
На фиг. 175 изображена усовершенствованная задвижка, в которой в значительной степени устранена возможность ее засорения. Плашки при закрытом и открытом положении задвижки всегда прижаты к уплотняющим кольцам корпуса. Внутренние полости задвижки изолированы от пыли и грязи и заполняются смазкой, что предотвращает внутреннюю коррозию; все рабочие части задвижки автоматически смазываются. Задвижка сложна при изготовлении,
но имеет значительные преимущества при эксплуатации по сравнению с простой клинкетной.
В самые последние годы на компрессорных станциях и линейной части газопроводов начали при
менять пробковые краны (фиг. 176 и 177). Кран имеет большие преимущества перед задвижкой, так как продолжительное время (4—5 лет) может работать без ремонта и обеспечивает полноту отключения даже при наличии пыли в газе. Кран прост в эксплуатации; для его смазки требуется специальная консистентная смазка. Изготовление крана сложнее изготовления задвижки ввиду имеющихся в нем больших поверхностей, требующих точной пригонки и шлифовки. Вместе с тем эксплуатационные выгоды должны привести к широкому применению стальных кранов на магистральных газопроводах и особенно на компрессорных станциях.
Фланцевые задвижки и краны вместе с продувочным устройством и обводным патрубком монтируют в кирпичных или бетонных колодцах с раскрывающейся крышей, чем обеспечивается хорошая вентиляция колодца при
Фиг. 172. Вварная задвижка с обводным патрубком.
1 — продувочная задвижка; 2 — 8" запорная задвижка; 3 — 20" запорная задвижка; 4 — 8" обводной патрубок; 5 — 8" задвижка.
осмотре или оперировании задвижками (см. фиг. 171). При устройстве колодцев в местах с высоким уровнем вод стенки и дно колодца снаружи и изнутри покрывают изоляцией, предотвращающей попадание грунтовых вод в колодец.
Газопровод в местах прохода через стенки колодца не должен зажиматься стенками. Вокруг трубы необходимо оставлять кольцевое пространство,
Фиг. 173. Общий вид вварной задвижки с обводным патрубком и свечой.
заполняемое мягким материалом (асбестовой ватой, строительным войлоком), или устраивать сальники. При монтаже задвижек надо обращать внимание на качество уплотнения фланцевых соединений. До давлений 40 ат в качестве уплотняющего материала для фланцевых соединений обычно употребляют
26*
Фиг. 174. Клинкетная задвижка.
клингерит, при более высоких давлениях применяют специальные кольца из мягкого металла или сплавов, а фланцы изготовляют с кольцевым выступом и выемкой. Фланцевые задвижки больших сечений монтируют с патрубками
Фиг. 175. Усовершенствованная задвижка. а — открыта; б — закрыта.
(катушками) газопровода на поверхности земли, а затем весь такой узел вваривают в газопровод.
При применении вварных линейных задвижек на поверхности земли в месте выхода штоков задвижек устанавливают запирающийся ящик (ковер).
Для удаления влаги из газопровода в местах его наиболее пониженного расположения устанавливают водоотделители. Магистральные газопроводы
Фиг. 176. Пробковые краны. Общий вид.
в большинстве случаев транспортируют осушенный газ. На таких газопроводах водоотделители устанавливают на промысловом сборном коллекторе и участке газопровода до установки осушки газа. На основной магистрали водоотделители монтируют в количестве одного-двух после каждой компрессорной станции главным образом на случай уноса в газопровод масла из компрессоров.
Фиг. 177. Пробковые краны. Разрез.
Имеется много различных конструкций водоотделителей. Для магистральных газопроводов наиболее широкое распространение получил водоотделитель, изображенный на фиг. 178. Емкость водоотделителя 2 периодически продувается через вентиль 4. При продувке перепускной вентиль 6 должен быть закрыт. Назначение этого вентиля — удалять воду из продувочного стояка в зимних
условиях, так как даже при незначительном пропуске вентиля 3 в стояке может накопиться столб воды. Поэтому вентиль 6 открывают после каждой продувки, и давление в газопроводе и стояке выравнивается.
Водоотделители продувают периодически. Частота продувок зависит от скорости заполнения их водой. Нельзя рекомендовать частую продувку, так как это приводит к большим потерям газа. Подсчитано, что при 2" про-
Фиг. 178. Схема установки водоотделителя.Фиг. 178. Схема установки водоотделителя.1 — газопровод; 2 — водоотделитель; 3 и 4 — вентиль; 5 — верхняя задвижка;6 — перепускной вентиль.1 — газопровод; 2 — водоотделитель; 3 и 4 — вентиль; 5 — верхняя задвижка;6 — перепускной вентиль.
Фиг. 178. Схема установки водоотделителя.
Фиг. 178. Схема установки водоотделителя.
1 — газопровод; 2 — водоотделитель; 3 и 4 — вентиль; 5 — верхняя задвижка;
6 — перепускной вентиль.
1 — газопровод; 2 — водоотделитель; 3 и 4 — вентиль; 5 — верхняя задвижка;
6 — перепускной вентиль.
Фиг. 179. Автоматический клапан наФиг. 179. Автоматический клапан нагазопроводе.газопроводе.
Фиг. 179. Автоматический клапан на
Фиг. 179. Автоматический клапан на
газопроводе.
газопроводе.
дувочном патрубке, давлении в газопроводе 50 ат и продолжительности ежедневной продувки 5 мин. потери газа через один водоотделитель могут составить до 100 000 ж3 газа в год.
Кроме оснащения газопровода задвижками и водоотделителями, по трассе газопровода в районе домов обходчиков в газопровод вваривают патрубки с вентилем диаметром V2—V/' с выводом их на поверхность для установки манометров. Часто в этих мостах для обеспечения дома обходчика газом вваривают отвод того же сечения и устанавливают редуктор, снижающий давление до допустимого для бытового газоснабжения.
Автоматический клапан
В последнее время на магистральных газопроводах начали устанавливать автоматические клапаны. Их назначение — при снижении давления в газо
проводе ниже нормального автоматически перекрывать газопровод, например
при разрыве его до клапана или после клапана. Такие клапаны значительно снижают потери газа при разрывах газопровода.
На фиг. 179 изображена схема установки клапана. Клапан состоит из крана 1, закрывающегося при повороте его шпинделя на 90°, цилиндра с поршнем 2, поворачивающего кран при помощи зубчатой рейки, рабочей емкости 3, соединенной трубкой с одной стороной ци
линдра; вторая сторона цилиндра также соединена с газопроводом трубкой, имеющей диафрагму 4, через которую газ поступает из газопровода в рабочую емкость.
При разрыве газопровода давление в нем быстро падает и на поршень действует разность давлений: с правой стороны — полное давление из рабочей емкости, в которой благодаря диафрагме 4 некоторое время держится первоначальное давление, а с левой стороны — давление, снизившееся вследствие
разрыва газопровода. В результате создавшейся разницы давлений поршень передвинется в крайнее левое положение и закроет кран. Для передвижения поршня достаточно разности давлений в 3—5 ат.
Автоматические клапаны в линейной части газопровода монтируют в колодцах так же, как и фланцевые задвижки.
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
Компрессорные станции в большинстве случаев приходится сооружать t в местности, где отсутствуют готовые источники электроэнергии, пара и воды. Поэтому компрессорные станции магистрального газопровода включают в себя обычно следующие установки и сооружения, необходимые для эксплуатации станций:
установку по очистке газа от механических примесей, а для головной станции дополнительно установку по осушке газа и одоризации;
установку по дросселированию и учету газа для собственных нужд ■станции;
компрессорный цех с установкой по регенерации отработанного масла;
водонасосные I и II подъемов, водонапорную башню и резервуары для воды, градирню и холодильники для воды и газа, горячий цикл охлаждения, холодный цикл охлаждения, канализацию и очистные сооружения;
электростанцию;
установку для пускового воздуха;
парокотельную с конденсатором для получения конденсата;
механическую мастерскую;
склады масел, материалов и запасных частей;
гараж;
контору;
узел селекторной телефонной связи;
лабораторию;
поселок для персонала станции;
оборудование аварийной службы (автомашины, трактор, сварочные •агрегаты и другое оборудование, необходимое для обслуживания и ремонта прилегающих к компрессорной станции участков газопровода).
Достаточно высокая стоимость сооружения и эксплуатации компрессорной станции заставляет при проектировании магистрального газопровода особое внимание уделять выбору экономически наиболее выгодных условий сооружения газопровода, при которых с учетом затрат металла на собственно газопровод количество компрессорных станций будет минимальным.
Компрессорные станции газопроводов можно подразделить на головные, промежуточные и конечные.
Головную станцию располагают на газовом промысле или вблизи него. В последнем случае местоположение станции выбирают так, чтобы обеспечить наиболее длительный срок работы станции без ее расширения, которое требуется при падении давления на газовом промысле ниже допускаемого для установленных компрессоров.
При снижении давления газа ниже указанного предела и для сохранения прежней производительности станции требуется дополнительная ступень сжатия.
При решении этой задачи стремятся не допускать строительства дополнительной компрессорной станции из-за увеличения расстояния между головной компрессорной и промыслом или головной компрессорной и конечным пунктом газопровода.
При наличии нескольких газовых промыслов, питающих газопровод, головную станцию также располагают в точке, выбранной с учетом указанных
условий. Промежуточные компрессорные станции располагают на трассе газопровода по расчету с учетом наиболее экономичного одноступенчатого сжатия.
Практически расстояние между промежуточными компрессорными станциями не превышает 120—140 км. Если предусмотрено строительство магистрального газопровода в две очереди, то в первую очередь сооружают компрессорные станции через одну. В этом случае расстояние между станциями достигнет 40 км и более. Головная станция отличается от промежуточных наличием установок для осушки и одоризации газа и в отдельных случаях двух- и трехступенчатым сжатием газа.
При транспортировке газа, содержащего сероводород, на головной компрессорной станции сооружают или отдельную установку для очистки газа от сероводорода, или комбинированную установку для осушки газа и очистки его от сероводорода.
Бывают случаи, когда газ очищается от сероводорода и влаги до поступления в магистральный газопровод на промысле или газолиновом заводе при промысле.
При использовании жирных попутных газов часто оказывается целесообразным объединять головную компрессорную станцию с газолиновым заводом и установками для очистки-ос ушки газа. На выкидах головной и промежуточных станций давление принимается одинаковым, но на приеме оно может быть различным, причем давление на приеме головной компрессорной станции зависит от давления на устьях скважин. При давлениях газа на приеме головной станции ниже 20 ат устанавливают компрессоры двух- и трех- ступенчатого сжатия.
Конечную компрессорную станцию располагают на трассе газопровода таким образом, чтобы при минимальном расходе мощности обеспечить необходимое давление на конечном газораспределительном пункте газопровода. Для городов, имеющих газгольдеры постоянного объема, это давление составляет приблизительно 10—12 ат, а для городов, где газ поступает непосредственно в городскук! сеть, оно равно 2—5 ат.
Конечная станция ничем не отличается от промежуточных. Примерная схема современной компрессорной станции показана на фиг. 180. Из магистрального газопровода газ через одну или две задвижки 1 поступает в пылеуловители 2.
Иногда на компрессорных станциях, особенно если компрессорная станция объединена с газолиновым заводом, вторая отключающая задвижка устанавливается с дистанционным управлением.
В пылеуловителях газ очищается от взвешенных примесей (частиц пыли, цеска, окалины). Установка пылеуловителей снабжена обводным газопроводом. Очищенный газ после пылеуловителей направляется во всасывающий коллектор 3 компрессорного цеха, из которого поступает на прием компрессоров по отдельным отводам к каждому компрессору. Компримированный газ поступает в нагнетательный коллектор 5. Всасывающие и нагнетательные линии снабжены отключающими задвижками 6, обратными клапанами и обводным патрубком 7 между этими линиями. Из нагнетательного коллектора газ по газопроводу для горячего газа, снабженному маслоуловителем 22, поступает в оросительные холодильники 8, находящиеся в градирне 15, и после' охлаждения до 30° С направляется в адсорбер 9 установки для осушки газа, затем на одоризационную установку 10 и через отключающие задвижки 11 (одна с дистанционным управлением) в магистральный газопровод. Установка для осушки снабжена обводной линией.
При наличии в газе сероводорода вместо обычной установки для осушки газа монтируют комбинированную установку для осушки газа и очистки его от сероводорода. Иногда в зависимости от условий осушку и очистку газа
газопроводгазопроводМагистральныйМагистральный88 3 3-SK-SK74 i74 iФиг. 180. Схема компрессорной станции.Фиг. 180. Схема компрессорной станции.е — холодный цикл охлаждения;е — холодный цикл охлаждения;/7/7клапан; в — объемный счетчик; а — основныеклапан; в — объемный счетчик; а — основныегазопроводы; О — вспомогательные газопроводы;газопроводы; О — вспомогательные газопроводы;а — диафрагма; б — регулирующийа — диафрагма; б — регулирующий1..Д1..Д~L ■Абсорбент~L ■Абсорбентж — горячий цикл охлаждения; з — пусковой воздух; и — сырая вода, циркулирующая в градирне; 1 — отключающие задвижки на входе газа в компрессорную станцию: 2— жидкостные пылеуловители; 3— всасывающий коллектор компрессорного цеха; 4 — газомоторные компрессоры; 5 —- нагнетательный коллектор компрессорного цеха; 6отключающие задвижки (краны); 7 — обводной патрубок; 8 — оросительные холодильникиж — горячий цикл охлаждения; з — пусковой воздух; и — сырая вода, циркулирующая в градирне; 1 — отключающие задвижки на входе газа в компрессорную станцию: 2— жидкостные пылеуловители; 3— всасывающий коллектор компрессорного цеха; 4 — газомоторные компрессоры; 5 —- нагнетательный коллектор компрессорного цеха; 6отключающие задвижки (краны); 7 — обводной патрубок; 8 — оросительные холодильникиКомпрессорные станции4U9<Компрессорные станции4U9<
газопровод
газопровод
Магистральный
Магистральный
8
8
3
3
-SK
-SK
74 i
74 i
Фиг. 180. Схема компрессорной станции.
Фиг. 180. Схема компрессорной станции.
е — холодный цикл охлаждения;
е — холодный цикл охлаждения;
/7
/7
клапан; в — объемный счетчик; а — основные
клапан; в — объемный счетчик; а — основные
газопроводы; О — вспомогательные газопроводы;
газопроводы; О — вспомогательные газопроводы;
а — диафрагма; б — регулирующий
а — диафрагма; б — регулирующий
1..Д
1..Д
~L ■Абсорбент
~L ■Абсорбент
ж — горячий цикл охлаждения; з — пусковой воздух; и — сырая вода, циркулирующая в градирне; 1 — отключающие задвижки на входе газа в компрессорную станцию: 2— жидкостные пылеуловители; 3— всасывающий коллектор компрессорного цеха; 4 — газомоторные компрессоры; 5 —- нагнетательный коллектор компрессорного цеха; 6отключающие задвижки (краны); 7 — обводной патрубок; 8 — оросительные холодильники
ж — горячий цикл охлаждения; з — пусковой воздух; и — сырая вода, циркулирующая в градирне; 1 — отключающие задвижки на входе газа в компрессорную станцию: 2— жидкостные пылеуловители; 3— всасывающий коллектор компрессорного цеха; 4 — газомоторные компрессоры; 5 —- нагнетательный коллектор компрессорного цеха; 6отключающие задвижки (краны); 7 — обводной патрубок; 8 — оросительные холодильники
Компрессорные станции4U9<
Компрессорные станции4U9<
газа; 9 — абсорбер установки для осушки газа (головная компрессорная станция); 10 — установка для одоризации газа (головная компрессорная станция); 11 — отключающие задвижки на выходе из компрессорной станции; 12 — задвижка на магистральном газопроводе; 13 — расширительный бак холодного цикла охлаждения; 14 — расширительный бак горячего цикла охлаждения; 15 — градирня с принудительной вентиляцией; 16 — холодильники горячего и холодного циклов охлаждения; 17 — масляные холодильники; 18 — газомоторная электростанция; 19 — компрессор и емкости для пускового воздуха; 20 — установка редуцирования газа для собственных нужд компрессорной станции; 21 — подогреватель установки редуцирования; 22 — маслоуловитель; 23 — линия для питания газовых двигателей компрессоров и электрогенераторов; 24 — линия для снабжения газом парокотельной, жилищного поселка и т. п.
от сероводорода осуществляют в отдельных установках. Наиболее выгодно располагать эти установки после компрессоров, однако на практике не исключается очистка газа и до компримирования. Счетчики газа после компрессорной станции монтируют или на выкидной линии со станции после установки для осушки газа, или на магистральном газопроводе на расстоянии нескольких километров от станции. На магистральном газопроводе после каждой компрессорной станции устанавливают водоотделитель.
В случае временной остановки компрессорной станции отключающие задвижки 1 и 11 закрываются, открывается задвижка 12 и газ идет по магистрали, минуя компрессорную станцию. На компрессорной станции имеется установка 20 для снижения давления газа, предназначенного для удовлетворения собственных нужд станции. Газ из этой установки поступает в топливную линию 23 для питания газомоторов компрессоров и электрогенераторов, а также в линию 24 для снабжения газом парокотельной, мастерской и жилого поселка.
Очистка газа от механических примесей
Взвешенные в газе частицы пыли, песка, окалины, грязи и жидкие примеси (капельки воды, конденсата) вызывают быстрый износ компрессорных цилиндров, разрушают седла клапанов и штоки регуляторов давления, засоряют газопроводы, засоряют и портят задвижки, водоотделители и счетчики газа. Поэтому очистка газа от механических примесей при его транспортировке по магистральным газопроводам совершенно необходима. Такая очистка газа осуществляется на газовых промыслах, компрессорных станциях и перед конечными газораспределительными пунктами магистральных газопроводов.
На практике применяются как механические, так и жидкостные очистные устройства. Механические устройства разной конструкции, действующие по принципу осаждения частиц при резком уменьшении скорости газового потока и одновременном изменении его направления, дают сравнительно грубую очистку и используются главным образом на газовых промыслах.
На компрессорных станциях, как правило, применяются более совершенные жидкостные пылеуловители, обеспечивающие более высокую степень очистки.
На фиг. 181 изображена схема пылеуловителя, получившего широкое распространение на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Жидкостной пылеуловитель представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со специальными устройствами в нижней части для контакта поступающего газа с жидкостью, в средней части для перемешивания газа и жидкости и в верхней части для полного выделения из газа жидкостного тумана, образующегося при работе аппарата. Пыль и другие взвешенные частицы, находящиеся в газе, поглощаются жидкостью, осаждаются в нижней части пылеуловителя, откуда они удаляются через дренажную трубку 8. Очищенный газ уходит из верхней части аппарата через патрубок 1. Уровень жидкости в аппарате устанавливается точной регулировкой на высоте 25—50 мм, ниже открытых нижних концов трубок 6. Поступающий через патрубок 7 газ входит в вертикальные трубки й при этом вихревым потоком захватывает жидкость. В результате происходит интенсивное перемешивание жидкости с газом. Поток газа с жидкостью в виде тумана, пройдя трубки 6, расширяется в секции 5, причем резкое уменьшение скорости потока вызывает выпадение из газа на дно средней секции большей части жидкости с захваченной пылью, затем жидкость по дренажной трубке 4 стекает в нижнюю часть пылеуловителя 9. Оставшиеся в газе туманообразные капельки жидкости выпадают в разделительной секции 3, а окончательная очистка газа заканчивается
в отбойной секции 2. Отделившаяся в секциях жидкость также стекает по
дренажным трубкам 4 в нижнюю часть аппарата.
При наличии в газе конденсата или газо-бензиновой фракции жидкость, заполняющая пылеуловитель, может частично поглощать эту фракцию, при
чем уровень жидкости в аппарате будет подниматься и может произойти переброс большого количества жидкости в верхнюю часть аппарата и далее в газопровод. В таких случаях необходимо следить за уровнем жидкости и при повышении уровня выше допустимого часть жидкости удалять из аппарата.
На фиг. 182 показана установка пылеуловителей на компрессорной станции. Вся установка состоит из пылеуловителей, отстойника, аккумулятора чистой жидкости, бака для отбросной жидкости, насоса и системы трубопроводов.
Размеры жидкостных пылеуловителей зависят от пропускной способности газопровода. Наиболее распространены пылеуловители диаметром 1200—1500 мм, высотой до 6 м, на рабочее давление 50—55 ат. Пропускная способность пылеуловителя диаметром 1500 мм достигает 2,1 млн. м3/сутки газа. Допустимая скорость газа в свободном сечении аппарата находится в пределах 0,2—0,5 м/сек.
Количество пылеуловителей на компрессорной станции зависит от производительности газопровода. Во всех слуцдях устанавливается не менее двух пылеуловителей, что необходимо для обеспечения минимального резерва при ремонте или очистке одного из пылеуловителей.
Фиг. 181. Схема пылеуловителя.Фиг. 181. Схема пылеуловителя.Пылеуловители обычно монтируют на открытом воздухе1.у
Фиг. 181. Схема пылеуловителя.
Фиг. 181. Схема пылеуловителя.
Расход жидкости для очистки газа в пыле-
очищаемого газа. В качеочищаемого газа. В качеуловителях составляет 20—24 кг на 1 млн. м3
очищаемого газа. В каче
очищаемого газа. В каче
стве жидкости для заполнения пылеуловителей применяют соляровое и индустриальное 12 (веретенное 2) масла, характеристика которых дана в табл. 46.
Таблица 46
Характеристика солярового масла и индустриального 12
Показатели
Соляровое масло ГОСТ 1666-51
Индустриальное 12 (веретенное 2) ГОСТ 1707-51
Вязкость при 50°, градусы
1,39—1,76
1,86—2,26
Температура вспышки (определяемая в открытом тигле) не ниже, °C . .
125
165
Температура застывания не выше, °C
—20
—30
^Б тех случаях, когда на компрессорную станцию поступает газ со значительным количеством пыли, целесообразно для предварительного удаления основной массы пыли перед жидкостными пылеуловителями устанавливать сухие сепараторы циклон
ного типа.
Фиг. 182. Установка пылеуловителя.
1 — пылеуловитель; 2 — отстойник для масла; з — масляный аккумулятор; 4 — ручной насос;
5 — бак для отбросного масла; 6 — опорная конструкция масляной установки; 7 — дисковая диафрагма.
Компрессоры и компрессорный цех
В газодобывающей промышленности для сжатия газа применяют поршневые компрессоры газомо горные или с электроприводом и турбокомпрессоры.
Газовые промыслы и трассы магистральных газопроводов находятся нередко в местности, где отсутствуют мощные внешние источники электроснабжения, поэтому на магистральных газопроводах чаще всего применяют газомоторные компрессоры.
Известны газомоторные компрессоры двух видов:
горизонтальные тихоходные (до 150 об,мин) и 2) угловые двух- и четырехтактные, имеющие У-образн^е или вертикальные силовые цилиндры с горизонтально расположенными компрессорными цилиндрами, быстроходные (300—350 об]мин).
На фиг. 183, 184 и 185 показаны разрезы угловых газомоторных компрессоров, на фиг. 186 и 187 — общий вид тех же компрессоров.
Мощность применяемых угловых газомоторных компрессоров колеблется в пределах 200—1600 л. с. На магистральных газопроводах с большой пропускной способностью наибольшее распространение в последнее время получили угловые одноступенчатые компрессоры с двигателями мощностью 1000 л. с. каждый, производительностью около 500 000 м3,сутки при степени сжатия 1,5—2,0. Компрессоры меньшей мощности используются главным образом на нефтяных и газовых промыслах и для газопроводов с небольшой пропускной способностью (менее 1 млн. м3,сутки газа).
Широкое применение угловых быстроходных компрессоров объясняется многими преимуществами этих машин по сравнению с горизонтальными. К таким преимуществам относятся: сравнительно небольшой вес и малая площадь, занимаемая машиной, большая транспортабельность, легкость замены силовых и компрессорных цилиндров и возможность устанавливать на машине 2—5 компрессорных цилиндров. Эта особенность конструкции угловых компрессоров позволяет в зависимости от требований производства с малыми затратами и в чрезвычайно короткие сроки (за несколько часов) заменять
Фиг. 183. Угловой газомоторный компрессор мош-
Фиг. 184. Угловой газомотор-
цилиндров. Про-
кальным силовых
ный 1000
дольныи разрез.
компрессор мощностью л. с. с вертикальным
расположением силовых цилиндров. Поперечный разрез.
ностью 1000 л. с. с верти- / расположением Д
компрессорные цилиндры одного размера цилиндрами другого размера, превращая таким образом компрессор из одноступенчатого в многоступенчатый и наоборот.
В условиях нефтяных и газовых промыслов, где давление газа может изменяться в широких пределах, такая конструкция позволяет оперативно и с минимальными затратами приспособить компрессоры к изменившимся
Фиг. 185. Угловой газомоторный компрессор с V-образным расположением силовых цилиндров. Разрез.
1 — поршень компрессорного цилиндра; 2 — приемные клапаны; з — выкидные клапаны; 4 — поршневой шток компрессора; 5 — крейцкопф; 6 — поршень для сжатия продувочного воздуха; 7 — всасывающий воздушный клапан; 8 — выкидной воздушный клапан; 9 — коленчатый вал агрегата; 10 — вал вспомогательного привода; 11 — дно картера; 12 — поршень силового цилиндра; 13 — шатун силового цилиндра; 14 — окно для впуска продувочного воздуха; 15 — окно для выхлопа продуктов горения; 16 — газовпускной клапан; 17 — запальная свеча; 18 — выхлопной коллектор; 19 — холодильник для смазочного масла; 20 — центробежный насос для подачи охлаждающей воды; 21 -^ шатун компрессора, соединяющий крейцкопф с коленом основного вала; 22 — мотылевый подшипник на колене вала (к нему прикреплены шатуны компрессорного крейцкопфа и двух силовых поршней); 23 — сальник компрессорного штока; 24 — люк для осмотра сальника; 25 — съемная крышка для осмотра воздушных клапанов; 26 — впуск воздуха к продувочному цилиндру.
условиям. Для заводов-изготовителей компрессоров эта конструкция также чрезвычайно выгодна, так как она позволяет без изменения потока производства и его технологии выпускать одну и ту же машину с компрессорными цилиндрами на разные степени сжатия (1—3 ступени) и на давления от вакуума до 350 ат и выше. На наших магистральных газопроводах широко применяются угловые газомоторные компрессоры мощностью 1000 л. с. с V-образным расположением силовых цилиндров (тип 10ГК-1) и с вертикальным расположением силовых цилиндров (тип ВА-5) одноступенчатого сжатия (табл. 47).
На газовых и нефтяных промыслах и для газопроводов малой производительности применяются также угловые компрессоры типа 8ГК-3, RA или МК (табл. 48).
В зависимости от условий устанавливают компрессорные цилиндры одно-, двух- и трехступенчатого сжатия. Например, компрессор 8ГК-3 имеет
aoditHHiraii хнаокио иэинэжогюпэ^ Knasad-go-д э EdoojodnivoM олоаошХ Wwa nntnoQ '/,gj "лиф
•aodKHimnlJ
хпяокиэ ivQHUowoironoad vmiiairfiMniden о vdo.)jodimToir oaoaoiMA Уип ии1пдо ’gg{ лиф
ппЬногиэ dMiidoaoad'uwoyj
Таблица 47
Характеристика газомоторных компрессоров 10ГК-1 и ВА-5
Тип компрессора
Показатели
ВА-5ВА-510ГК-1
ВА-5
ВА-5
Характеристика силовой части
Тин двигателя
Число силовых цилиндров Диаметр цилиндров, мм Ход поршня, мм Расположение цилиндров
Мощность цилиндра, л. с
Число оборотов в 1 мин., об/мин . .
Степень сжатия
Давление сжатия, кГ^м2 Давление вспышки, кГ1см2 . . . . . Среднее эффективное давление, кГ/см2 Порядок работы цилиндров, считая от маховика . ".
Число цилиндров продувочного воздуха
Диаметр продувочного цилиндра, мм Ход поршня продувочного цилиндра, мм .
Давление топливного газа перед компрессором, кГ/см2
Давление пускового воздуха, кГ]см2
Двухтактный простого действия105355431,8356431,8В два ряда под углом 60°В один ряд вертикально1002003003004,7—7,87,332.26,64,17■—1—2—9—10—3-4—5——6—7—81—4—3—2—552560609,6356431,83—3,51—1,31717Двухтактный простого действия105355431,8356431,8В два ряда под углом 60°В один ряд вертикально1002003003004,7—7,87,332.26,64,17■—1—2—9—10—3-4—5——6—7—81—4—3—2—552560609,6356431,83—3,51—1,31717компрессорной частикомпрессорной частиЧисло цилиндров двойного действия Диаметр цилиндров, мм Ход поршня, мм Объем вредного пространства, % . . Давление всасывания, ата . . . . Давление нагнетания, ата Производительность при полной нагрузке, м3}часЧисло цилиндров двойного действия Диаметр цилиндров, мм Ход поршня, мм Объем вредного пространства, % . . Давление всасывания, ата . . . . Давление нагнетания, ата Производительность при полной нагрузке, м3}час3е3196,85190,5356431,88,716,452525555524 20027 5003е3196,85190,5356431,88,716,452525555524 20027 500Общая хОбщая характеристикаарактеристикаХарактеристика
Двухтактный простого действия
10
5
355
431,8
356
431,8
В два ряда под углом 60°
В один ряд вертикально
100
200
300
300
4,7
—
7,8
7,3
32
.26,6
4,17
■—
1—2—9—10—3-4—5—
—6—7—8
1—4—3—2—5
5
2
560
609,6
356
431,8
3—3,5
1—1,3
17
17
Двухтактный простого действия
10
5
355
431,8
356
431,8
В два ряда под углом 60°
В один ряд вертикально
100
200
300
300
4,7
—
7,8
7,3
32
.26,6
4,17
■—
1—2—9—10—3-4—5—
—6—7—8
1—4—3—2—5
5
2
560
609,6
356
431,8
3—3,5
1—1,3
17
17
компрессорной части
компрессорной части
Число цилиндров двойного действия Диаметр цилиндров, мм Ход поршня, мм
Объем вредного пространства, % . . Давление всасывания, ата . . . . Давление нагнетания, ата Производительность при полной нагрузке, м3}час
Число цилиндров двойного действия Диаметр цилиндров, мм Ход поршня, мм
Объем вредного пространства, % . . Давление всасывания, ата . . . . Давление нагнетания, ата Производительность при полной нагрузке, м3}час
3е
3
196,85
190,5
356
431,8
8,7
16,45
25
25
55
55
24 200
27 500
3е
3
196,85
190,5
356
431,8
8,7
16,45
25
25
55
55
24 200
27 500
Общая х
Общая х
арактеристика
арактеристика
57467560537746584230320048800,350,354-54—510514657467560537746584230320048800,350,354-54—5105146
57
46
7560
5377
4658
4230
3200
4880
0,35
0,35
4-5
4—5
105
146
57
46
7560
5377
4658
4230
3200
4880
0,35
0,35
4-5
4—5
105
146
Полный вес компрессора, т . . . . Длина, мм Ширина, мм ........... Высота (требуемая), мм Расход топливного газа, м^л. с. ч. .
Расход масла, г[л. с. ч .
Расход воды на охлаждение яри перепаде температур на входе и выходе 10°С, л[л. с.ч
~ "Asinnk-
Таблица 48
Характеристика газомоторных компрессоров 8ГК-3 и НА
„I Тип компрессора
I (пгхтлтттт’XX
8ГК-3
НА
Мощность, л. с
300
200-800
Расположение силовых цилиндров . . . .
V-образные
Вертикальные
Количество силовых цилиндров
8
2—8
Диаметр цилиндра, мм
279,4
356
Ход поршня, мм
318
356
Мощность одного цилиндра, л. с
Число оборотов в 1 мин., об {мин . . . .
37,5
100
350
300
Допускаемая перегрузка в течение часа, %
10
10
трехступенчатое сжатие; характеристика его компрессорных цилиндров приведена в табл. 49.
Таблица 49
Характеристика компрессорных цилиндров газомоторного компрессора 8ГК-3
Показатели
Ступень сжатия.
I
П
III
Диаметр цилиндра, мм
420
230
128
Ход поршня, мм
305
305
305
Вредное пространство, %
7,6
9,5
10,6
Объем, описываемый поршнем, м^мин . . . .
33,47
8,86
2,66
Начальное давление, к! [см? . . .
1
—
—
Конечное давление, кГ/см2
—
—
50
Промежуточное давление, кГ[см%
3,2
12,5
—
На охлаждение компрессора 8ГК-3, имеющего приведенную выше характеристику, расходуется до 14 л воды на 1 л»3 всасываемого газа и 2400 г масла (ГОСТ 1861-44) в час.
Как уже указывалось, компрессорные цилиндры угловых компрессоров можно менять в зависимости от производственных условий. При этом требуемый диаметр цилиндра (для двухстороннего всасывания) может быть определен по формуле
=,(VII, 28)
1,57 nhpi ’'’
где V — объем газа, всасываемого поршнем, в м3;
h — ход поршня в мм;
п-—число ходов в минуту;
//—коэффициент, зависящий от величины вредного пространства.
Коэффициент /z определяют по формуле
р = 1 — с \ет — 1/ ,
где с — вредное пространство; с = 0,087%;
е — степень сжатия;
т — показатель политропы; т = 1,27.
27 Заказ 1377.
Фактический объем газа, засасываемого поршнем, определяется по формуле мощности компрессора. При мощности компрессора 1000 л. с. формула имеет вид:
VP X 104т / 171—1 \
1000 - —n \ет - 1Ьл X 1,08,
75 X 60 х 0,85 (т — 1) \ ]
где Рвсас — давление при всасывании.
Отсюда
v 75 X 60 X 0,85 (m — 1)Хл000/ т—1 \
РвсасX юА€^— 1) 1,1 X 1,08
Компрессоры указанных типов снабжены автоматическими приборами* для регулирования производительности, мощности и запуска (подачи ежа того- воздуха на запуск), а также автоматическими предохранительными устройствами, останавливающими компрессор при чрезмерной его скорости и превышении допустимого предела температуры масла, воды, выходящей из рубашек, и выхлопных газов.
При наличии большого количества (до 10) силовых цилиндров в указанных машинах трудно достигнуть точного распределения нагрузки между цилиндрами. Обследование с применением индицирования газомоторных компрессоров мощностью 1000 л. с. с V-образным расположением цилиндров показало, что разность загрузки отдельных -силовых цилиндров при полной мощности компрессора может достигать ±10%, т. е. возможна перегрузка отдельных цилиндров до 10%. Продолжительная перегрузка силовых цилиндров в таких пределах может повлечь выход их из строя. Поэтому при длительной работо компрессора не рекомендуется загружать его более чем на 90% мощности.
Установлено, что одной из основных причин неравномерной загрузки силовых цилиндров часто является расстройство системы зажигания, сопровождаемое перебоями в зажигании отдельных цилиндров. В связи с этим в процессе эксплуатации угловых компрессоров особое внимание следует уделять регулировке и состоянию системы зажигания.
Особенностью угловых компрессоров большой мощности является то, что необходимо строго придерживаться установленной температуры воды, входящей в рубашки силовых цилиндров и выходящей из них. Вода в рубашки цилиндров должна поступать с температурой 55—60° С и выходить с температурой 65—70° С. Допускается максимальный перепад температур не более- 10° С, но очень многие компрессорные станции работают с перепадом 6—8° С. Ввиду высокого температурного режима в силовых цилиндрах компрессоров нарушение этих условий приводит к появлению трещин или задиру цилиндров. Для обеспечения поступления в компрессоры охлаждающей воды с требующейся температурой устанавливается автоматический терморегулятор.
Для предотвращения образования накипи в рубашках силовых цилиндров (что также вызывает быстрый выход их из строя) в цикле охлаждения компрессоров применяется охлажденный конденсат или хорошо умягченная вода.
Количество рабочих компрессоров на компрессорной станции определяют расчетом в зависимости от пропускной способности газопровода и других факторов.
Для обеспечения равномерной и бесперебойной подачи газа по газопроводу на каждой компрессорной станции предусматривают, кроме рабочих, резервные компрессоры. Количество резервных машин зависит от числа установленных рабочих машин и времени, необходимого для их профилактического-
осмотра и ремонта; учитывается также, что в летний период при спаде потребления газа компрессорные станции обычно не бывают загружены на полную мощность и часть машин простаивает. Поэтому основные ремонтные работы на компрессорах приурочивают к летнему периоду. Минимальный необходимый резерв при этих условиях — одна машина на компрессорную станцию, имеющую до 6—8 рабочих компрессоров.
Разрез по АБ
Фиг. 188. Схема компрессорной станции с поперечным расположением компрессоров.
1 — газомоторный компрессор; 2 — воздухоочиститель с масляной ванной; 3 —■ глушитель выхлопных газов; 4 — буферная емкость для топливного газа; 5 — ручной однобалочный кран; 6 — расширительный бак холодного цикла; 7 — расширительный бак горячего цикла; 8 — всасывающий коллектор у компрессора; 9 — нагнетательный коллектор у компрессора; 10 — воздуховод для продувочного воздуха; 11 — всасывающий коллектор компрессорного цеха; 12 — нагнетательный коллектор компрессорного цеха.
Компрессоры устанавливают в отдельном здании. Расположение их в здании может быть различным: однорядным с расположением осей машин параллельно оси здания, однорядным с поперечным расположением машин (фиг. 188) и двухрядным (фиг. 189). На компрессорных станциях газопроводов преобладает однорядная расстановка машин. Как видно из фиг. 188 и 189, расстояния между машинами и проходы вдоль фронта машин делают такими, чтобы обеспечить нормальное их обслуживание и ремонт. В торце здания располагают вспомогательные узлы и помещения: централизованную установку
Разрез по Д5
11000Ч
Фиг. 189. Схема компрессорной станции с двухрядным расположением компрессоров.
сорного цеха.сорного цеха.1 — газомоторный компрессор; 2 — воздухоочиститель с масляной ванной; 3 — глушитель выхлопных газов; 4 — буферная емкость для топливного газа; 5" — ручной однобалочный кран; 6 — расширительный бак холодного цикла; 7 — расширительный бак горячего цикла; 8 — всасывающий коллектор у компрессора; 9 — нагнетательный коллектор у компрессора; 10 — воздуховод для продувочного воздуха; 11 — всасывающий коллектор компрессорного цеха; 12 — нагнетательный коллектор компрес
сорного цеха.
сорного цеха.
регенерации масел, небольшую мастерскую с запасными частями, вентиляционную установку, комнату для хранения одежды, комнату начальника цеха, санитарный узел. Компрессорный цех для удобства монтажа и ремонта оборудуют мостовым ручным краном грузоподъемностью до 5 т.
Приемный и нагнетательный коллекторы компрессорной станции располагают с наружной стороны фронтальной стены цеха, на опорах, над землей. Для обеспечения продольного передвижения коллекторов при температурном расширении опоры выполняют как с мертвым креплением к ним коллекторов, так и скользящими.
Всасывающие и нагнетательные линии между компрессорами и коллекторами имеют запорные задвижки или пробковые краны, а также обратные клапаны. Отключающие задвижки устанавливают внутри здания или снаружи. Расположение их вне здания более удобно, потому что уменьшается возможность накопления в помещении газа, выходящего через неплотности в сальниках и фланцах задвижек, и проходы вдоль компрессоров не загромождаются штурвалами задвижек. В этом случае необходимо в стене, обращенной к коллекторам, иметь дополнительные двери, необходимые для быстрейшего оперирования задвижками при пуске и остановке машин.
Всасывающие и нагнетательные газопроводы к компрессорам снабжены разгрузочными линиями.
С наружной стороны другой фронтальной стены компрессорного цеха устанавливают глушители, фильтры для воздуха и расширительные баки холодного и горячего циклов охлаждения.
Рекомендуется вдоль компрессоров иметь полуподвал (см. фиг. 188 и 189), где размещаются трубопроводы для воды, поступающей на охлаждение, маслопроводы, линии топливного газа и т.п. Наличие полуподвала позволяет почти полностью разгрузить рабочую зону цеха от трубопроводов.
Коллекторы воды горячего цикла после компрессоров располагают на кронштейнах на стене цеха на высоте 4 м от пола. Водопровод от коллектора до расширительного бака, установленного снаружи здания, прокладывают с подъемом к баку.
Буферные емкости для пускового воздуха устанавливают внутри цеха у торцевой стены, что позволяет избежать замерзания в зимних условиях влаги в вентилях и предохранительных клапанах, установленных на емкостях. Кош струкцию фундаментов компрессоров, а также конструкции креплений газопроводов и водопроводов внутри цеха выбирают с таким расчетом, чтобы не было передачи вибрации компрессоров на стены здания. Конструкцию здания компрессорного цеха выбирают в зависимости от климатических условий и наличия местных строительных материалов. Стены здания могут быть кирпичными или в виде железобетонного каркаса с кирпичным или керамиковым заполнением, или же в виде металлического каркаса с утепленной волнистой асбофанерой. Перекрытие здания должно быть огнестойким. В коньке перекрытия устанавливают во всю длину конька вытяжной фонарь, регулируемый вручную, или же устраивают вытяжные шахты. Применения дерева для устройства стен и для перекрытия здания избегают ввиду огнеопасности компрессорных цехов.
Система охлаждения
Имеется несколько систем охлаждения газомоторных компрессоров: открытая, комбинированная и закрытая. В самой простой — открытой — системе охлаждения горячая вода от газомоторных компрессоров и газовых холодильников собирается в емкость, откуда насосом подается на верх градирни. Охлажденная вода другим насосом из бассейна градирни подается
на охлаждение компрессоров и в газовые холодильники. Такая система может быть применена лишь при наличии очень мягкой воды. Она обладает весьма серьезными недостатками. Вследствие постоянного испарения в градирне вода становится все более жесткой, и необходимо следить, чтобы эта жесткость не стала выше допустимой. Второй недостаток этой системы — насыщение воды кислородом в градирне. Эти причины снижают срок службы компрессоров. Такая система применяется для небольших компрессорных станций, оборудованных маломощными компрессорами, где не выгодно применять более сложные системы охлаждения.
В комбинированной системе охлаждения (фиг. 190) силовые цилиндры машин охлаждаются водой закрытого цикла, а компрессорные — водой открытого цикла. Насос 1 из бассейна градирни подает воду в рубашки компрес-
Фиг. 190. Комбинированная система охлаждения.
сорных цилиндров и на верх градирни 6. Распределение воды в обоих направлениях производится вентилями 2. Горячая вода от газомоторов собирается в емкости горячей воды 4, откуда насосом 3 подается в водяной холодильник 5 (оросительный холодильник в градирне или закрытый холодильник, установленный вне градирни) и далее к насосу 7. Для регулирования температуры воды, выходящей из рубашек силовых цилиндров, перед насосом 7 имеется обвязка, позволяющая при помощи клапана 8 добавлять в воду, идущую на охлаждение цилиндров, часть горячей воды после цилиндров. Клапан 8 регулируется автоматически терморегулятором.
В этой системе в закрытом цикле охлаждения применяется специально умягченная вода или охлажденный паровой конденсат, что позволяет поддерживать после рубашек силовых цилиндров температуру воды 65—70° С, не опасаясь образования накипи в рубашках. Температуру воды, поступающей на охлаждение силовых цилиндров, рекомендуется держать в пределах до 10° С ниже температуры воды, выходящей из цилиндров.
В комбинированной системе компрессорные цилиндры охлаждаются водой открытого цикла. Недостатком системы является обогащение воды, охлаждающей компрессорные цилиндры, кислородом в градирне, и поэтому она не рекомендуется для компрессорных станций с мощными компрессорами.
Закрытая система охлаждения (фиг. 191), особенно при использовании охлажденного парового конденсата, является наиболее совершенной, обеспечивающей бесперебойную работу машин и увеличивающей срок их службы, так как в системе циркулирует вода, лишенная солей и кислорода. Циркулирующая вода закрытой системы охлаждается в специальных холодильниках.
В последнее время на компрессорных станциях магистральных газопроводов наибольшее распространение получила закрытая система охлаждения с раздельным охлаждением силовых цилиндров компрессоров и газомоторов
электрогенераторов (так называемый горячий цикл) и компрессорных цилиндров (холодный цикл). Подобная система охлаждения показана на схеме компрессорной станции, изображенной на фиг. 180.
Охлаждение газа и воды в этой системе может осуществляться в кожухотрубчатых холодильниках или оросительных холодильниках, установленных в нижней части градирни. Оросительные холодильники более выгодны, так как требуют меньших металловложений, капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Для кожухотрубчатых холодильников в климатических условиях большинства районов СССР необходимы сооружение зданий и до- лолнительный расход энергии на прокачку через них охлаждающей воды.
Фиг. 191. Закрытая система охлаждения.
1 — силовой цилиндр; 2 — компрессорный цилиндр; 3 — насос для рециркуляции воды; 4 — терморегулятор; 5 — закрытая емкость для горячей воды; 6 — насос закрытой системы для подачи воды;
7 — теплообменник (оросительный холодильник); 8 — градирня; 9 — насос для подачи технической воды.
Эти холодильники требуют качественной охлаждающей воды и не удобны в эксплуатации. Поэтому в последнее время на компрессорных станциях магистральных газопроводов применяют закрытую систему охлаждения с оросительными холодильниками для воды и газа, встроенными в градирню.
Поверхность теплообмена оросительных холодильников для газа и воды определяется по формуле
F = "W-<™'29)
где F— поверхность холодильника в ж2;
q— количество передаваемого тепла в ккал/чнс;
к— коэффициент теплопередачи в ккал!мг час °C', At — логарифмическая разность температур газа и воды.
Логарифмическая разность температур газа и воды равна: д^ ^нач ^кон
2,3 1g
где /кНач — средняя разность температур газа и воды на входе газа; ZkK0H—средняя разность температур газа и воды на выходе газа.
Коэффициент теплопередачи может быть принят: для газа к — = 300 киал$м2 час °C, для воды к = 610 ккал/м2 час °C.
Температура газа на выкиде компрессора определяется по формуле
=t(VII,30)
\ ^всас /
где t0 — температура газа на приеме компрессора в °К;
Рвсас — давление газа на приеме компрессора в ата\
Рн— давление газа на выкиде компрессора в ата; т — показатель политропы.
Например, условия перекачки газа следующие: давление газа на приеме компрессора 25 ата; давление газа на выкиде компрессора 55 ата; температура газа на приеме компрессора 20° С; температура газа после компрессии 63° С; начальная температура воды горячего цикла 58° С; конечная 66° С;, начальная температура воды холодного цикла 38° С; конечная 44° С; начальная температура воды, охлаждающей газ, 25° С; конечная 30° С; начальная температура воды, охлаждающей воду горячего цикла (открытый цикл градирни), 30° С, конечная 40° С; начальная температура воду, охлаждающей воду холодного цикла, 25° С, конечная 40° С. При этих условиях на каждый миллион м3 газа, транспортируемого в сутки, потребуется: циркулирующей воды горячего цикла 236 м3)час, циркулирующей воды холодного цикла 95 м3)час, циркулирующей воды открытого цикла 204 м3[час. Расчетная поверхность холодильника газа будет равна 140 м2, расчетная поверхность холодильника горячего цикла 114 м2, расчетная поверхность холодильников холодного цикла 120 м2.
Расширительные баки
Вода горячего и холодного циклов после компрессоров собирается в расширительных баках, установленных у компрессорного цеха, откуда насосами подается в оросительные холодильники и далее на охлаждение машин. Емкость расширительных баков должна обеспечивать нормальную работу цикла. Так, для компрессорной станции на 6—8 компрессоров расширительные баки имеют следующие размеры:
Расширительный бак
Диаметр, мм
Высота, мм
Емкость, м3
Горячего цикла . . . .
3750
6000
55
Холодного цикла . . .
1900
6000
15
Верхняя часть расширительных баков оборудована затворами из стальных стружек высотой до 1,5 м, предназначенных для деаэрации поступающей воды.
. Градирни
На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяются преимущественно градирни двух типов: открытые капельные с вертикальными жалюзи и закрытые капельные с принудительной тягой. Открытая капельная градирня (фиг. 192) имеет форму вытянутого параллелепипеда, длинная сторона которого расположена перпендикулярно господствующему направле* нию ветров. Теплая вода в верхней части градирни поступает на распредели-
Фиг. 192. Градирня открытого типа.
тельное устройство и стекает вниз равномерно по всему сечению градирни. По высоте градирни на расстоянии 0,6—0,9 м установлены деревянные решетчатые настилы, предназначенные для лучшего распыления воды. Размеры наиболее часто встречающихся градирен этого типа приведены в табл. 50.
Таблица 50-
Размеры капельных градирен открытого типа
Производительность, M^fnac
Основание, мм
Внешние габариты, мм
Вес без воды, т
ширина
длина
ширина
длина
высота
35
1830
5 490
3350
7 010
6100
8,9
70
3960
5 490
5790
7 620
9140
19,0
140
3960
10 670
5790
12 800
9140
30,0
185
3960
14 330
5790
16 460
9140
38,6
230
3960
17 990
5790
20120
9140
57,5
В табл. 51 указаны приближенные потери воды вследствие испарения • в градирне.
Потери воды вследствие уноса для градирен с вертикальными жалюзи составляют приблизительно 0,5—1% от количества циркулирующей воды.
К недостаткам градирен открытого типа следует отнести трудность регулирования охлаждения в зависимости от температуры воздуха и обмерзания градирен в зимних условиях. Поэтому на магистральных газопроводах в последнее время строят капельные градирни закрытого типа с искусственной вентиляцией (фиг. 193, 194 и 195). В таких градирнях вентиляция осуществляется нагнетанием или отсасыванием воздуха вентиляторами, в соответствии с чем вентиляторы устанавливают или в нижней, или в верхней, части градирни.
Фиг. 193. Градирня закрытого типа. Общий вид.
Фиг, 194. Градирня закрытого типа. Продольный разрез.
Таблица 51
Потери воды вследствие испарения в градирне
Перепад температур воды, °C
Потери, % от циркулирующей воды
лето
зима
5
0,8
0,4
10
1,6
0,8
15
2,4
1,2
20
3,1
1,6
25
4,0
2,0
30
5,0
2,5
Градирни закрытого типа позволяют получить наиболее глубокое охлаждение воды в любое время года независимо от метеорологических условий и температуры воды. Скорость воздуха в них равна приблизительно 4 м/сек. Плотность дождя 3,7 м^нас. Потери воды вследствие уноса 0,25—0,5% от циркулирующего количества воды. Основные размеры градирен этого типа при производительности 30—60 м^/час приведены в табл. 52. Высоту градирен берут по расчету; обычно она равна 5—12 м.
В нижней части градирни устанавливают в одной секции газовые холодильники и в другой холодильники воды горячего и холодного циклов охлаждения.
Работа градирен регулируется в соответствии с погодой и требованиями производства. В жаркую погоду работают
все вентиляторы, при сильных фцГ- 195. Градирня закрытого типа. Попереч- морозах вентиляторы остана- ный разрез.
вливаются и сокращается по
дача воды. Вода на градирню подается насосами, расположенными непосредственно над приямком бассейна градирни. Однако на многих компрессорных станциях насосы открытого цикла для удобства обслуживания концентрируют в одном помещении с насосами горячего и холодного циклов. В этом случае для открытого цикла применяют обычные центробежные насосы.
Оросительные холодильники должны быть изготовлены из сплавов металлов, устойчивых против коррозии, а дерево для градирни должно быть пропитано составами, защищающими от гниения. Оросительные холодильники для газа изготовляют обычно из бронзы или легированных сталей, водяные холодильники —- из бронзы или чугуна.
Размеры капельных градирен закрытого типа
Таблица 52:
Производительность, м3]час
Деревянная обшивка
Вентиляторы
ширина, м
длина, м
количество
диаметр, м
мощность, л. с.
30
2,4
3,0
1
1,0
2
60
2,8
3,4
1
1,2
3
100
3,4
4,1
1
1,75
5,5
200
4,5
5,2
1
2,5
11,0
300
5,2
5,9
1
3,0
16,0
400
5,3
7,5
2
2,5
22,0
500
5,6
8,5
2
3,0
28,0
600
6,3
8,5
2
3,0
32,0
Горячий газ из нагнетательного коллектора компрессорного цеха поступает в холодильники по газопроводу, установленному на опорах выше уровня земли и имеющему маслоотделитель для улавливания масла после компрессоров. Охлажденный газ после холодильников транспортируется по газопроводу, уложенному в землю ниже зоны промерзания. Все водяные и канализационные межцеховые коммуникации компрессорной станции уложены в землю.
Снабжение компрессорной станции свежей водой для возмещения потерь воды на градирне, для питания парокотельной и для других нужд осуществляется из бкважин, расположенных на территории станции, или из близлежащего наземного источника (река, озеро). В первом случае вода из скважины поднимается в резервуары, установленные над поверхностью земли, эрлифтом или глубокими насосами, во втором •— у источника устанавливаются насосы с водозаборными сооружениями (водонасосная первого подъема). При наличии вблизи компрессорной станции большого источника воды иногда может оказаться экономически целесообразным иметь прямоточную подачу воды на оросительные холодильники (без градирни).
В сеть питания свежей водой на компрессорной станции включают водонапорную башню, предназначенную для удовлетворения нужд станции и жилищного поселка. Водонасосная и башня имеют автоматическое устройство для поддержания постоянного уровня воды в резервуаре башни.
Насосы циркуляционных водяных циклов охлаждения и необходимые резервные насосы обычно компонуют в одном помещении с газомоторными электрогенераторами, где также устанавливают компрессоры пускового воздуха. Такая компоновка требует минимальной кубатуры зданий компрессорной станции и сокращает расходы на обслуживание.
При питании t горячего и холодного циклов умягченной водой установку умягчения воды монтируют при парокотельной и обслуживают ее кочегар и лаборатория компрессорной станции. Если для горячего и холодного циклов применяют паровой конденсат, то в этом случае в парокотельной для конденсации пара устанавливают конденсатор-холодильник, емкость для готового конденсата и,насос для подачи конденсата в циклы охлаждения. В летних условиях, когда, кроме необходимости пополнять потери конденсата в циклах охлаждения, нет других потребностей в паре, целесообразно для получения парового конденсата иметь отдельный маленький паровой котел с автоматическим устройством, регулирующим уровень конденсата в резервуаре. Такой котел требует круглосуточного обслуживания.
Смазка газомоторных компрессоров и электрогенераторов
Применение высококачественных и чистых масел и непрерывная подача их для смазки газовых двигателей и компрессорных цилиндров являются ^одними из основных условий нормальной работы машин. Для каждого типа машин специальной инструкцией устанавливается марка масла и его количество, требующееся для смазки данной машины. Избыток и недостаток масла вредно отражаются на машине и особенно на силовых цилиндрах. В газомоторных компрессорах для смазки силовых и компрессорных цилиндров имеется масляный насос — лубрикатор с двумя отделениями: одно отделение для моторного, другое — для компрессорного масла, с соответствующей системой маслопроводов. Машинное масло к холодным движущимся частям подается циркуляционной системой смазки. Шестеренчатый масляный насос откачивает масло из картера, нагнетает его в фильтр и масляный холодильник и далее по системе маслопроводов к трущимся поверхностям.
В современных мощных газомоторных компрессорах, например марки 1 ОГК-1, для смазки всех частей силовых и компрессорных цилиндров применяют масло одного вида.
При нормальной работе компрессора давление масла и его температура должны быть следующими:
Давление и температура масла
Компрессоры
ЮГ К-1
ВА-5
Давление масла перед фильтром, ат
2,0—2,5
2,5—3,0
Давление масла после фильтра, ат
1,7—2,0
2,2-2,5
Температура масла на входе в холодильник, °C
60—70
60—70
Температура масла после холодильника, °C . .
40—50
35—40
Для уменьшения нагарообразования на поршнях и клапанах в моторное масло можно добавлять присадки. Расход масла не поддается расчету, и его определяют для каждого типа машин опытным путем. Масло в картере компрессора через 2—3 месяца сливают и заменяют свежим. Отработанное масло подвергают регенерации. Месячный расход свежего масла с учетом потерь при регенерации составляет приблизительно 10—15% от количества масла, заливаемого в картер. При наличии в газе значительных количеств тяжелых углеводородов происходит разжижение масла, которое поглощает их, и в этом случае расход масла увеличивается. ,,
Регенерация масел осуществляется на центральной установке, расположенной в подсобных помещениях компрессорного цеха, куда по маслопроводам поступает на регенерацию масло от компрессоров и газовых двигателей электрогенераторов.
Регенерационная установка (фиг. 196) состоит из фильтров-регенераторов (ВИМЭ-2, ЦИАМ и др.), насосов, а также соответствующих баков для подогрева, отстоя и сбора масел. Регенерация масел должна осуществляться ■согласно ГОСТ 1974-43.
Для хранения свежих и отработанных масел каждая компрессорная станция имеет центральный склад, где в специальном помещении установлены баки для масел и насосы. На компрессорных станциях, отдаленных от железных или шоссейных дорог, предусматривается на холодное время года 3—4- месячный запас масел. Качество прибывающих свежих и прошедших регенерацию масел перед их употреилением проверяется в лаборатории компрессорной станции.
Фиг. 196. Схема регенерации масла на компрессорной станции.
Транспорт газа
а — грязное масло; б — чистое масло; в — паровой конденсат; г — вентильный кран; д — предохранительный клапан; е — дисковый счетчик;1 — газомоторный угловой компрессор; 2 ^- дизель-генератор электростанции; з — отстойник загрязненного масла; 4 — бак для подогревамасла; 5 — ротационный масляный насос; 6 — фильтр-регенератор ЦИАМ; 7 — запасной бак чистого масла; 8— ручной насос; 9 — расходныйбак чистого масла электростанции; ю — расходный бак чистого масла компрессорного цеха.
Применяемые для газомоторных компрессоров масла должны обладать достаточной вязкостью при высокой температуре и малой способностью к саже- образованию. К таким маслам относятся моторные масла М и Т, компрессорные М и Т и авиационные MG-20 и МС-14 (для смазки компрессоров 1 ОГК-1 и ВА-5), характеристика которых дана в табл. 53, 54 и 55.
При всех операциях с маслами на компрессорных станциях (прием из железнодорожных цистерн, подача в цеха, хранение ит. д.) необходимо тщательно соблюдать чистоту, не допуская загрязнения масла пылью, грязью, водой и т. н.
Газопроводы и коллекторы
Диаметры газопроводов, подающих газ от магистрального газопровода до коллектора на приеме компрессорного цеха и нагнетательных коллекторов после холодильников, соответствуют диаметру магистрального газопровода. Приемные и нагнетательные коллекторы, а также газопровод горячего газа от нагнетательного коллектора до градирни, где устанавливаются оросительные холодильники газа, как самые ответственные газопроводы, находящиеся под постоянным наблюдением, укладываются на железобетонных опорах над уровнем земли.
Основной недостаток поршневых компрессоров — создаваемая ими пульсация газа (ударные волны), что является одной из причин, вызывающих вибрацию газопроводов и коллекторов компрессорной станции. Вибрация может привести к разрушению коллекторов или обвязки газопроводов компрессорного цеха, т. е. к очень опасной аварии.
Частота вибрации зависит от числа компрессорных цилиндров и числа оборотов машин. Угловые .газомоторные компрессоры, число оборотов которых в 2 раза больше числа оборотов горизонтальных компрессоров, создают соответственно большую вибрацию.
В целях борьбы с вибрацией предусматривается соответствующая конструкция обвязки компрессорных цехов. На фиг. 188 и 189 приведены схемы всасывающих и нагнетательных газопроводов между компрессорами и коллекторами. Изображенный на фиг. 197 всасывающий газопровод идет прямо от коллектора к компрессору, а выкидной имеет компенсатор, позволяющий ему удлиняться или укорачиваться в зависимости от изменения температуры газа, а также частично гасить вибрацию.
Очень эффективным мероприятием для гашения вибрации является установка буферной емкости — компенсатора на выкидной линии компрессора или на нагнетательной линии после коллектора. Этот метод испытан на ряде компрессорных станций и дал хорошие результаты. Например, емкость диаметром 1000 мм и длиной около 3500 мм, установленная на коллекторе диаметром 350 мм на компрессорной станции, имеющей три работающих угловых компрессора по 1000 л. с. каждый, позволила почти полностью устранить вибрации газопроводов.
Однако, несмотря на принимаемые меры, коллекторы, всасывающие и нагнетательные газопроводы компрессорных станций испытывают значительную вибрацию, особенно при малых нагрузках станции или при запуске и остановке компрессоров. Поэтому коллекторы делают из толстостенных труб (повышенной прочности) и помещают их с усиленным креплением на мертвых и подвижных опорах. Для снижения вибрации полезно повышать емкость коллекторов путем увеличения их диаметра по сравнению с диаметром газопроводов между компрессорным цехом и магистралью.
Бесшовные трубы для коллекторов в СССР изготовляют по специальному заказу из стали марки Ст. 20 по ГОСТ 1050-52 с увеличенной толщиной
Характеристика компрессорных маселХарактеристика компрессорных маселТаблица 53
Характеристика компрессорных масел
Характеристика компрессорных масел
Характеристика моторных масел М и Т
Показатели
Моторное масло ГОСТ 1519-42
М
Т
Вязкость при 50° С:
кинематическая, сст
40—50
62—68
соответствующая ей условная, градусы
6,0—6,5
8,2—9,0
Температура вспышки (определяемая в открытом
тигле) не ниже, °C
195
205
Температура застывания не выше, °C
—8
0
Коксуемость не более, %
0,3
0,4
Зольность не более, %
0,02
0,04
Цвет не менее, .ш
Механических примесей не более, %
8
4
0,007
0,007
Воды'
Отсутствие
Водорастворимых кислот и щелочей
»
Показатели
| Компрессорное масло ГОСТ 1861-44
1М|. Т
Вязкость при 100° С: кинематическая, сст соответствующая ей условная, градусы
Кислотное число КОН на 1 г масла не более, мг - Стабильность к окислению по Сляю не более Зольность не более, % Температура вспышки (определяемая в открытом тигле) не ниже, °C
Механических примесей не б(?лее, %
Водорастворимых кислот и щелочей
Воды
8,5—1415—21
1,7—2,22,3—3,0
0,150,15
2020
0,030,03
2161240
0,00710,007
Отсутствие »
Таблица 54
Таблица 55
Характеристика авиационных масел MC-I4 и МС-20
Показатели
Масла ГОСТ 1013-49
МС-14
|МС-20
Вязкость кинематическая при 100° С не менее,
сст ....................
Отношение кинематической вязкости при 50° С
14
20
к кинематической вязкости при 100° С не более
6,55
7,85
Кислотное число КОН на Г г масла не более, мг
0,25
0,05
Зольность не более, %
0,003
0,003
Коксуемость не более, %
Температура вспышки (определяемая в закрытом
0,45
0,3
тигле) не ниже, °C
Разность температур вспышки в открытом и за-
200
225
крытом тиглях не более, °C
20
20
Температура застывания не выше, °C- .
Цвет смеси 15 частей масла и 85 частей бесцвет-
-30
—18
ного лигроина по Дюбоску не более, мм . .
Селективных растворителей
Водорастворимых кислот и щелочей
Механических примесей .
Воды
16
С оответствующий NPA7
Отсутствие
»
»
Фиг. 197. Общий вид всасывающих и нагнетательных газопроводов па компрессорной станции.Фиг. 197. Общий вид всасывающих и нагнетательных газопроводов па компрессорной станции.
Фиг. 197. Общий вид всасывающих и нагнетательных газопроводов па компрессорной станции.
Фиг. 197. Общий вид всасывающих и нагнетательных газопроводов па компрессорной станции.
стенки: для труб диаметром 350 мм толщина стенки должна быть не менее 14 мм, для труб диаметром 465—500 мм толщина стенки 20—25 мм.
Трубы должны удовлетворять требованиям ГОСТ 301-50 и иметь следующие основные данные.
40001720по ГОСТ 1050-52i 3±1040001720по ГОСТ 1050-52i 3±101,51,5Предел прочности металла труб, кГ]см^ Относительное удлинение б’ю не менее, %
4000
17
20
по ГОСТ 1050-52i 3±10
4000
17
20
по ГОСТ 1050-52i 3±10
1,5
1,5
Относительное удлинение 55 не менее, % Химический состав металла Допускаемое отклонение по диаметру, мм Допускаемое отклонение по толщине стенки, % . . . . Отклонение по кривизне не более 1,5 мм на 1 пог. м трубы не более, мм
Трубы должны подвергаться гидравлическому испытанию на заводе- изготовителе на давление 110 ата по ГОСТ 301-50.
Приварка приемно-выкидных газопроводов к коллекторам должна производиться с применением в качестве усиления отбортованных воротников. Сварка труб — электродуговая электродами УОНИ-13/45, Э42А по ГОСТ 2523-51. Диаметр применяемых электродов 4—5 мм. При центровке труб перед сваркой зазор между их концами должен быть 3—4 мм. Сварка должна вестись в 6—8 слоев на подкладных кольцах размером 40 X 4 мм, изготовленных из стали марки Ст. 2. Высота валика сваренного шва 3 мм. Временное сопротивление шва должно быть не ниже временного сопротивления основного металла трубы, угол загиба — не менее 120° и ударная вязкость — не ниже 14 кГ/см2. Вся газовая обвязка компрессоров, включая коллекторы, подвергается гидравлическому испытанию на полуторное ра- -бочее давление. Сварные швы коллекторов рекомендуется подвергать контролю гамма-лучами.
28 ЭЬказ 1377.
Установка редуцирования газа
Установку редуцирования газа для собственных нужд компрессорной станции располагают в отдельном помещении. Газ к установке подводится из магистрального газопровода и из газопровода после пылеуловителя (см. фиг. 180). Вторая линия служит для нормальной эксплуатации, а первая используется во время полной остановки компрессорной станции, когда последняя отключена от магистрали задвижками. На установке газ проходит теплообменник, где подогревается водой горячего цикла на 10—12° С, и поступает на два регулирующих клапана первой ступени, где редуцируется с 25 до 4 ата, и далее идет в общий коллектор, от которого отходят газопроводы к потребителям (через регуляторы второй ступени). На газопроводе топливного газа, идущего к компрессорам (при компрессорах 10ГК-1), газ дросселируется регулятором с 4 до 1,5 ата. Вторая линия с дросселированием с 4 до 1,02 ата подает газ к газовым двигателям электрогенераторов, в мастерскую и жилищный поселок. Третья линия с дросселированием с 4 до 1,5 ата подает га а в парокотельную.
На линии топливного газа, идущей к компрессорам, установлен диафрагменный счетчик, а на остальных линиях ввиду малого потребления газа—объемные счетчики. Кроме того, на топливной линии перед компрессором имеется буферная емкость для газа объемом 1 м3. На больших компрессорных станциях буферные емкости целесообразно заменять общим коллектором топливного газа большого диаметра, прокладываемым в полуподвале вдоль всех компрессоров. Для редуцирования газа с 25 на 4 ата применяются командные пневматические самопишущие регулирующие приборы типа 04-МТ-410. Для редуцирования газа на линии, транспортирующей газ в мастерские, газовые двигатели электрогенераторов и жилищный поселок, устанавливают два регулятора непосредственного действия типа «Киевгазаппарат». Для линий топливного газа, идущим к компрессорам и в парокотельную, с дросселированием 4 ата на 1,5 ата также применяют регуляторы непосредственного действия типа «после себя».
Пусковой воздух
На компрессорной станции сжатый до 18—25 ата воздух требуется для запуска газомоторных компрессоров и газомоторных электрогенераторов для пневматических приборов регулирования и другой автоматической аппаратуры, а также для оперирования пневматическими отключающими задвижками на выходе компрессорной станции.
Для обеспечения сжатым воздухом на компрессорной станции устанавливают два небольших двухступенчатых компрессора: один — с электроприводом и второй, резервный, — с бензиновым двигателем, а также емкости — баллоны для постоянного хранения запаса пускового воздуха. Обычно компрессор снабжен автоматическими приборами, включающими компрессор при падении давления в пусковых баллонах и отключающими его при достижении предельного давления. Производительность компрессоров 0,2—0,5 нм3]мин-,. иногда применяют компрессоры большей производительности. Довольно часто используют компрессоры К-18 производительностью 0,4 нм3 j мин с мотором мощностью 6 л. с. с давлением на выкиде 18 ат.
На запуск газомоторного компрессора требуется 10—12 л воздуха на 1 л. с., однако на случай неудачного пуска запас воздуха должен быть не менее двукратного. Обычно на компрессорных станциях с 4—8 компрессорами с двигателями по 1000 л. с. каждый устанавливают 2—4 баллона емкостью по 1,5 м3 каждый.
Электрогенераторы
Расход электроэнергии на компрессорной станции определяется потребностью в электроэнергии для насосов циклов охлаждения и насосов сырой воды I и II подъемов, для регенерации масел, для парокотельной, пусковых компрессоров мастерских, для освещения и других нужд. В основном электроэнергия расходуется на работу насосов циклов охлаждения и сырой воды. Для головных компрессорных станций, где имеется установка по осушке и очистке газа от серы, расход энергии значительно возрастет.
Если компрессорная станция не имеет внешнего надежного источника электроэнергии, то при ней устанавливают газомоторные электрогенераторы. Мощность электростанций колеблется в пределах 200—5000 кет и зависит от размеров компрессорной станции. С учетом необходимого резерва на станции устанавливают 2—3 электро агрегата.
На крупных компрессорных станциях магистральных газопроводов часто применяют газомоторные электрогенераторы со следующей характеристикой.
Газовый двигатель
Марка двигателя 4Г 4-42,5/60
Тип двигателя Вертикальный,
четырехтактный
Число силовых цилиндров 4
Диаметр цилиндра, мм 425
Ход поршня, мм 600
Давление вспышки, кГ/см2 ..40
Число оборотов в 1 мин., об!мин . . . 250
Давление топливного газа, мм вод. ст .. .20
Расход газа при 100%-ной нагрузке, м2(л. с. ч 0,3
Мощность, л. с 480
Электрогенератор
Тип электрогенератора СД-440/250
синхронный
•Мощность, кет 400/350
Напряжение, в ..400/230
Сила тока, а 610/1050
Допускаемая перегрузка,% 10
Парокотельная
Пар на компрессорной станции в климатических условиях Европейской части СССР требуется для отопления зданий, получения конденсата для циклов охлаждения и для подогрева масла, прибывающего в железнодорожных цистернах, перед сливом. Для отопительных целей требуется пар с давлением не более 3 ата. Учитывая потребность в паре более высокого давления для подогрева масла в цистернах, обычно на промежуточных компрессорных станциях устанавливают паровые котлы на 7 ата. Общий максимальный расход пара на компрессорной станции небольшой. Так, например, для компрессорной станции на восемь компрессоров мощностью 1000 л. с. каждый потребность в паре не превышает 1700 кг^чае. Обычно на больших компрессорных станциях устанавливают вертикальные котлы Шухова с поверхностью нагрева 35 и 16,5 л»2, паросъемом 25 кг с 1 м?. Расход газа для этих котлов составляет приблизительно 97 м3 на 1 т пара в час. На каждой станции устанавливают не менее двух паровых котлов. При наличии жесткой воды в парокотельной необходима установка для умягчения воды.
На головных компрессорных станциях, кроме отопительных котлов низкого давления, устанавливают котлы на давление 10—13 ат для обеспечения паром установки по осушке и очистке газа от серы.
Турбокомпрессоры
При транспортировке больших масс газа выгодно применять турбокомпрессоры, являющиеся машинами высокой производительности. В зарубежной практике на газопроводах, транспортирующих 10—30 млн. м3/сутки газа, за последние годы нашли применение одноступенчатые турбокомпрессоры одностороннего и двустороннего всасывания.
Фиг. 198. Поперечный разрез турбокомпрессора одноступенчатого сжатия и одностороннего всасывания.
Турбокомпрессоры одностороннего всасывания (фиг. 198) имеют производительность до 10 млн. м3!сутки газа. Большую производительность дают турбокомпрессоры двустороннего всасывания (фиг. 199). Мощность их колеблется в пределах 1250—5000 л. с. Коэффициент полезного действия турбокомпрессора равен приблизительно 82% при номинальной нагрузке. При степени сжатия 1,06—1,17 и давлении газа 57—63 ат производительность одноступенчатого турбокомпрессора одностороннего всасывания при 3600 об)мин и мощности 1250 л. с. составляет 6 млн. м3] сутки, при мощности 2000 л. с. — 9 млн. м3[ сутки. Производительность одноступенчатых компрессоров двустороннего всасывания при 4500—5500 об!мин и мощности 5000 л. с. составляет 17—30 млн. м3}сутки.
В зависимости от производительности газопровода на компрессорных станциях устанавливают требующееся количество параллельно работающих турбокомпрессоров. Однако ввиду низкой степени сжатия турбокомпрессоров расстояние между компрессорными станциями будет 40—60 км, что значительно меньше расстояния между станциями с поршневыми компрессорами, имеющими более высокую степень сжатия. Это приводит к значительному увеличению числа компрессорных станций. С целью увеличения степени сжатия и соответствующего уменьшения количества компрессорных станций нередко на станциях устанавливают до трех последовательно включенных турбокомпрессоров (фиг. 200), что позволяет увеличить степень сжатия на станции до 1,5.
Фиг. 199. Схематический разрез одноступенчатого турбокомпрессора двустороннего всасывания.
На действующих газопроводах, имеющих компрессорные станции с поршневыми машинами, практикуется установка промежуточных компрессорных станций, оборудованных турбокомпрессорами. Это позволяет увеличить производительность газопровода и создает маневренность при сезонных колебаниях в подаче газа по газопроводу.
Фиг. 200. Схема последовательного включения турбокомпрессоров.
1 — пылеочиститель; 2 — регулятор давления; 3 — турбокомпрессор; 4 — газовая турбина; 5 — экспан- сер; 6 — регенератор; 7 — задвижка с механическим или пневматическим приводом.
Следует отметить, что при применении одноступенчатых турбокомпрессоров не требуется охлаждения газа после сжатия, так как температура на выходе из турбокомпрессора повышается всего на 9—11° С.
Одним из важнейших элементов конструкции турбокомпрессоров для транспортировки газа при высоких давлениях является уплотняющее устройство в местах прохода вала через корпус компрессора. От качества конструкции этого уплотнения зависит величина потерь газа.
Существует несколько типов уплотняющих устройств. Схема одного из них показана на фиг. 201. Здесь в камере гидравлического затвора 2 масля-
Фиг. 201. Схема уплотняющего устройства вала турбокомпрессора.Фиг. 201. Схема уплотняющего устройства вала турбокомпрессора.1 — масляный насос высокого давления; 2 — камера гидравлического затвора; 3—контактный затвор; 4 — подшипник; 5 — подвижная втулка; 6—рабочее колесо турбины;7 — отбойное кольцо; 8 — регулятор давления на линии масла; 9 — маслосборник высокого давления.1 — масляный насос высокого давления; 2 — камера гидравлического затвора; 3—контактный затвор; 4 — подшипник; 5 — подвижная втулка; 6—рабочее колесо турбины;7 — отбойное кольцо; 8 — регулятор давления на линии масла; 9 — маслосборник высокого давления.ным насосом 1 создается давление масла, превышающее давление газа в турбокомпрессоре. Давление масла поддерживается в камере 2 регулятором давления 8, работа которого регулируется давлением газа на выкиде турбокомпрессора. Масло, прошедшее через контактный затвор 3, стекает в маслосборник 9. Для предотвращения попадания масла в турбокомпрессор на валу турбины устанавливается отбойное кольцо 7.
Фиг. 201. Схема уплотняющего устройства вала турбокомпрессора.
Фиг. 201. Схема уплотняющего устройства вала турбокомпрессора.
1 — масляный насос высокого давления; 2 — камера гидравлического затвора; 3—контактный затвор; 4 — подшипник; 5 — подвижная втулка; 6—рабочее колесо турбины;
7 — отбойное кольцо; 8 — регулятор давления на линии масла; 9 — маслосборник высокого давления.
1 — масляный насос высокого давления; 2 — камера гидравлического затвора; 3—контактный затвор; 4 — подшипник; 5 — подвижная втулка; 6—рабочее колесо турбины;
7 — отбойное кольцо; 8 — регулятор давления на линии масла; 9 — маслосборник высокого давления.
Следует отметить, что газ из уплотняющего устройства может быть использован на собственные нужды станции или для снабжения ближайших к компрессорной станции потребителей.
Наиболее важным при применении турбокомпрессоров для транспорта природного газа является выбор привода к ним. При наличии электроэнергии наиболее целесообразным является привод от электромотора, однако при большей мощности электромотора, равной нескольким тысячам лошадиных сил, чрезвычайно трудно и даже невозможно регулировать число оборотов мотора и, следовательно, изменять производительность турбокомпрессора.
Высокая стоимость электроэнергии
в отдельных случаях или отсутствие электроэнергии вблизи трассы газопровода исключают возможность применения электромоторов в качестве привода к турбокомпрессорам. Были попытки использовать в качестве привода паровые турбины, однако этот вид привода требует крупных паровых котлов высокого давления и большого водяного хозяйства с химической очисткой воды. Это удорожает эксплуатацию станции и повышает стоимость транспортировки газа. По указанным причинам паровые турбины не нашли широкого применения в качестве привода к турбо
компрессорам.
В последние годы на газопроводах начали применять газовые турбины. Опыт показал, что газовая турбина является наиболее перспективным видом привода к турбокомпрессорам, предназначенным для транспорта «газа по магистральным газопроводам. Она позволяет в широких пределах (до 50%) регулировать число оборотов, что дает возможность менять производительность турбокомпрессора и тем самым обеспечивает необходимую маневренность в транспорте газа по газопроводу. . ,
В мировой практике для транспортировки газа применяют газовые турбины мощностью 2000—5000 л. с. На фиг. 202 показана шестикамерная газовая турбина мощностью 5000 л. с. На одном валу собственно турбины установлен аксиальный воздушный компрессор для подачи воздуха в камеры горения турбины, электромотор для ее запуска и электрогенератор мощностью 75 кет (с приводом от турбины через редуктор) для удовлетворения нужд станции. Для повышения к. п. д. турбины при ней устанавливают регенератор с целью использования тепла отходящих дымовых газов. Турбина развивает полную мощность при температуре окружающего воздуха 27° G. Газы
Фиг. 202. Схема газовой турбины мощностью 5000 л. с.
1 — компрессор; 2 — шесть камер горения; з — рабочее колесо высокого давления; 4 — рабочее колесо • низкого давления.
из камер сгорания поступают на рабочее колесо турбины с температурой около 600—800° С. Расход природного газа на 1 л. с. в час составляет 0,29 ж3 при полной нагрузке. Термический к. п. д. турбины равен 25%. Вода расходуется в турбине лишь для охлаждения масла.
На фиг. 203 показаны общий -вид и разрез компрессорной станции с двумя агрегатами турбокомпрессоров с газовыми турбинами мощностью 5000 л. с. каждая.
На компрессорных станциях, оборудованных турбокомпрессорами с газомоторным приводом, требуется отдельный электрогенератор для запуска станции.
Турбокомпрессоры с приводом от газовых турбин при большом количестве перекачиваемого газа (десятки миллионов м3{ сутки) имеют по сравнению с поршневыми газомоторными компрессорами ряд преимуществ. Они позволяют:
сократить капитальные затраты путем резкого уменьшения габаритов зданий, фундаментов и сооружений по водоснабжению станции;
сократить эксплуатационные расходы путем снижения расходов на ремонт, уменьшения штата обслуживающего персонала, снижения расходов смазочных масел, воды, электроэнергии и т. д.;
изменять производительность машин при постоянном давлении на выкиде;
ввести автоматизацию станций с дистанционным включением и выключением агрегатов.
Фиг. 203. Компрессорная станция с двумя турбокомпрессорами с приводом от газовых турбин мощностью 5000 л. с. каждая.
а — разрез; б — план; 1 — турбокомпрессор; 2 — газовая турбина; 3 — электрогенератор мощностью 75 кет с приводом от турбины; 4 — пусковой мотор; 5 — воздушный экспансер; 6 — регенератор.
ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА
Природный газ почти не обладает запахом, поэтому он подвергается одоризации веществами, имеющими резкий характерный запах. Это необходимо для своевременного выявления утечек газа при его транспорте и использовании.
Одоризационные установки монтируют в начале магистрального газопровода — на головной компрессорной станции или на выходе с газового промысла и в конце — на газораспределительной станции.
Конструкция одоризационных установок должна обеспечивать заданную, всегда равномерную степень одоризации газа и позволять менять ее, когда это необходимо.
Одоризационные установки бывают разных типов: капельные, барботажные, фитильные и др. На магистральных газопроводах применяются капель ные и барботажные установки, причем последние получили наибольшее распространение.
В капельной установке одорант в жидком виде подается каплями или тонкой струей в газопровод, где смешивается с газовым потоком и испаряется.
Одоризатор простейшего типа изображен на фиг. 204. Из резервуара 1, рассчитанного на суточный запас, одорант по расходной трубке 2 через смотровое стекло 6 поступает в газопровод. Вентилями 4 и 5 регулируют вручную поток одоранта. Трубка 3 соединяет верх резервуара с газопроводом и служит для поддержания в резервуаре того же давления, что и в газопроводе. Этот одоризатор не обеспечивает равномерной одоризации, так как количество одоранта, поступающего в газопровод,
не зависит от параметров газового потока.
В более совершенных капельных одоризаторах (фиг. 205) на газопроводе установлена диафрагма 5, создающая перепад давлений для требуемой подачи
одоранта 'в зависимости от величины
газового потока. В поплавковой камере 8 Фиг. 204. Упрощенный капельный одо- поддерживается постоянный уровеньризатор.
одоранта, не зависящий от его уровня
в напорном бачке 2. Одорант подается по трубке 7 через диафрагму 10 и смотровое стекло 11 в газопровод. Недостатком этого одоризатора является неполная автоматизация его работы.
Фиг. 205. Капельный одоризатор с диафрагмой.Фиг. 205. Капельный одоризатор с диафрагмой.1 — газопровод; 2 — бачок для одоранта; 3 — запасная емкость для одоранта; 4 — ручной насос;5 — диафрагма в газопроводе; 6 и 7 — соединительные трубки; 8 — поплавковая камера; 9—поплавок; 10 — тонкая диафрагма; 11 — смотровое стекло; 12 — фильтр-отстойник.1 — газопровод; 2 — бачок для одоранта; 3 — запасная емкость для одоранта; 4 — ручной насос;5 — диафрагма в газопроводе; 6 и 7 — соединительные трубки; 8 — поплавковая камера; 9—поплавок; 10 — тонкая диафрагма; 11 — смотровое стекло; 12 — фильтр-отстойник.В барботажных одоризаторах одорант испаряется при барботаже части транспортируемого по газопроводу газа через одорант в специальной камере.
Фиг. 205. Капельный одоризатор с диафрагмой.
Фиг. 205. Капельный одоризатор с диафрагмой.
1 — газопровод; 2 — бачок для одоранта; 3 — запасная емкость для одоранта; 4 — ручной насос;
5 — диафрагма в газопроводе; 6 и 7 — соединительные трубки; 8 — поплавковая камера; 9—поплавок; 10 — тонкая диафрагма; 11 — смотровое стекло; 12 — фильтр-отстойник.
1 — газопровод; 2 — бачок для одоранта; 3 — запасная емкость для одоранта; 4 — ручной насос;
5 — диафрагма в газопроводе; 6 и 7 — соединительные трубки; 8 — поплавковая камера; 9—поплавок; 10 — тонкая диафрагма; 11 — смотровое стекло; 12 — фильтр-отстойник.
На фиг. 206 показана схема такого типа одоризатора. Создаваемый диафрагмой 3 (камера Даниеля) перепад давлений обеспечивает прохождение газа по трубке 21 в барботажную, камеру 2. По выходе из барботажной камеры насыщенный одорантом газ проходит через емкость с отбойными перегородками одоризатора 8, где освобождается от взвешенных частиц одоранта, и по трубке 4 поступает в газопровод позади диафрагмы 3. Накапливающийся в отбойной камере одорант сливается через сливной кран 5.
Контроль перепада давлений диафрагмы осуществляется дифференциальным манометром. Из расходного бачка 12 одорант стекает по трубке 18 в барботажную камеру 2 через регулятор уровня. Выравнивание давления между барботажной камерой и расходным бачком 12 осуществляется уравнительной трубкой.
Применяемые одоранты должны», быть физиологически безвредными,
обладать неприятным запахом, не должны вызывать коррозии газопроводов и приборов, должны слабо поглощаться землей и т. д. Одорант должен кипеть в’узких пределах температуры и обладать достаточной летучестью.
В качестве одорантов применяются этилмеркаптан, каптан, калодорант, пенталарм. В СССР применяется этилмеркаптан (C2H6SH) со следующими свойствами
Молекулярный вес 62,13
Содержание серы, % 51'5
Температура кипения, °C +34/7
Температура плавления, °C*' . * ’ —121/)
Удельный вес в жидком состоянии 0,84
Относительный удельный вес паров при 0°С и 1 ата ......2,1'1
Упругость паров, мм рт. ст.:Упругость паров, мм рт. ст.:при 10 °C 291
Упругость паров, мм рт. ст.:
Упругость паров, мм рт. ст.:
» 20 °C .440
» 30 °C ’’614
Фиг. 206. Схема барботажного одоризатора.Фиг. 206. Схема барботажного одоризатора.1 — газопровод; 2 — барботажная камера; 3 — диафрагма;4 — трубка, отводящая газ; 5 — сливной кран; 6 — регулировочный вентиль; 7 — отбойник брызг; 8 — емкость одоризатора; 9 — стеклянная трубка указателя уровня; ‘ 10 — манометр; 11 — трубка, подводящая этилмеркаптан со склада; 12 — расходный бачок; 13 — этилмеркаптан;14 — вентиль; 15 — поплавок регулятора уровня; 16—трубка, подводящая газ в барботажную камеру; 17 — фильтр; 18 — питательная трубка; 19 — клапан; 20 — тарелка;21 — трубка, подводящая газ под давлением.1 — газопровод; 2 — барботажная камера; 3 — диафрагма;4 — трубка, отводящая газ; 5 — сливной кран; 6 — регулировочный вентиль; 7 — отбойник брызг; 8 — емкость одоризатора; 9 — стеклянная трубка указателя уровня; ‘ 10 — манометр; 11 — трубка, подводящая этилмеркаптан со склада; 12 — расходный бачок; 13 — этилмеркаптан;14 — вентиль; 15 — поплавок регулятора уровня; 16—трубка, подводящая газ в барботажную камеру; 17 — фильтр; 18 — питательная трубка; 19 — клапан; 20 — тарелка;21 — трубка, подводящая газ под давлением.Количество вводимого в газовый поток одоранта зависит от нижнего предела взрываемости газа. Минимальное количество одоранта должно при «сигнальной» концентрации газа в воздухе помещения давать резкое ощущение запаха одоранта.
Фиг. 206. Схема барботажного одоризатора.
Фиг. 206. Схема барботажного одоризатора.
1 — газопровод; 2 — барботажная камера; 3 — диафрагма;
4 — трубка, отводящая газ; 5 — сливной кран; 6 — регулировочный вентиль; 7 — отбойник брызг; 8 — емкость одоризатора; 9 — стеклянная трубка указателя уровня; ‘ 10 — манометр; 11 — трубка, подводящая этилмеркаптан со склада; 12 — расходный бачок; 13 — этилмеркаптан;
14 — вентиль; 15 — поплавок регулятора уровня; 16—трубка, подводящая газ в барботажную камеру; 17 — фильтр; 18 — питательная трубка; 19 — клапан; 20 — тарелка;
21 — трубка, подводящая газ под давлением.
1 — газопровод; 2 — барботажная камера; 3 — диафрагма;
4 — трубка, отводящая газ; 5 — сливной кран; 6 — регулировочный вентиль; 7 — отбойник брызг; 8 — емкость одоризатора; 9 — стеклянная трубка указателя уровня; ‘ 10 — манометр; 11 — трубка, подводящая этилмеркаптан со склада; 12 — расходный бачок; 13 — этилмеркаптан;
14 — вентиль; 15 — поплавок регулятора уровня; 16—трубка, подводящая газ в барботажную камеру; 17 — фильтр; 18 — питательная трубка; 19 — клапан; 20 — тарелка;
21 — трубка, подводящая газ под давлением.
«Сигнальная» концентрация газа в воздухе приблизительно в 5 раз ниже нижнего предела его взрываемости. На основании этого приняты следующие среднегодовые расходы одоранта (в г) на 1000 м3 газа.
Этилмеркаптан16—20
Пенталарм 18
Калодорант 219
Каптан 8
При необходимости обнаружения утечек газа на газопроводах концентрация одоранта должна быть значительно повышена (приблизительно в 10 раз), так как
при прохождении газа в местах утечки через грунт часть его поглощается почвой и запах заметно ослабевает.
Одоризационные установки и хранилища для одоранта ввиду неприятного запаха выносят в отдельные будки или здания, удаленные от основных помещений компрессорной станции промысла или газораспределительной станции.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ
Радикальным средством борьбы с образованием гидратов, как известно, является обезвоживание газа. Обычно установки осушки газа сооружают на головных компрессорных станциях магистральных газопроводов. Таким образом, все газопроводы до головной компрессорной станции подвергаются опасности образования в них гидратных пробок в осенне-зимний период эксплуатации.
Наиболее эффективным, получившим широкое распространение средством борьбы с гидратами в таких условиях является впрыскивание метанола в газопровод. Впрыскивание производится в газоотводящий трубопровод непосредственно у скважины или в промысловый газопровод. Метанол в газе резко снижает температуру образования гидратов, например при температуре образования гидратов в газопроводе +8° С добавление определенного количества метанола снижает температуру образования гидратов до — 3°С. Таким образом, поскольку в газопроводах температура обычно не снижается ниже 0° С, то практически добавка в газ метанола исключает образование гидратных пробок.
Установки для впрыскивания метанола монтируют в начале газопровода и в таких пунктах газопровода, где имеется опасность образования гидратов. Схема установки приведена на фиг. 90.
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ ■
Магистраль газопровода заканчивается газораспределительной станцией (ГРС). Основное ее назначение — замер количества газа, поступающего из газопровода, дальнейший транспорт его к потребителям в определенных количествах и под требующимся давлением и подача в газгольдерные емкости города. Соответственно этому редуцирование газа на станции может быть в широких пределах — от 250 мм вод. ст. до 10 ат (при наличии в городе газгольдеров постоянного объема).
Замер газа в начале и в конце газопровода позволяет оценить утечку и потери газа на трассе газопровода (с учетом расхода газа на трассе).
На газораспределительных станциях в специальных помещениях устанавливается редуцирующая аппаратура первой и второй ступеней, пылеочистители для газа, одоризационная установка, и запорная аппаратура. При станции имеется небольшая мастерская для приборов, гараж и жилое помещение для работников станции.
Схема одной из типичных газораспределительных станций показана на фиг. 207.
Редуцирующий узел станции состоит из двух ступеней: первая предназначена для снижения давления газа, поступающего из газопровода, с 25—10 до 4—5 ат и вторая — с 4—5 ат до давления, требующегося для подачи газа отдельным потребителям. Например, по трем линиям к потребителям, указанным на схеме, давление снижается до Р3 = 0,3 ат, Р^ = 1,8 ат, Р5 = 2,5 ат. В качестве регулирующей аппаратуры для дросселирования газа в большинстве случаев применяются щвухседельные клапаны 4 и 12 в комплекте с командными приборами типа 04МГ-410. Снижение давления газа для собственных нужд станции производится регулятором давления прямого действия 16. Все редуцирующие приборы первой и второй ступеней дублируются для обеспечения бесперебойной подачи газа потребителям.
В случае необходимости ремонта на станции или при аварии на ГРС газ дается потребителям по обводной линии через регулирующие клапаны 8. Для выключения ГРС в этом случае перекрываются задвижки 1 и 14.
Замер количества газа, поступающего из магистрального газопровода и подаваемого отдельным потребителям, производится дифференциальными манометрами (диафрагмы 2 и 11\ Замер количества газа, идущего на удовлетворение собственных нужд станций, производится объемным газомером ротационного типа 15.
Для обеспечения нормальной работы приборов и одоризационной установки их размещают в отапливаемых помещениях, имеющих необходимую, вентиляцию для предотвращения загазованности помещения. Задвижки
рекомендуется устанавливать вне помещения станции в специальных колодцах.
Для очистки газа применяются жидкостные пылеуловители такого же- типа, как и на компрессорных станциях.
На приведенной схеме (см. фиг. 207) очистная установка расположена после узла редуцирования первой ступени, однако ее целесообразнее располагать перед редуцирующим узлом первой ступени. В этом случае вся аппаратура станции будет защищена от износа и порчи механическими примесями, содержащимися в газе.
Фиг. 207. Принципиальная схема газораспределительной станции.
А — колодец дистанционных задвижек; Б — территория собственно ГРС; В — редуцирующее отделение первой ступени; Г — отделение очистки газа; Д — одоризационное отделение; Е — редуцирующее отделение второй ступени; Ж — колодец с регуляторами давления на обводных линиях; 1 и 14 — задвижки с поршневыми приводами; 2 — измерительная диафрагма суммарного замера; 3, б, 7, ю, 13, 19 и 20 — задвижки; 4, 8, 12 — двухседельные регулирующие клапаны; 5 — предохранительный пружинный клапан; 9 — жидкостные пылеуловители; 11 — измерительные диафрагмы индивидуального' замера; 15 — объемный газомер со счетчиком; 16 — регулятор давления прямого действия; 17 — резервуар одоризатора; 18 — диафрагма одоризатора.
Следует указать, что задвижки 1 и 14 с поршневыми приводами, служащие- для выключения станции, могут быть заменены обычными штурвальными задвижками или кранами.
Описанная газораспределительная станция может быть сооружена и на путевых ответвлениях от магистрального газопровода. Оснащенность станции приборами будет зависеть от числа и типа потребителей газа.
Газораспределительная станция должна иметь необходимую телефонную связь с потребителями газа (городским газовым хозяйством), компрессорными станциями газопровода и диспетчером газопровода. Она обслуживается круглосуточно дежурным персоналом смены.
ПРИЕМ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Законченный строительством магистральный газопровод принимает комиссия в составе представителей организации, строившей газопровод, организации, которая будет его эксплуатировать, и представителей соответствующих главков и Государственной газовой технической инспекции.
Трассу прийимают на основании непосредственного осмотра сооружений газопровода и проверки документации.
К документам, подлежащим проверке, относятся: технический проект, рабочие чертежи, технические условия на сооружение газопровода, инструкции по производству работ, исполнительные чертежи, журналы на сварочные работы, контрольные и пробные стыки, сертификаты на трубы, электроды, изоляционные материалы, изоляционные работы; акты на приемку изоляции, продувку и испытание газопровода, засыпку траншеи, проверку арматуры перед установкой на газопроводе, испытание на прочность и плотность газопроводов и газораспределительных пунктов; книги на аппаратуру, имеющую рабочее давление свыше 0,7 ат, с разрешением Государственной инспекции, котлонадзора на эксплуатацию этой аппаратуры.
На основании осмотра сооружений газопровода и технической документации комиссия составляет акт, утверждаемый вышестоящей организацией. Указанный акт служит основанием для ввода магистрального газопровода в эксплуатацию.
ОБСЛУЖИВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
В период эксплуатации магистральный газопровод для обеспечения его нормального обслуживания разбивают на эксплуатационные районы. В каждый район входит компрессорная станция (при наличии нескольких компрессорных станций на газопроводе), где сосредоточено руководство района и находится аварийная бригада для обслуживания магистрали газопровода. Линейную часть газопровода делят обычно таким образом, чтобы компрессорная станция была размещена приблизительно в середине района. Каждый район делят на участки, протяженность которых зависит от рельефа мест ности, наличия искусственных и естественных препятствий и других факторов. Протяженность отдельных обслуживаемых участков не должна превышать 10—20 км. Протяженность участка, обслуживаемого обходчиком, зависит от наличия дорог вдоль участка и оснащенности газопровода (наличия селекторной связи, катодной защиты с движками на трассе, переходов газопровода через искусственные и естественные препятствия и т. д.). Для линейных обходчиков газопровода так же, как и для линейных обходчиков на железных дорогах, сооружают вдоль трассы жилые дома.
В обязанность обходчика магистрального газопровода входит наблюдение за самим газопроводом и находящимися на нем задвижками, водоотделителями, манометрами, за линией связи, обслуживающей газопровод, за оборудованием катодной защиты, за земельным участком в пределах полосы отчуждения и сооружениями на газопроводе в пределах этой полосы.
Обходчик ежедневно обходит (объезжает) свой участок, отмечает давление на манометрах, продувает водоотделители, освобождая их от скопившейся воды. Он имеет при себе полевой телефон и шест для присоединения к линии -связи в случае необходимости срочной передачи сведений об аварии и неполадках, замеченных при осмотре трассы газопровода.
Обходчик обязан следить за тем, чтобы в зоне отчуждения газопровода посторонние лица не производили никаких работ (запрещается разведение огня; запашка земли и т. д.). Не должны разрешаться в зоне отчуждения постройки, сооружение кабельных линий, устройство стрельбищ и т. д.
В обязанности обходчика входит также проведение работ по предупреждению аварий, отводу ливневых вод, одерновке берегов рек и пр.
Обходчик должен иметь путевую книжку и записывать в ней время выхода на трассу и время возвращения с трассы, замеченные повреждения, принятые меры по устранению неполадок и т. п.
Обходчик должен иметь выкопировку из плана трассы газопровода ® пределах своего участка с указанием всех задвижек, водоотделителей,
искусственных и естественных препятствий на трассе и сооружений в полосе- отчуждения газопровода.
В соответствии с существующими требованиями техники безопасности линейный обходчик не Должен один опускаться в колодец для проверки арматуры и проведения ремонтных работ. Спускающийся в колодец обходчик должен надеть пояс с веревкой, конец которой должен быть в руках у лица, находящегося наверху, у колодца. По существующим правилам на поверхности земли у колодца должно находиться не менее двух человек, которые следят за действиями находящегося в колодце рабочего и оказывают ему в случае необходимости немедленную помощь.
Все произведенные на газопроводе работы должны быть записаны в журнал учета ремонтных работ. В этом же журнале указываются неисправности на газопроводах и принятые меры по их ликвидации.
Служба обходчиков обеспечивает повседневное наблюдение за трассой и производство небольших ремонтных работ. Для ликвидации аварий и производства ремонтных работ, которые не могут быть выполнены обходчиками, на газопроводах создается аварийно-ремонтная служба. Как уже отмечалось, аварийно-ремонтная бригада обычно размещается на компрессорных станциях или в специальных помещениях, расположенных на трассе газопровода. Такая бригада оснащена транспортными средствами, обеспечивающими подъезд к месту аварии в любое время года, а также необходимыми оборудованием, инструментом и материалами. На трассе газопровода через каждые 5—10 км должен быть запас аварийных труб (предпочтительно у домов обходчиков).
В состав аварийно-ремонтной бригады входят мастер бригады, газосварщики, слесари, подсобные рабочие и землекопы.
При раскопке траншеи для ликвидации утечки газа из газопровода рабочие должны работать посменно, используя изолирующие противогазы. Котлован при рытье траншеи должен быть открытым и не тесным. Его надо засыпать сначала мелкой землей или песком и по окончании засыпки тщательно утрамбовывать.
Для тушения газа в случае его воспламенения в месте утечки из газопровода должны применяться земля или песок, глина, а также пенные огнетушители.
Производство сварочных работ на газопроводе под давлением допускается по существующим правилам при условии снижения давления газа до 40— 100 мм вод. ст., при этом должны быть приняты меры к уменьшению утечки газа в месте сварки.
Для изолирования аварийного участка по обе стороны от места аварии должно быть перекрыто по две задвижки и газ должен быть выпущен из аварийного участка через продувочные свечи у задвижек.
Учитывая необходимость высококачественной сварки газопровода, сварщик аварийной бригады должен ежемесячно сваривать пробный стык, который подвергается механическим испытаниям на растяжение и загиб.
Все работы аварийной бригады на газопроводе должны быть записаны в специальный журнал. На каждую ликвидированную аварию составляется? акт.
К обслуживанию магистрального газопровода могут быть допущены лица, которые прошли специальные, организуемые управлением газопровода курсы и знания которых проверены специальной комиссией. Знания лиц, обслуживающих газопровод, проверяются ежегодно.
Для каждой категории обслуживающего персонала разрабатываются рабочие инструкции, определяющие их служебные обязанности, порядок
ведения работ и мероприятия, обеспечивающие выполнение технических и противопожарных правил ведения работ.
Предупреждение возможных аварий и быстрая их ликвидация являются важнейшей обязанностью обслуживающего газопровод персонала. Нарушение нормальной работы магистрали газопровода может произойти вследствие закупорки газопровода посторонними предметами, попавшими в него при строительстве, скопления твердых частиц песка и грязи, выносимых из эксплуатируемых газовых скважин, скопления жидкости (воды, конденсата) в пониженных точках газопровода, образования ледяных или гидратных пробок, перекрытия запорных устройств и, наконец, разрыва газопровода или запорных устройств.
Авария обнаруживается по уменьшению количества поступающего газа и падению давления в конце газопровода. Если авария вызвана закупоркой газопровода, то в этом случае происходит нарастание давления в начале (в головной части) газопровода.
Место аварии на газопроводе при большой протяженности его отдельных участков не всегда можно найти за короткий срок. Полный или значительный по величине разрыв стыка или тела трубы, при котором на поверхности земли над траншеей имеются внешние признаки разрыва (выброс земли, потемнение снежного покрова, наличие желтых пятен на травяном покрове), определяется внешним осмотром трассы газопровода. Местоположение аварии определяют также по показаниям манометров на газопроводе.
Ликвидация обнаруженной аварии производится путем вварки отрезка трубы (катушки), заварки старого шва или накладки хомута. Отрезок трубы вваривается чаще всего при полном разрыве стыка или разрыве тела трубы. Заварка (наварка) нового шва (с вырубкой старого наплавленного металла) производится обычно при частичном разрыве стыка. Хомут накладывается на стык при небольших свищах в сварном шве или теле трубы.
В первых двух случаях необходим выпуск газа из аварийного участка. Накладка хомута на стык или свищ осуществляется без прекращения работы газопровода и выпуска газа в атмосферу.
В последнее время для ремонта корродированных участков газопровода применяют следующий метод. Трубу открывают на поврежденном участке до половины ее сечения, приподнимают из ложа, очищают от изоляции при помощи специального пескоструйного аппарата, ремонтируют, изолируют и вновь укладывают на прежнее ложе, после чего засыпают землей. Созданный группой специалистов газопровода Саратов—Москва пескоструйный аппарат для очистки труб оказался очень эффективным при ремонтных работах на газопроводах.
НАЗЕМНЫЕ ПОДВЕСНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ ДЛЯ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ СССР
В условиях крайних северных районов Европейской части СССР при строительстве и эксплуатаций газопроводов, проложенных в земле, возникали дополнительные трудности.
Эти районы характеризуются в основном наличием суглинков, глин и огромных пространств, занятых болотами.
В результате малой водопроницаемости этих грунтов и наличия мощных лесных массивов уровень грунтовых вод близок к поверхности. В зимних условиях вследствие высокой водонасыщенности часто происходит вспучивание грунтов при промерзании, что вызывает большие затруднения при строительстве сооружений. Продолжительные зимы, низкая температура, достигающая —56° С, и большой снеговой покров еще больше осложняют строительство и эксплуатацию газопроводов, проложенных в земле; на
ликвидацию аварий в этих условиях затрачиваются недели, тогда как в средней и южной частях СССР на ликвидацию, например, разрыва стыка требуются в среднем одни сутки.
Попытка прокладывать газопроводы на лежках на земле с применением сальниковых компенсаторов в подобных условиях не дала положительных результатов. Сальниковые компенсаторы не позволяют повышать давление выше 10 ат и, следовательно, ограничивают производительность газопроводов, а примерзание трубы к опорам и сопротивление снегового покрова температурным перемещениям газопровода вызывают частые разрывы стыков.
Инженеры А. В. Булгаков, С. И. Новопавловский, К. А. Веревкин и другие предложили прокладывать газопроводы путем подвешивания их на деревянных опорах выше снегового покрова.
По этому способу в одном из северных районов СССР в 1946—1953 гг. построены газопроводы диаметром до 16", общей протяженностью равной сотням километров.
Наиболее значительным из них является введенный в эксплуатацию в 1948 г. стальной газопровод протяженностью 102 км, диаметром 14", с толщиной стенки 10 мм и с давлением до 50 ат.
Опыт эксплуатации таких газопроводов на протяжении 7 лет дал вполне удовлетворительные результаты.
Трубопроводы, уложенные на поверхности земли или подвешенные на опорах, испытывают значительные температурные напряжения в зависимости от изменения температуры воздуха. Нетрудно подсчитать, что температурный перепад, вызывающий разрыв трубы вследствие растягивающего напряжения при временном сопротивлении стали трубы 4800 кГ]см?, составляет 190° С. Для обычной стали текучесть наступает при напряжении, превышающем половину величины временного сопротивления, поэтому можно принять предельный перепад температур равным приблизительно 50% от перепада, вызывающего разрыв трубы, т. е. 95° С.
В районах, где прокладывался газопровод, максимальная летняя температура достигает +40° С, а зимний температурный минимум —56° С. Поэтому при проектировании газопровода был принят для данного района расчетный перепад температур 100° С.
Авторы учли этот важнейший фактор, имеющий решающее значение при надземной прокладке газопровода, и предложили зигзагообразную подвеску газопровода на деревянных опорах. План такой подвески показан на фиг. 208.
При подвесной системе зигзагообразный газопровод подвешивают к опорам с длиной подвески 1,0—1,2 м, которые обеспечивают передвижение труб пир температурных деформациях.
Опоры приняты двух основных типов: промежуточные качающиеся и мертвые. Конструкция деревянной качающейся опоры дана на фиг. 209. Материал (дерево, металл или железобетон) для опор выбирают в зависимости от условий строительства газопровода и для каждого отдельного случая.
Основание опоры укладывают непосредственно на грунт с предварительным снятием растительного покрова. Целесообразно под концы опор укладывать лежки, расположенные параллельно трубе, что также обеспечивает легкую подвеску опоры при монтаже газопровода (фиг. 209).
При переходе через болота с торфяным покровом под концы опор забивают по одной или по две сваи в зависимости от глубины болота (фиг. 210). Возможность пучения грунта учитывается в расчете газопровода, Качающиеся опоры обеспечивают поперечную устойчивость газопровода.
Конструкция мертвой опоры показана на фиг. 211. Мертвые опоры обеспечивают продольную устойчивость трубопровода, а также воспринимают на себя нагрузку ветра.
На болотах мертвые опоры устанавливать сложно и их заменяют опорами на сваях (фиг. 210), которые устанавливают через одну с качающимися опорами (фиг. 209).
Фиг. 208. Схема зигзагообразного контура с расположением опор.
А —- продольный профиль; Б — план восьмипролетного зигзага для ровного и среднего рельефа; В — план шестипролетного зигзага для пересеченной местности; 1 — рядовая опора; 2 — мертвая опора; 3 — труба; 4 — мох; 5 — грунт; 6 — газопровод.
Диаметр трубопровода
Число пролетов в зигзаге
. 8"—
10"
12"-
-14'
14"-
-16'
а
1
а
1
а
1
8
15,62
125
17,50
140
20
160
6
16,67
100
16,67
100
20
120
Была принята установка мертвых опор на расстоянии 50 м по обе стороны от угла зигзага, качающихся — через 16,6 м. Стандартный угол зигзага 23°.
Фиг. 209. Промежуточная качающаяся опора.
Строительство газопровода велось на трассе, очищенной от кустарника и деревьев, шириной 20 м. Такая ширина необходима для размещения зигзагов газопровода и для монтажных работ.
Трубы развозили по трассе и сваривали в звенья, причем гнутые трубы со стандартным углом 23° для вершины зигзагов завозили в готовом виде. Холодное гнутье их осуществляли в централизованном порядке на строительном дворе при помощи трубогибочной машины. Гнутье труб с нестандартными 29 Ваказ 1377.
углами, требующимися по профилю трассы, производили на строительном дворе или на трассе, в полевых условиях, также трубогибочной машиной.
После сварки звеньев устанавливали опоры и затем звенья поднимали
По ИПо Ина опорах таким образом, чтобы обеспечить достаточный захлест между ними. Опоры заготовляли на строительном дворе
По И
По И
и развозили по трассе, где осуществлялись только их сборка и установка.
Для снятия лишних температурных напряжений и создания условий для свободных температурных перемещений газопровода монтаж последнего производили с соблюдением определенных условий. Так, стык А' (фиг. 212) между мертвыми опорами 3 и 4 заваривали только после регулирования всех опор на участке между мертвыми опорами 2 и 3 (после регулирования опоры присыпали землей для сохранения приданного им положения).
Регулирование промежуточных (рядовых) опор производилось следующим образом. По
Фиг. 210. Опора для болот.1 — сваи; 2 — грунт; 3 — торф.Фиг. 210. Опора для болот.1 — сваи; 2 — грунт; 3 — торф.окончании подвески очередного звена или нити газопровода, например участка А—А* (фиг. 212), мертвую опору 3 укрепляли путем натягивания муфтами струн растяжки, после чего к опоре приваривали газопровод и заваривали стык А. Промежуточные опоры на этом участке, не имеющие свайного основания, рихтовали так, чтобы подвеска у них была строго вертикальна. Затем регулировали мертвую опору 3 (порядок регулирования см. ниже). Опоры, которые имеют свайные основания и рихтовка которых невозможна, устанавливали так, чтобы вертикальные подвески их были в створе линии
Фиг. 210. Опора для болот.
1 — сваи; 2 — грунт; 3 — торф.
Фиг. 210. Опора для болот.
1 — сваи; 2 — грунт; 3 — торф.
зигзагов. Угловые опоры смещали внутрь угла газопровода так, чтобы их подвески в вертикальном положении отстояли от вершины угла на величину биссектрисы кривой гнутого угла газопровода. После окончания подвески участка А—А', как выше указывалось, мертвую опору 3 укрепляли при помощи стяжек, к ней приваривали газопровод и при вертикальных подвесках заваривали стык А. После этого регулировали мертвую опору 3.
На болотистых участках, где не было мертвых опор, свободно подвешенные звенья газопровода отклоняли, после чего заваривали стык А. Отклонение звеньев производилось в соответствии с данными следующей таблицы.
Наименование
Отклонение головок
подвесок
4-35
4-30
4-25
+20
4-15
+10
Опоры:
на вершине угла
первая от угла
вторая от угла
Направление смещения . . .
13
8
12
7
Во вне
10 ■ 6
ШНЮЮ СТ(
9
5
эрону угл
7
5
П а зигзага
6
4 ри любой
Мертвые опоры регулировали следующим образом. После регулирования промежуточных опор газопровод приводили в положение, отвечающее среднерасчетной температуре —10° С. Для этого мертвую опору в конце регулируе
Фиг. 212. Схема регулирования опор.Фиг. 212. Схема регулирования опор.А — стык заварен; А* — стык не заварен и не прихвачен; а — смещение трубопровода; б — при Т > 10°С мертвая опора смещается влево, при Т < 10° С — вправо; I—4 — мертвые опоры; I — регулировка окончена; II — регулировка рядовых опор и мертвой опоры 3; III — монтаж: трубопровод поднят, мертвая опора 4 установлена и обмята; IV — направление хода работ.А — стык заварен; А* — стык не заварен и не прихвачен; а — смещение трубопровода; б — при Т > 10°С мертвая опора смещается влево, при Т < 10° С — вправо; I—4 — мертвые опоры; I — регулировка окончена; II — регулировка рядовых опор и мертвой опоры 3; III — монтаж: трубопровод поднят, мертвая опора 4 установлена и обмята; IV — направление хода работ.(благодаря светлосерому цвету) от действия солнечных лучей.(благодаря светлосерому цвету) от действия солнечных лучей.
Фиг. 212. Схема регулирования опор.
Фиг. 212. Схема регулирования опор.
А — стык заварен; А* — стык не заварен и не прихвачен; а — смещение трубопровода; б — при Т > 10°С мертвая опора смещается влево, при Т < 10° С — вправо; I—4 — мертвые опоры; I — регулировка окончена; II — регулировка рядовых опор и мертвой опоры 3; III — монтаж: трубопровод поднят, мертвая опора 4 установлена и обмята; IV — направление хода работ.
А — стык заварен; А* — стык не заварен и не прихвачен; а — смещение трубопровода; б — при Т > 10°С мертвая опора смещается влево, при Т < 10° С — вправо; I—4 — мертвые опоры; I — регулировка окончена; II — регулировка рядовых опор и мертвой опоры 3; III — монтаж: трубопровод поднят, мертвая опора 4 установлена и обмята; IV — направление хода работ.
(благодаря светлосерому цвету) от действия солнечных лучей.
(благодаря светлосерому цвету) от действия солнечных лучей.
мого участка (см. фиг. 212) смещали оттяжками и газопровод отводили в сторону до тех пор, пока смещение головок подвесок (до этого вертикальных) не достигло значений, указанных в приведенной выше таблице.
При пересечении рек газопровод укладывали преимущественно на висячих канатных мостах (фиг. 213). Переходы через дороги местного значения
выполняли из арок, составленных из двух, труб, изогнутых под углом 23°, и одной трубы, изогнутой под углом 46°. На стыках переходов наваривали усилительные муфты. При пересечении магистрального шоссе и железной дороги газопровод укладывали в патроны, заложенные под полотном
дороги.
Трубы подвесного газопровода не покрывали битумом, так как в летних условиях неизбежно размягчение и стекание битума с трубы. Вместо этого газопровод окрашивали цементным молоком, которое в известной мере предохраняет трубы от ржавчины и
Цементное молоко готовили в пропорции 250 кг цемента на 100 л воды.
Длина газопровода при зигзагообразном способе прокладки с углами в 23° превышает всего на 2% длину прямолинейно уложенного газопровода.
При устройстве деревянных опор дополнительный расход металла на газопровод составил всего 3,1 т на 1 км его длины.
а (в см) для нормального зигзага при температуре, °C
| 4-5 | 0—5—10—15 | —20 | —25 | —35 | —45
—55
434-10—1—3—4—7—10
32+10—1—2—3—5—6
—14
—8
температуре монтируется вертикально
|Внутрь угла зигзага
Авторами описанного способа прокладки газопроводов в северных районах СССР А. В. Булдаковым, К. А. Веревкиным, С. И. Новопавловским и другими произведен подробный проверочный расчет прочности указанного выше 12" газопровода, причем были учтены все возможные виды напряжения и деформации (внутреннее давление, собственный вес газопровода, пучение грунта, температурные деформации, ветровая нагрузка, изгиб труб на вертикальных кривых).
При расчетах прочности газопровода последний рассматривался как •
равнопролетная неразрезная балка
бесконечной длины. В итоге расчетов
Фиг. 213. Висячий мост.
авторами
запаса ]
получены коэффициенты
прочности,
табл. 56 и 57.
приведенные в
Таблица 56
Коэффициенты запаса прочности длянапряжений, нормальных поперечномусечению трубы, от изгибающих моментовв вертикальной плоскости
к R й я й*о
2 О го ь
&, ей сб
И е
основной нагрузке
испытании водой
обрыве подвески
S
S сб И н ф д
>> р, Н Д
55
5,2
3,6
3,2
2,7
42
3,9
2,8
2,4
2,1
Коэффициент запаса прочности при
Из этих таблиц видно, что зигзагообразный подвесной газопровод имеет достаточно большой запас прочности.
Учитывая, что при эксплуатации I указанного газопровода в течение I шести лет не было значительных аварий, данный способ прокладки газопроводов можно использовать и для других северных районов СССР.
Временное сопротивление разрыву металла трубы, кГ 1 см%
Коэффициент запаса прочности при
температурной деформации
ветровой нагрузке
температурной и ветровой нагрузке
55
7,6
8,0
5,6
42
5,8
6,1
4,3
Таблица 57
Коэффициенты запаса прочности для напряжений, нормальных поперечному сечению трубы, от изгибающих моментов в горизонтальной плоскости
ЛИТЕРАТУРА
Ход а нович И. Е. О численных значениях коэффициентов сопротивления в магистральных газопроводах. Сб. «Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов». Гостоптехиздат, 1951.
ТеснерП. А. Выбор диаметра магистральных газопроводов. НХ, № 1,1938.
ГЛАВА VIII
ОЧИСТКА ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ
ЦЕЛЬ И НАЗНАЧЕНИЕ ОЧИСТКИ ГАЗА
Горючие углеводородные газы содержат посторонние включения газообразных, жидких и твердых веществ, обычно вредно действующих на работу трубопроводов, аппаратуры, оборудования и приборов, сокращающих период их эксплуатации и снижающих эффективность использования газов.
Твердые частицы в газе (песок, пыль, окалина) способствуют быстрому изнашиванию колец, клапанов и цилиндров компрессоров, засоряют счетчики, регуляторы давления, водоотделители, задвижки, вентили и горелки. Накапливаясь в определенных местах газопровода, они могут закупорить или сузить его сечение и тем самым снизить производительность газопровода. Жидкие частицы (капельки воды, нефти, конденсата и пр.), оседая в газопроводе, сужают его сечение, образуют гидравлические пробки и вызывают разъедание газопроводов, арматуры и приборов. Наличие указанных включений в газе вызывает различные эксплуатационные неполадки и увеличивает расходы при транспортировке и использовании газа.
Очистка газа от газообразных примесей, главным образом от сероводорода и углекислоты, вызывается:
санитарно-гигиеническими требованиями к горючему газу и продуктам: его сгорания;
требованиями противокоррозионной защиты труб, оборудования и приборов;
требованиями, вытекающими из технологии промышленной переработки газа.
Сероводород — сильно ядовитый газ. Его содержание в газе, используемом для бытовых нужд, по ОСТ не должно превышать 2 г на 100 ж3 газа (0,00133% объемн.).
Предельно допустимой концентрацией сероводорода в воздухе рабочей зоны производственных помещений считается 0,01 мг/л, а предельно допустимой концентрацией окиси углерода 0,02—0,03 мг/л. Таким образом, сероводород более опасен для человека, чем окись углерода.
Сероводород при нормальных условиях — бесцветный газ с неприятным специфическим запахом тухлых яиц. Молекулярный вес его 34,08, удельный вес по воздуху 1,176, вес 1 м3 при 0° С и 760 мм рт. ст. 1,521 кг.
Вдыхание человеком воздуха, содержащего 0,05—0,10% сероводорода, даже в течение 1 мин. вызывает острое отравление.
Необходимо отметить, что, несмотря на наличие специфического запаха у сероводорода, его можно обнаружить по запаху только в первое время, затем обоняние притупляется или даже совершенно исчезает. Поэтому обоняние ни в коем случае не может служить критерием оценки загрязненности атмосферы сероводородом.
Отравляющее действие сероводорода на организм человека зависит от концентрации в воздухе и от продолжительности действия. Установлено, что длительное пребывание человека в атмосфере с низкой концентрацией сероводорода также может повлечь острое отравление организма.
Кроме того, сероводород является одним из активнейших коррозионных агентов.
Как показал в своей работе В. Ф. Негреев [1], на внутреннюю коррозию газопроводов большое влияние оказывают концентрация в газе сероводорода и кислорода, степень завлажненности газа, давление и температура, а также скорость движения газа. При давлениях порядка 3—4 ат, но при отсутствии в газе кислорода особой коррозии не наблюдается. Усиленная коррозия бывает в тех случаях, когда в газе одновременно присутствуют сероводород, кислород и влага, причем интенсивность коррозии при наличии указанных компонентов повышается с увеличением давления.
Для предотвращения или ослабления такой коррозии необходимо стремиться создать условия, не допускающие одновременного присутствия в газе указанных агрессивных компонентов.
Сернистые соединения железа (особенно сульфиды), являющиеся продуктами коррозии, обладают высокой химической активностью, на воздухе быстро окисляются и самовоспламеняются, что нередко приводит к пожарам и взрывам.
Коррозионное и эрозионное действие неочищенного газа, так же как и механические примеси в нем, способствует быстрому износу оборудования и приборов.
При химической переработке газа с применением катализаторов сероводород отравляет катализатор, резко снижает срок его действия или совершенно выводит из строя.
Для таких процессов требуется глубокая очистка газа от сероводорода; содержание последнего в очищенном газе не должно превышать 0,06 мг}м\
Наряду с необходимостью очистки газа от сероводорода с целью улучшения качеств очищаемого газа следует учитывать также полезные качества извлекаемого сероводорода. Безусловно, как примесь к горючим газам сероводород является вредным, но, будучи извлеченным из газа, он может быть использован для получения элементарной серы, серной кислоты и других продуктов, представляющих собой ценные химикаты для ряда отраслей промышленности: нефтяной, бумажной, резиновой, текстильной и др., а также для сельского хозяйства.
Несмотря на то, что углекислота не в такой степени вредна, как сероводород, однако ее содержание в составе горючих газов нежелательно, потому что она снижает теплотворную способность газа. Углекислота в присутствии влаги способствует также коррозии металла труб и оборудования.
Одновременное присутствие в газе сероводорода и углекислоты часто затрудняет очистку и использование газа и увеличивает их коррозионное действие на металл.
Назначение очистительных установок — удалять из газа как посторонние включения, так и нежелательные газообразные примеси, причем степень очистки зависит от характера использования газа и от применяемых средств очистки.
ПРИМЕСИ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ В ПРИРОДНЫХ ГАЗАХ
Природные и попутные нефтяные газы состоят в основном из углеводородов метанового ряда (СпЩц+а) и содержат некоторые примеси. К таким примесям относятся главным образом азот, углекислота, сероводород и гелий.
Кроме того, в газах всегда содержатся водяные пары. Количественное содержание этих примесей различно. Например, содержание азота в газах различных месторождений изменяется в пределах 1,0—10,0% объемн., содержание углекислоты 0,2—5,0% объемы., содержание сероводорода 0,05 — 5,0% объемн., но иногда содержание их бывает больше. Наличие указанных компонентов в качестве примесей к углеводородным газам должно расцениваться в соответствии с их полезным или вредным влиянием на изменение свойств газа и в зависимости от воздействия их на металл труб, оборудование и на обслуживающий персонал при добыче, транспортировке, переработке и использовании газа.
Если влияние азота и углекислоты в основном сводится к снижению теплотворной способности газа, то наличие в газе сероводорода, являющегося, как уже отмечалось, весьма ядовитым и коррозионным газом (особенно в присутствии влаги и кислорода), вызывает значительные затруднения при эксплуатации газопроводов и резко ограничивает возможности переработки и использования такого газа.
Содержание сероводорода в природных и попутных нефтяных газах различно. Некоторые газы, например природные газы Западной Украины, Северо- Ставропольского месторождения, не содержат сероводорода, но многие горючие газы в том или ином количестве содержат его.
Содержание углекислоты в природных, попутных и нефтяных газах обычно невелико и изменяется в пределах 0,1—2,0%. Однако в некоторых газах, например в газах глубоконасосных скважин Орджоникидзевского района (Баку), содержание углекислоты доходит до 40—45%. Значительное количество углекислоты содержится в некоторых искусственных горючих газах.
Примерное содержание сероводорода в природных и попутных газах некоторых месторождений СССР указано в табл. 58.
Таблица 58
Примерное содержание сероводорода в газах некоторых месторождений СССР
Месторождение
Содержание сероводорода в газе, г/нм3
Месторождение
Содержание сероводорода в газе, г [нм3
Елшано-Курдюмское . . Султангуловское . . . Тарханы Пилюгинское Кинельское Зольненский овраг . .
1,5—0,15 12,0
9,0
4,5
15,9
34,5-21,0
Стрельненское
Бугурусланское . . . .
Ишимбаевское
Шугуровское Бакинские Грозненские
36,0—21,0
15,0
55,5—36,0
16,5
0,0165 0,195-0,105
Изучение состава природных и попутных нефтяных газов и содержания в них сероводорода и углекислоты имеет большое значение не только при решении вопросов переработки и использования этих газов, но и для прикладной и теоретической геологии [2].
КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА
Способы очистки газа от сероводорода базируются на тесном контакте газа с твердыми или жидкими поглотителями и могут быть подразделены на две основные группы:
сухие способы (с применением очистной массы в твердом виде);
мокрые способы (с применением жидких растворов).
К сухим относятся способы очистки газа болотной рудой, шламом алюминиевого производства и активированным углем.
Мокрые способы очистки газа можно подразделить на четыре следующих типа.
Нерегенеративные процессы, при которых поглотительный раствор после его насыщения сероводородом не регенерируется, а сбрасывается и заменяется свежим раствором. Сюда относятся процессы очистки газа каустиком и известковым раствором. Эти способы не экономичны и промышленного значения не имеют. Они могут применяться только для небольших количеств газа с небольшим содержанием сероводорода.
Регенеративные процессы, при которых абсорбент непрерывно циркулирует — насыщается и регенерируется, но продукты очистки — отбросные газы и в первую очередь сероводород — не используются, а выбрасываются в атмосферу. К этой группе относится прежде всего содовый процесс очистки.
Регенеративные процессы с выделением и использованием сероводорода: этаноламиновый, фосфатный, алкацидный, фенолятный.
Регенеративные процессы с выделением серы. К ним относятся железо- мышьяково-щелочные способы, никелевый способ и др.
Подробное описание различных способов очистки газов можно найти в специальных работах [3, 4]. Здесь мы рассмотрим только некоторые способы очистки применительно к промысловым и природным газам.
Выбранный способ очистки газа от сероводорода должен удовлетворять следующим требованиям:
обеспечивать высокую степень очистки газа; в очищенном газе, направляемом для коммунально-бытового использования, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 нм3 газа;
быть освоенным в промышленном масштабе; производство поглотителей не должно быть сложным и дорогим;
обеспечивать очистку больших количеств газа (сотни тыс. нм3/сутки) с благоприятными технико-экономическими показателями;
обеспечивать очистку газа при данном давлении и заданном составе (при наличии в газе сероводорода, углекислоты, кислорода и тяжелых углеводородов).
В СССР применяются как сухие, так и мокрые способы очистки газа. При выборе способа очистки газа от сероводорода следует учитывать конкретные условия. В одном случае, например при наличии газа низкого давления с небольшим содержанием сероводорода и при необходимости глубокой очистки, наиболее выгодным будет сухой способ очистки, в другом случае, например при большом количестве газа, значительном содержании в нем сероводорода и высоком давлении газа, наиболее выгодным может оказаться один мокрый способ, а в третьем случае может потребоваться применение мокрого способа с доочисткой сухим способом.
Более детальное рассмотрение отдельных процессов поможет лучше ориентироваться в достоинствах и недостатках каждого из них и оценить их практическую приемлемость.
Сухие способы очистки
Сухие способы очистки газа основаны либо на непосредственном химическом взаимодействии сероводорода с твердыми реагентами, либо на адсорбционных и каталитических свойствах поглотителя.
В качестве очистной массы, химически взаимодействующей с сероводоро-
дом, применяют гидрат окиси железа; при этом происходят следующие реакции:
реакция поглощения сероводорода
2Fe (ОН)3 + 3H2S = Fe2S3 + 6Н2О;
реакция регенерации очистной массы
2Ре^3 + ЗО2 + 6Н2О = 4Fe (OH)S + 6S.
Обе эти реакции экзотермичны. Наряду с основными реакциями протекает также ряд побочных реакций как при поглощении сероводорода, так
Фиг. 214. Схема очистки газа болотной РУДОЙ.Фиг. 214. Схема очистки газа болотной РУДОЙ.1 — вход газа на установку; 2— подача водяного пара; 3 — линия подвода воды; 4 — инжекторы;5 — очистные ящики; 6 — воздуходувка; 7 — выход очищенного газа; 8 — дренажный спуск.1 — вход газа на установку; 2— подача водяного пара; 3 — линия подвода воды; 4 — инжекторы;5 — очистные ящики; 6 — воздуходувка; 7 — выход очищенного газа; 8 — дренажный спуск.и в процессе регенерации гидрата окиси железа.
Фиг. 214. Схема очистки газа болотной РУДОЙ.
Фиг. 214. Схема очистки газа болотной РУДОЙ.
1 — вход газа на установку; 2— подача водяного пара; 3 — линия подвода воды; 4 — инжекторы;
5 — очистные ящики; 6 — воздуходувка; 7 — выход очищенного газа; 8 — дренажный спуск.
1 — вход газа на установку; 2— подача водяного пара; 3 — линия подвода воды; 4 — инжекторы;
5 — очистные ящики; 6 — воздуходувка; 7 — выход очищенного газа; 8 — дренажный спуск.
В качестве очистной массы широко используют болотную руду, имеющую активность по отношению к H2S 30—36%. Перед загрузкой в газоочистители болотную руду размалывают и смешивают с. древесными опилками для разрыхления и увеличения поверхности реактивной массы, а затем к ней добавляют гашеной извести для создания щелочной среды, при которой улучшается процесс поглощения сероводорода.
Соотношение этих компонентов в газоочистной массе следующее (в % вес.).
95,5 4,0 0,595,5 4,0 0,5Болотная руда Опилки . . . Известь . . .
95,5 4,0 0,5
95,5 4,0 0,5
Всего . . . 100,0
Кроме того, к очистной массе добавляют воду в количестве 25—40% вес., которая активизирует очистную массу и в то же время несколько замедляет разогрев ее вследствие экзотермического процесса поглощения. Увлажнение массы должно производиться с учетом влаги, вносимой в нее очищаемым газом.
Наряду с естественной болотной рудой в качестве очистной массы применяется бокситовый отвал алюминиевого производства.
Технологическая схема очистки газа по описываемому способу (фиг. 214) несложна. Газ пропускается через очистные ящики (фиг. 215), заполненные реактивной массой. Ящики представляют собой прямоугольную коробку, чугунную или железную, с плотно закрывающейся крышкой. Герметичность крышки создается либо гидравлическим затвором, либо сухим уплотнением. Внутри ящика имеются 3—4 деревянные решетки, на которые насыпается очистная масса равномерным слоем толщиной 150—120 мм; высота ящика 1,2—1,5 м. В результате контакта сероводород поглощается, а очищенный газ отводится и направляется для использования по назначению. После того как газоочистная масса, поглотив достаточное количество H2S, начинает терять свою активность, ее подвергают регенерации одним из следующих трех способов.
Очистную массу выгружают из ящика, насыпают на настил слоем толщиной 200—300 мм, периодически смачивают водой и перелопачивают
1—2 раза в сутки. При действии кислорода воздуха сернистое железо превращается вновь в гидрат окиси, при этом цвет очистной массы изменяется от черного до бурого. Продолжительность регенерации — до 4 дней. Регенерация считается законченной, когда вся масса приобретет красно-бурую окраску и перестанет разогреваться. Тогда добавляют в нее необходимое количество гашеной извести и загружают обратно в очистной ящик. Операция регенерации очистной массы по этому способу весьма трудоемка.
Ящики с болотной рудой периодически отключают от газового потока и пропускают через очистную массу газ с постепенно увеличивающейся добавкой воздуха. Газо-воздушная смесь циркулирует по замкнутой схеме, выделяющееся тепло реакции отнимается от газа в скрубберах, орошаемых водой.
Непрерывно и одновременно с газоочисткой добавляют к поступающему на очистку газу воздух, причем количество воздуха в 1,5 раза больше, чем это требуется по теоретическому расчету для реакции окисления.
ВВХотя такой способ регенерации распространен, однако для природных и нефтяных газов его следует рекомендовать только в тех случаях, когда газ после очистки направляется для использования в качестве топлива. Если же газ после очистки направляется на переработку, до- этом случае регенерацию очистной
В
В
массы лучше вести по первому или второму способу. Когда в очистной массе накапливается 40—50% вес. элементарной серы, она считается отработанной и для поглощения сероводорода не годится. Такую отработанную массу часто используют вместо серного колчедана для производства серной кис-
лоты.
Работа газоочистных установок с болотной рудой характеризуется следующими показателями:
скорость прохождения газа через очистную массу в ящиках •5—10 мм/сек]■
падение давления газа в результате сопротивления при проходе через -очистные ящики на 1 м высоты при скорости газа 5 мм/сек 15—30 мм вод. ст., при скорости газа 8 мм)сек 25—50 мм вод. ст.;-
продолжительность контактирования газа с массой 3—5 мин. в зависимости от содержания сероводорода в газе;
температура процесса очистки 25—30° С;
поверхность очистной массы в ящике на 100 м3 газа в сутки 0,14— 0,23 м^
возможная степень очистки газа 0,1—0,2 г H2S на 100 нм3 газа;
количество воздуха, требующееся для регенерации очистной массы, — на один объем H2S 21/2 объема воздуха;
число регенераций очистной массы 25—40.
Как видно из приведенных показателей, болотно-рудный способ позволяет очищать газ от сероводорода до следов и во всяком случае значительно лучше, чем это требуется по стандарту для бытового газа. Однако этот способ очистки имеет довольно существенные недостатки. Обычно очистка газа болотной рудой осуществляется при атмосферном давлении; так как скорость
Фиг. 216. Разрез газоочистной башни.Фиг. 216. Разрез газоочистной башни.
Фиг. 216. Разрез газоочистной башни.
Фиг. 216. Разрез газоочистной башни.
реакции очистной массы с сероводородом мала и для достижения максимальной очистки необходимо продолжительное соприкосновение газа с очистной массой, то установка получается весьма габаритной и громоздкой. Кроме того, в связи с экзотермичностью реакции поглощения сероводорода болотнорудным способом можно очищать газ, содержащий не более 0,5% сероводорода. При больших содержаниях H2S в газе может оказаться выгодным пропускать газ через жидкостную систему очистки. Этот способ может быть использован для очистки сравнительно небольших количеств газа (100000— 200000 м3/сутки} с небольшим содержанием сероводорода. В некоторых случаях могут быть применены два способа очистки: мокрый (как первая ступень) и сухой (как вторая ступень).
В последнее время вместо ящиков применяются очистные башни, работающие также с незначительным давлением или даже с давлением, доходящим до 15—20 ат. Такие очистные башни заполняются либо царгами с болотной рудой, либо очистной массой, приготовленной в виде шариков. Скорость движения газа в башнях доходит до 100 мм/сек, поэтому такие установки более компактны.
На фиг. 216 показан разрез очистной башни с царгами, заполненными болотной рудой. Диаметр башни 6,3 м, высота 16,3 м. Газ поступает в башню снизу через центральную распределительную трубу и из нее через щели идет в царги, где разделяется на два потока и проходит через очистную массу. Очищенный газ собирается в круговом зазоре между обичайкой башни и царгами и оттуда отводится в следующую по ходу газа башню. Обычно устанавливают четыре башни, причем каждая башня по ходу газа может быть первой, второй, третьей и четвертой. Перезарядка башен производится при помощи подвижного крана, которым поднимают и переносят царги в помещение для регенерации.
Произведем расчет количества потребной очистной массы и определим габариты газоочистных башен для очистки 500 000 м3/сутки газа при содержании в нем 0,2% сероводорода. Давление газа 1000 мм вод. ст.
Потребный объем газоочистной массы может быть определен по следующей эмпирической формуле:
(VIII, 1)(VIII, 1)m = ^-Vs,
(VIII, 1)
(VIII, 1)
. где М — объем очистной массы в м3;
Q — количество очищаемого газа в м?/час\
F — содержание активной окиси железа в данной газоочистной массе в %; обычно 7^=124-18%;
W — объемный вес очистной массы в кг/м3; обычно W = 800 4-900 кг/м3;
S — концентрация сероводорода в газе в г/м3; для нашего случая 5 = 3 г/м3.
Подставив наши данные, получим:
1225 м».
Размеры башен определяются следующим расчетом, а) Диаметр башни
D =D =3600у ’3600у ’
D =
D =
3600у ’
3600у ’
где у— линейная скорость газа в башнях; обычно у = 0,08 4-0,12 м/сек. Подставив в формулу у = 0,12 м/сек, получим D = 7,5 м.
Высота башни
тт 4Q
^об
где уОб — объемная скорость газа в башнях; обычно уОб = 8 4-14 м3/час на 1 м3 объема башни.
Меньший предел скорости относится к газам, содержащим 0,4—0,5% H2S, больший предел — к газам, содержащим 0,1 — 0,3% H2S.
Подставив в формулу уОб = 12 м3/час, получим:
тт _4 X 20800_ on z
3,14x56,25x 12 ~ М*
Принимаем три последовательно соединенные башни высотой 39,4: 3 х 13,1 м каждая.
Количество очистной массы в одной башне
1225:3-408 т.
Частота перезарядок башен очистной массой
Масса считается полностью отработанной, когда содержание серы в ней достигнет 40—50% от собственного веса массы. Примем содержание серы в массе 40%; тогда загруженная очистная масса может поглотить серу в количестве
1225 X 0,40 = 490 т.
Количество серы, удаляемой из газа за сутки:
500000 X 0,002 X 32 лооп — looU кг.
Следовательно, общего количества очистной массы хватит на
490 :1,330 = 368 дней.
Таким образом, перезарядку каждой башни следует производить приблизительно один раз в год.
Вторым способом сухой очистки газа является очистка активированным углем. Процесс очистки по этому способу состоит из трех операций:
поглощение H2S;
окисление H2S до элементарной серы;
экстракция серы из угля.
Способ этот наиболее эффективен при содержании. сероводорода в газе не более 3—5 г/нм3.»
Технологическая схема очистки следующая. Газ при входе на очистную установку пропускается через фильтр для освобождения от нефтяных частиц, затем к нему подмешиваются воздух (в количестве 3—4% от веса газа) и аммиак (в количестве 0,1—0,3 г на 1 м3 газа) и он направляется в адсорберы. Число адсорберов зависит от пропускаемого количества газа. Активированный уголь способен поглотить серы до 150% от собственного веса, практически поглощение доводят до 70—80%. После того, как будет установлено, что уголь в том или ином адсорбере насыщен серой, этот адсорбер отключается и уголь в нем подвергается регенерации. Извлечение серы из угля производят промывкой угля раствором сернистого аммония или другим растворителем (нацример, сероуглеродом). Регенерация угля заканчивается пропуском через него водяного пара при температуре 102—110° С. Когда содержание серы в растворе сернистого аммония достигнет 200—300 г на 1 л раствора, последний подвергается регенерации острым паром при температуре 125—130° С; при этом получается чистая сера.
Основные показатели очистки по этому способу следующие:
степень очистки газа от сероводорода достигает 5—20 мг{нм3 в очищенном газе;
число адсорберов 2—40 шт.; диаметр адсорбера 2,5—4,5 м; высота 1,5—3,5 м; высота загрузки угля 0,80—1,2 м, в каждом адсорбере до 5 м3 угля;
уголь до проскока сероводорода задерживает 70—150% серы от собственного веса; в среднем 1 м3 угля поглощает до 400 кг серы;
1 л раствора сернистого аммония извлекает до 0,3 кг серы; концентрация раствора 15%;
потеря давлений в адсорбере 50—60 мм вод. ст.;
скорость газа, если считать на полное сечение, 80—100 мм (сек;
температура газа до адсорбера 25—30° С; следует учитывать, что в процессе поглощения и окисления сероводорода выделяется тепло; температура адсорбции не должна превышать 40° С;
возможное количество регенерации угля до 100;
выход элементарной серы 95%;
чистота серы 99—99,5%;
расход активированного угля на 1 m серы 10—12 кг; срок службы угля 1,5—2 года;
расход пара на 1 m серы 5—6 т.
В применении к очистке естественных газов, содержащих газо-бензиновые углеводороды, этот способ требует проведения дополнительных исследовательских работ по выявлению возможного совмещения очистки газа и его отбензинивания.
Существенную роль в процессе очистки газа от H2S активированным углем играет влажность угля. Влага снижает активность угля, поэтому желательно газ предварительно осушить, перед тем как пустить его в очистные адсорберы. Кроме того, необходимо газ предварительно очистить от взвешенных твердых и жидких частиц. В этом один из существенных недостатков описываемого способа. Однако он имеет ряд преимуществ перед болотно-рудным способом: большие скорости газа в адсорберах, меньшие затраты металла на установку и получение элементарной серы высокого качества.
Мокрые способы очистки газа
Способы очистки газа различными жидкими растворами выгодно отличаются от сухих способов своей компактностью, непрерывностью процесса, простотой обслуживания и недорогой эксплуатацией.
Очистка газа раствором каустика
Растворы едкого натра и едкого кали довольно хорошо очищают газ от сероводорода. Применяемая концентрация раствора 0,5—1,5%. Раствор циркулирует до полного насыщения и затем отводится в канализацию, а вместо отработанного заливается свежий раствор.
Этот способ очистки газа не экономичен, так как в процессе очистки расходуется много щелочи. Поэтому его иногда применяют только для очистки небольших количеств газа с малым содержанием сероводорода на заводах, где имеются растворы щелочи, употребляемые для очистки нефтепродуктов.
К этому типу очистки относится также очистка известковым раствором.
Содовый способ очистки
Фиг. 217. Схема установки для очистки газа содовым способом.Фиг. 217. Схема установки для очистки газа содовым способом.1 — скруббер; 2 — регенератор; 3 — подогреватель; 4 — каплеотбойник; 5 — насосы; 6 — воздуходувка; 7 — емкость для отработанного раствора; 8 — емкость для регенерированного раствора.1 — скруббер; 2 — регенератор; 3 — подогреватель; 4 — каплеотбойник; 5 — насосы; 6 — воздуходувка; 7 — емкость для отработанного раствора; 8 — емкость для регенерированного раствора.Этот способ состоит в промывке газа раствором (концентрация 1—3%) кальцинированной соды. Процесс поглощения сероводорода протекает по следующей обратимой реакции:
Фиг. 217. Схема установки для очистки газа содовым способом.
Фиг. 217. Схема установки для очистки газа содовым способом.
1 — скруббер; 2 — регенератор; 3 — подогреватель; 4 — каплеотбойник; 5 — насосы; 6 — воздуходувка; 7 — емкость для отработанного раствора; 8 — емкость для регенерированного раствора.
1 — скруббер; 2 — регенератор; 3 — подогреватель; 4 — каплеотбойник; 5 — насосы; 6 — воздуходувка; 7 — емкость для отработанного раствора; 8 — емкость для регенерированного раствора.
Na2COs+H2S NaHS+ + NaHCOg.
После того, как раствор насыщен сероводородом, его подвергают регенерации продувкой воздухом. Последний увлекает с собой H2S, и раствор вновь восстанавливает свои поглотительные свойства. Конструктивное оформление процесса очистки содой простое (фиг. 217): имеются скруббер для абсорбции
сероводорода, регенератор для регенерации раствора, емкости для отработанного и для регенерированного раствора, насосы для циркуляции раствора и воздуходувка для продувки насыщенного раствора воздухом. В некоторых случаях обходятся одним скруббером, состоящим из двух частей: верхняя часть служит абсорбером, нижняя — регенератором.
Газ, подлежащий очистке, поступает в нижнюю часть абсорбера и направляется вверх, проходя через насадки (применяются кольца Рашига, деревянные решетки, кокс и пр.). Навстречу газу сверху вниз подается раствор в количестве 6—8 л на 1 м3 газа. Раствор поглощает сероводород, выводится из нижней части абсорбера и поступает в промежуточную емкость. Очищенный от H2S, газ выходит из верха абсорбера и направляется по назначению.
Отработанный раствор из промежуточной емкости забирается насосом щ подается на верхние насадки скруббера-регенератора и стекает вниз навстречу потоку воздуха.
Воздух выдувает H2S и увлекает с собой, а регенерированный раствор собирается в промежуточную емкость и затем насосом подается опять в абсорбер. Таким образом, цикл замыкается. Раствор циркулирует непрерывно.
Воздух вместе с сероводородом из регенератора выдувается в атмосферу. В этом один из существенных недостатков содового процесса, так как серо-
водород, выдуваемый в атмосферу, загрязняет ее. Чтобы частично устранить этот недостаток, рекомендуется выдуваемый H2S сжигать под котлами или на свече или в крайнем случае выдувание производить через высокие стояки (высотой до 80 м\ Элементарная сера при этом, конечно, не утилизируется.
Вторым недостатком этого процесса является сравнительно невысокая степень очистки газа — 75—80%.
Содовый способ очистки газа, несмотря на недостатки, нашел практическое применение из-за простоты устройства аппаратуры, компактности установки, небольших капиталовложений и дешевой эксплуатации в тех случаях, когда не требуется высокой степени очистки газа. Однако для широкого использования этот способ рекомендовать не следует, потому что выдуваемый сероводород загрязняет атмосферу и его невозможно использовать.
Этаноламиновый способ
Процесс очистки газа растворами этаноламинов относится к регенерационным процессам, позволяющим использовать сероводород. К ним относятся также фенолятный, алкацидный, фосфатный способы очистки. Однако наибольшее распространение получил этаноламиновый способ как более совершенный, поэтому рассмотрим его более подробно. Для очистки применяются водные растворы моно-, ди- и триэтаноламинов, соответственно имеют щие формулы: (СН2СН2ОН) NH2; (СН2СН2ОН)2 NH; (СН2СН2ОН)3 N.
Этанол амины поглощают H2S и СО2, причем образуются карбонаты ,, бикарбонаты, сульфиды и бисульфиды по следующим реакциям [где R — ра дикал (СН2СН2ОН)]:
моноэтаноламины
2RNH2+H2O+CO2 ^ (RNH3)2CO3,
(RNH3)2 СО3+Н2ОЧ-СО2 # 2RNH3HCO3,2RNH2+H2S # (RNH3)2S,(RNH3)2 S+H2S <± RNH3HS;
диэтаноламины
2R2NH+H2O+CO2 # (RNH2)2CO3,
(R2NH2)2CO3+H2O+CO2 # 2R2NH2HCO3,
2R2NH+H2S 7? (R2NH2)2S,(R2NH2)2S4-H2S t* 2R.NH2HS;
в)' триэтаноламины
2R3N+H2S # (R3NH)2 S,
(R3NH)2 S+H2S 2R3NHHS,2R3N+H2O+CO2 t* (R3NH)2CO3,(R3NH)2CO3+H2O+CO2 # 2R3NHHCO3.
Выделение H2S и CO2 из поглотительного раствора производится при нагревании; при температурах 105° С и выше указанные реакции идут справа налево.
Этаноламиновый способ получил весьма большое распространение. для очистки от сероводорода природных газов, транспортируемых по дальним газопроводам. Его распространению способствовали следующие преимущества.
Возможность достижения весьма высокой степени очистки газа от сероводорода (ниже требуемой нормы — 2 г на 100 нм3 газа) при сравнительно благоприятных экономических показателях.
При низком содержании СО2 в природном газе экономические показатели этаноламинового способа очистки (расходные коэффициенты по пару, электроэнергии) ниже показателей остальных круговых способах при более глубокой в то же время степени очистки газа.
Возможность проведения очистки газа под высоким (50 ат и выше) давлением, при котором газ поступает из месторождения в дальний газопровод. Повышение давления улучшает очистку газа.
Возможность совмещения процессов очистки и осушки природного газа на одной установке путем применения комбинированного раствора этаноламина с диэтиленгликолем. Однако в последнее время от совмещения указанных двух процессов отказываются в связи с более усиленной коррозией аппаратуры от повышенной температуры регенерации раствора.
Присутствие в природном газе углекислоты даже в значительном количестве не нарушает процесса очистки, как это происходит, например, при фенолятном процессе, однако ухудшает экономические показатели, потому что этаноламины позволяют лишь частично осуществить избирательное поглощение сероводорода в присутствии углекислоты.
В случае присутствия в природном газе кислорода при абсорбции протекает следующая побочная реакция, приводящая к образованию тиосульфата этаноламина:
2RNH2+2H2S4-2O2=(RHNH2)2S2O3+H2O,
Являясь солью сильной кислоты, тиосульфат этаноламина не разлагается при температуре регенерации раствора и, накопившись в нем, может понизить степень очистки газа вследствие снижения концентрации активного вещества в растворе.
Разработаны способы регенерации тиосульфата этаноламина, заключающиеся в обработке раствора каустической или кальцинированной содой. При этом уже на холоде протекает реакция
(RHNH2)2S2O3+2NaOH=Na2S2O8+2RNH2+2H2O.
Освободившийся этаноламин может быть извлечен путем разгонки раствора.
При сравнительной характеристике различных этаноламинов как поглотителей H2S надо учитывать следующие обстоятельства.
Примерные отношения (в % объемн.) поглотительных способностей различных этаноламинов по H2S: моноэтаноламин 100 м3^м3 H2S, диэтаноламин 56 м3]м3 H2S, триэтаноламин 39 м3[м3 H2S.
Применяемые концентрации водных растворов различны для различных этаноламинов.
Из-за сравнительно высокой упругости паров моноэтаноламина не рекомендуется применять растворы, содержащие более 20% моноэтаноламина. При применении более концентрированных растворов потери моноэтаноламина с очищенным газом достигают значительной величины. Упругость паров диэтаноламина значительно ниже, а триэтаноламина еще ниже (фиг. 218). Поэтому применяют более концентрированные, 30—40%-ные растворы диэтаноламина и триэтаноламина. Следует, однако, л казать, что при применении растворов более высокой концентрации повышается температура раствора по мере поглощения газов вследствие выделения тепла реакции и ухудшается процесс очистки.
Коэффициенты сорбции растворов моноэтаноламина по сероводороду в 2—2,5 раза больше коэффициентов сорбции растворов диэтаноламина.
Избирательная способность поглощения сероводорода в присутствии углекислоты у различных этаноламинов также весьма различна.
Отношение коэффициентов сорбции сероводорода и углекислоты для моноэтаноламина составляет 2—2,5, а для диэтаноламина 3—3,5.
В последнее время для избирательной абсорбции H2S в присутствии СО2 предложено применить метилдиэтаноламин.
Фиг. 218. Упругость паров этаноламинов в зависимости от температуры.Фиг. 218. Упругость паров этаноламинов в зависимости от температуры.1 — моноэтаноламин; г — диэтаноламин; 3— триэтанол, амин.1 — моноэтаноламин; г — диэтаноламин; 3— триэтанол, амин.( Осуществление избирательной способности H2S в присутствии СО2 может иметь значение не только для снижения количества циркулирующего в системе раствора и, следовательно, габаритов аппаратуры и расходных коэффициентов, особенно расхода
Фиг. 218. Упругость паров этаноламинов в зависимости от температуры.
Фиг. 218. Упругость паров этаноламинов в зависимости от температуры.
1 — моноэтаноламин; г — диэтаноламин; 3— триэтанол, амин.
1 — моноэтаноламин; г — диэтаноламин; 3— триэтанол, амин.
пара, но и для получения отходящего из установки газа с большим содержанием сероводорода для облегчения его дальнейшего использования.
Сероводород отходящих газов может быть использован для следующих целей:
для переработки на серу контактным способом;
для сжигания газа с полным окислением сероводорода до сернистого ангидрида и дальнейшего получения из него серной кислоты или для абсорбции сернистого ангидрида и его выделения в концентрированном виде.
При переработке сероводорода отходящих газов на
серу контактным способом концентрация сероводорода в отходящих газах имеет существенное значение, так как контактный способ получения серы применим только для газов, содержащих более 15—20% H2S, причем при низкой концентрации H2S выход серы ухудшается.
Серную кислоту можно получать из газов, содержащих до 5—6% H2S.
Утилизация H2S отходящих газов экономически оправдывается лишь при определенном содержании Н23 в газах. В тех случаях, когда в первую очередь следует ставить вопрос об утилизации H2S, например при очистке сернистых газов восточных районов, отношение содержания СО2 к содержанию H2S в газах не настолько велико, чтобы надо было прибегать к избирательному поглощению сероводорода.
Там, где нет необходимости в избирательном поглощении сероводорода, наиболее целесообразно применять раствор моноэтаноламина, так как он обладает наибольшей сероемкостью по сравнению с другими этаноламинами и является в настоящее время достаточно доступным реагентом.
Если же в будущем возникнет необходимость в очистке газа с высоким отношением содержания СО2 к содержанию H2S с дальнейшей переработкой H2S, то надо будет разработать вариант очистки подобного газа раствором триэтаноламина, возможно, что он окажется в этом случае более выгодным.
На фиг. 219 дана технологическая схема этаноламинового способа очистки. Поглощение H2S и СО2 из газов этаноламинами производится в абсорбере тарельчатого или насадочного типа.
30 Заказ 1377.
Если применяется раствор сравнительно летучего моноэтаноламина, то приходится принимать меры для снижения потерь моноэтаноламина (сравнительно дорогого растворителя) с отходящими газами.
Очищенный газ по выходе из абсорбера проходит брызгоуловитель, который устанавливается в верхней части абсорбера или отдельно после абсорбера. На некоторых установках на верхние две-три тарелки абсорбера подается холодный конденсат для улавливания паров моноэтаноламина. Иногда для тех же целей устанавливается после абсорбера отдельный промывной скруббер.
Этаноламиновые установки применяются как для очистки природного газа с небольшим избыточным давлением (2—3 amuY так и для очистки природного газа при давлении в несколько десятков атмосфер (30—50 ат и выше).
Насыщенный раствор из
— абсорбер; 2 — отгонная колонна (десорбер);— абсорбер; 2 — отгонная колонна (десорбер);раствора; 5 и 6 — насосы;раствора; 5 и 6 — насосы;— холодильники — теплообменники;— холодильники — теплообменники;ИИИИ8837379 — конденсатор; 10 — кипятильник.9 — конденсатор; 10 — кипятильник.абсорбера, пройдя соответствующую теплообменную аппаратуру, направляется в отгонную колонну также тарельчатого или насадочного типа. Если очищаемый газ находится в абсорбере- под давлением, достаточным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру в отгонную колонну, как это показано- на схеме, то раствор, пройдя регулятор уровня, поступает в теплообменник, в котором нагревается за счет тепла регенерированного раствора. В некоторых установках дополнительно устанавливается парциальный конденсатор, в котором раствор дополнительно подогревается за счет тепла паро-газовой смеси, выходящей из отгонной
— абсорбер; 2 — отгонная колонна (десорбер);
— абсорбер; 2 — отгонная колонна (десорбер);
раствора; 5 и 6 — насосы;
раствора; 5 и 6 — насосы;
— холодильники — теплообменники;
— холодильники — теплообменники;
И
И
И
И
8
8
3
7
3
7
9 — конденсатор; 10 — кипятильник.
9 — конденсатор; 10 — кипятильник.
колонны.
Если давление в абсорбере недостаточно, то для подачи насыщенного раствора в отгонную колонну устанавливают насос.
В отгонной колонне происходит регенерация раствора — выделение из. насыщенного раствора кислых газов под действием поднимающегося водяного пара, образующегося в нижней части отгонной колонны при кипячении раствора в кипятильнике. Окончательная регенерация раствора осуществляется при его кипении в кипятильнике.
Из нижней емкости отгонной колонны регенерированный раствор вытекает в теплообменник, где охлаждается, отдавая тепло насыщенному раствору, затем раствор насосом нагнетается в абсорбер через холодильник, в котором раствор охлаждается обычно водой до температуры абсорбции.
Выходящая сверху отгонной колонны паро-газовая смесь поступает в конденсаторы для конденсации водяных паров. Паро-газовая смесь проходит сначала парциальный конденсатор, а затем основной конденсатор (на схеме показан только один конденсатор), в котором она охлаждается водой.
Образовавшийся конденсат отделяется от кислых газов в сепараторе (на схеме ре показан), откуда кислые газы направляются для использования (или для сжигания в свече).
Полнота регенерации раствора имеет решающее значение для достижения в абсорбере высокой степени очистки газа. Для лучшей регенерации раствора
необходимо обеспечить достаточную высоту отгонной части десорбера, а также хорошую циркуляцию и перемешивание раствора при его кипячении.
Степень диссоциации сульфидов и карбонатов этаноламина, т. е. степень регенерации раствора, увеличивается с повышением температуры кипения раствора. Повышение температуры кипения раствора может быть достигнуто» увеличением давления в десорбере, что, однако, понижает степень диссоциации. Диссоциация сульфида сильнее понижается от увеличения парциального давления сероводорода, чем увеличивается от повышения температуры. Поэтому сероводород может быть полнее отогнан при атмосферном давлении, чем при избыточном. Диссоциация карбоната моноэтаноламина, наоборот, сильнее увеличивается от повышения температуры, чем понижается от повышения давления.
При очистке природного газа, содержащего наряду с сероводородом углекислоту, для достижения тонкой очистки газа от сероводорода большое значение имеет не только максимальное удаление сероводорода, но и максимальное удаление углекислоты при регенерации. Поэтому при большом содержании СО2 в природном газе процесс регенерации выгоднее вести при повышенном давлении — до 2—3 ат.
В том случае, когда наряду с очисткой необходимо производить и осушку природного газа (при транспорте газа по газопроводу), применяется комбинированный раствор, состоящий из моноэтаноламина, диэтиленгликоля и воды.
Присутствие диэтиленгликоля значительно увеличивает температуру кипения раствора. Например, если раствор, состоящий из 19% моноэтаноламина и 81% воды, кипит под давлением 35 ата при 112° С, то раствор, состоящий из 19% моноэтаноламина, 76% диэтиленгликоля и 5% воды, под тем же давлением кипит при 143° С, т. е. при температуре, превышающей температуру кипения ранее указанного раствора на 31°. Применяя последний раствор, можно добиться значительно более глубокого удаления углекислоты при регенерации, причем степень удаления сероводорода возрастает в еще большей степени. Поэтому в данном случае регенерацию проводят при давлении, лишь незначительно превышающем атмосферное.
На некоторых установках раствор для регенерации подается на самый верх десорбера. Так как раствор поступает в десорбер с высокой температурой — около 100° С, то упругость пара этаноламина над раствором достигает сравнительно большой величины — около 2,6 мм рт. ст. Это приводит к уносу моноэтаноламина с отходящей сверху десорбера паро-газовой смесью. При конденсации паров большая часть моноэтаноламина задерживаете® в конденсаторе и возвращается обратно в систему. Некоторое количества моноэтаноламина, однако, теряется с кислыми газами.
Недостатком этой схемы является также то, что вместе с горячим раствором на верх десорбера подается холодная флегма (с температурой 40° С). Поэтому на ряде установок раствор для регенерации подается не на самый верх десорбера, а несколько ниже, иногда даже в среднюю часть колонны. Верхняя часть десорбера орошается только флегмой, что уменьшает уно© паров моноэтаноламина с паро-газовой смесью из десорбера.
В технологической схеме, показанной на фиг. 219, насыщенный раствор подается на верх колонны десорбера и приблизительно в среднюю ее часть. Затем не полностью регенерированный раствор, пройдя восемь верхних тарелок, выходит из десорбера в теплообменник 7 и прокачивается насосом 5 через холодильник 4 и подается на средние тарелки абсорбера. Полностью регенерированный раствор из низа десорбера поступает в теплообменник 8 и затем насосом 6 прокачивается через холодильник 3 и подается на верх абсорбера. Такая система подачи раствора позволяет полностью использовать сероемкость раствора и улучшает очистку газа.
При наличии в природном газе кислорода хотя бы в весьма небольшом количестве (сотые доли процента), в процессе работы в системе накапливаются тиосульфаты этаноламинов, понижающие реакционную способность раствора. Регенерацию такого раствора следует производить под вакуумом на специальной установке.
Промывная колонна (абсорбер), как уже отмечалось, применяется тарельчатого или насадочного типа. Преимуществом тарельчатого абсорбера является то, что он позволяет работать с минимальным количеством раствора по отношению к обрабатываемому газу (при низком содержании H2S и СО2 в природном газе).
. В насадочных колоннах при необходимости минимального орошения нельзя достичь требующейся смачиваемости насадки. Минимальным орошением для абсорберов с насадкой из колец 50 X 50 следует считать 2,5 м^м2- час, а для колец 25 X 25 5 м^м? час.
Второе преимущество тарельчатого абсорбера заключается в более полном использовании раствора вследствие лучшего контакта газа с жидкостью.
Недостатками тарельчатого абсорбера являются:.
пониженная пропускная способность по газу, так как при увеличении скорости наблюдается унос раствора;
увеличенная потеря давления газа при прохождении его через аппарат;
сравнительно сложная конструкция аппарата.
Отгонные колонны также изготовляют насадочного или тарельчатого типа. Кипятильник колонны делают выносным; наиболее эффективен кипятильник, выполненный в виде вертикальной трубчатки. Кипятильник обычно обогревается водяным паром.•
На этаноламиновых установках применяют теплообменную аппаратуру различного типа.
В качестве основного теплообменника раствора, в котором отработанный раствор нагревается горячим регенерированным раствором, применяют: для небольших количеств раствора (до 1 м^час) — теплообменники типа «труба в трубе», для более значительных количеств раствора (до 10 м3!час^ — теплообменники типа «пучок трубок в трубе»; на крупных установках используют многоходовые (по трубному и межтрубному пространствам) теплообменники.
Следует устанавливать разборные теплообменники для облегчения их периодической чистки.
Аналогичную конструкцию имеют холодильники раствора, в которых для охлаждения обычно применяется вода. Лишь иногда на установках с небольшим количеством циркулирующего раствора охлаждение раствора производят воздухом, прогоняемым через холодильник вентилятором.
В качестве конденсаторов паро-газовой смеси, выходящей из десорбера, применяют трубчатые конденсаторы, охлаждаемые водой, или пучок трубок, охлаждаемых воздухом, прогоняемым через пучок трубок вентилятором.
: Для циркуляции раствора устанавливают насосы. Если в абсорбере очищается газ, находящийся под давлением, достаточным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру в отгонную колонну, то насосы устанавливают только для подачи регенерированного раствора в абсорбер.
Насосы применяют с приводом от электромотора или с паровым приводом. В случае парового привода расход электроэнергии на установке очистки газа составляет весьма небольшую величину.
Этаполяминовые газоочистные установки работают полностью автоматически, режим регулируется контрольно-измерительными приборами.
Достоинствами этого способа очистки являются:
высокая степень очистки благодаря большой поглотительной способ
ности раствора;
легкая регенерируемость раствора;
небольшие потери реагента вследствие небольшой упругости паров раствора;
компактность установки;
небольшой расход воды и электроэнергии.
Недостаток процесса заключается в сравнительно большом расходе пара и поглощении одновременно с сероводородом углекислоты из газа, на что требуется дополнительный расход раствора и, следовательно, пара, расход электроэнергии и пр. Кроме того, при наличии в газе даже небольшого количества кислорода очистка газа от сероводорода осложняется образованием необратимых соединений — тиосульфатов.
Этаноламиновый способ очистки применим при любых давлениях газа. Этаноламиновые газоочистные установки уже освоены и применяются для очистки газа при давлениях 1,5— 55 ат.
Растворы этаноламинов мало коррозионны. Однако такие аппараты, как кипятильник, десорбер (отгонная колонна), теплообменники, подвергаются коррозии.
Расходные показатели на 1000 ж3 очищаемого газа изменяются в зависимости от содержания сероводорода в сыром газе, от давления газа и находятся в следующих пределах.
Расходмоноэтаноламина 10—50 г
»электроэнергии 2—3 квт-ч
»пара 100—160 кг
»воды (свежей)0,1—0,3 м3
Капитальные затраты и себестоимость очистки газа по этаноламиновому способу ниже, чем при очистке по мышьяково-содовому способу.
Мышьяково-содовый способ
Поглотительным раствором при этом способе очистки газа служит мышьяково-содовый или мышьяково-аммиачный раствор.
Свежий раствор приготовляется из белого мышьяка, воды и кальцинированной соды. Реакция взаимодействия идет по следующему уравнению:
2N а2СО3 + As2O3+Н2О=2N а2Н AsO3+2СО2.
Для получения рабочего раствора свежий раствор подвергается обработке* газом, содержащим сероводород; при этом происходит следующая реакция:
2Na2HAsO3+5H2S=Na4As2S6+6H2O.
Затем окислением кислородом воздуха 2Na4As2S6 переводят в 2Na4As2S6O2,. т. е. тиомышьяковистонатриевую соль переводят в оксисульфомышьяково- натриевую. Раствор этой соли и является рабочим поглотительным раствором.
Как в процессе очистки газа от сероводорода указанным мышьяковосодовым раствором, так и в процессе регенерации раствора продувкой его воздухом происходит множество различных химических реакций [3], но основные из них следующие:
при поглощении сероводорода
Na4As2S5O2 4- H2S=Na4As2S6O+Н2О;
при регенерации раствора
2N a4As2S6O+О2 = 2N a4As2S6O2+2S.
Чем концентрированнее раствор, тем больше поглотительная способность «его и тем меньше требуется раствора на 1 ле3 газа. Обычно рабочий раствор содержит 6—8 г]л мышьяковистого ангидрита и 12—20 г/л кальцинированной
соды. Чем выше содержание углекислоты в газе, тем больше соды должно быть в растворе.(
Технологическая схема очистки газа мышьяково-содовым способом показана на фиг. 220.
Газ, очищенный от капелек нефти, подается снизу абсорбера и, поднимаясь вверх, контактируется с поглотительным раствором, который поглощает сероводород. Абсорберов два: один орошается полунасыщенным раствором,
другой — свежим раствором, чем достигается высокая степень очистки. Температура в абсорбере около 30° G.
Насыщенный раствор насосом подается в регенератор, а оттуда регенерированный раствор через напорный бак идет на орошение абсорбера. Регенерация раствора производится сжатым воздухом, прокачиваемым через раствор снизу вверх.
В результате действия кислорода воздуха на раствор происходит регенерация последнего и выделение серной пены, которая самотеком отводится в пеносборники и далее в отстойники. Из отстойников серный шлак пропускают через серию фильтров, через автоклав, откуда и получают элементарную серу.
Процесс регенерации раствора успешно протекает при температуре 35° С; требующееся количество воздуха 6—7 м2 на 1 кг поглощенной серы.
Основная аппаратура газоочистной установки для этого процесса следующая.
Скрубэеры — аппараты, в которых происходит поглощение сероводорода раствором. Скрубберы бывают диаметром 3—5 м, высотой 18—30 м. Они заполняются хордовой насадкой, состоящей из деревянных реек шириной 10 мм и высотой 100—120 мм; расстояние между рейками 12—15 мм. Насадка укладывается секциями высотой около 3 ж; расстояние между секциями 1 м.
Регенераторы — аппараты, в которых происходит восстановление поглотительной способности раствора. Размеры регенераторов подбирают по объему циркулирующего раствора и времени, необходимому для регенерации раствора (40—50 мин.); диаметр регенератора обычно равен 1,8—3,0 м, а высота 28—36 м.
Подогреватели циркулирующего раствора, обеспечивающие подогрев раствора до оптимальной температуры регенерации (35—40° С).
Пеносборники — емкости с коническим днищем; предназначены для сбора серной пены и рассчитаны на 3—6-часовой запас.
Вакуум-фильтры обычно барабанного типа для фильтрации серной пены. Съем серы с 1 м2 поверхности фильтра составляет 60—80 кг,час.
Автоклавы диаметром 1,0—1,5 м, высотой 3,5—4,0 м для плавки серы. Обогреваются острым и глухим паром.
Вспомогательные емкости: нейтрализаторы., емкости для приготовления раствора и пр.
Контрольно-измерительные приборы для замера количества, температуры и давления газа, расхода и температуры раствора, расхода и давления воздуха, подаваемого в каждый регенератор.
Примерный расход реагентов на 1 т плавленой серы: мышьяка 5—6 кг, соды 0,3—0,5 т, серной кислоты 60—80 кг, железного купороса 8—10 кг, электроэнергии 1100—1500 квт-ч, воды 100—200 м\ пара 5*—7 т.
По мышьяково-содовому способу очистки газа в СССР работают несколько установок.
Опыт эксплуатации установок для очистки газа этим способом показал необходимость тщательной дозировки раствора и контроля за технологическим процессом. Избыток соды в растворе должен быть минимальным ввиду того, что при наличии избытка соды в процессе очистки газа образуются побочные соединения, которые ухудшают способность раствора к регенерации. Весовое отношение Na2GO3 к As2O3 может быть порядка 1,5—1,7. Интенсивность орошения скрубберов составляет 2,5—3 л/мин на 1 пог. м ребер насадки.
Извлеченный из газа сероводород расходуется в количестве 5—7% на образование гипосульфита, а остальное его количество расходуется на
получение элементарной серы. Выход плавленой серы составляет около 80% от уловленной.
Недостатком мышьяково-содового способа является применение токсичного реагента — мышьяка. Однако опыт работы показал, что при очистке газа этим способом отравление мышьяком — весьма редкое явление. Следует также отметить, что установки для данного способа очистки газа не очень громоздки, позволяют получать элементарную серу и требуют сравнительно небольшого расхода реагентов.
Коллектив инженерно-технических работников Московского газового завода, усовершенствовав мышьяково-содовый способ, достиг очистки газа от сероводорода, достаточной для коммунально-бытового потребления газа. Если раньше на этом заводе работали две установки: первая для мышьяково-содовой очистки, а вторая для доочистки газа болотной рудой, то после проведенного усовершенствования одна установка для мышьяково-содовой очистки обеспечила необходимую очистку газа и надобность в доочистке его болотной рудой отпала.
Для усовершенствования мышьяково-содовой очистки были улучшены система охлаждения газа, поступающего на очистку, и сепарация механических примесей из газа, установлены более мощные насосы для подачи раствора в скрубберы, заменены трубопроводы для раствора на больший диаметр, изменена укладка хордовой насадки в скрубберах, изменен технологический режим очистки.
С целью улучшения технологического режима очистки газа было осуществлено следующее [5].
Изменена схема орошения скрубберов мышьяково-содовым раствором. В первый по ходу газа скруббер стал подаваться на орошение нерегенериро- ванный раствор в количестве 25% от производительности насоса. Это благоприятно отразилось на чистоте хордовой насадки, так как устранило возможность частичной регенерации раствора в скруббере за счет имеющегося в растворе кислорода. Благодаря этому уменьшалось отложение серы на хордовой насадке, что улучшило условия работы скруббера.
Увеличено почти вдвое количество раствора, подаваемого в скрубберы: 195 мъ)час вместо 100—120 м3/час. Это дало орошение 10,3 л на 1 я3 газа вместо рекомендуемых 3,5—4 л на 1 л<3 газа.
Регенерированный раствор направлен главным образом во второй по ходу газа скруббер, что значительно улучшило абсорбцию сероводорода.
Применен принцип подачи различного количества орошающего раствора в скрубберы: в первый по ходу газа скруббер подается 25—35% раствора, а во второй — 75—65% от всего циркулирующего в системе раствора.
Изменен температурный режим работы регенерации — температура снижена с 38—40° до 32—35° С.
Применена система введения в раствор соды и мышьяка малыми порциями (для соды непрерывно).
Установлено, что при подаче на регенерацию воздуха в количестве 6,6 мй на 1 кг получаемой серы этот процесс дает наилучшие результаты. Установлено также, что недостаток и избыток воздуха ведут к снижению активности раствора. Во избежание этого для регулирования процесса абсорбции был введен контроль за количеством воздуха, подаваемого на регенерацию.
Для бесперебойной равномерной работы центробежных насосов, перекачивающих насыщенный сероводородом раствор, циркуляционные баки малой емкости заменены баком большей емкости, что при более продолжительном пребывании раствора в баке способствует освобождению раствора от углекислоты.
Для рабочего раствора применены следующие концентрации: сода 10—12 г на 1 л, мышьяк 6,5—7,5 г на 1 л вместо рекомендованных 8—10 г на 1 л; pH = 7,8 4- 7,9 вместо рекомендованных 8,2—8,4.
Содержание гипосульфита в рабочем растворе поддерживалось в пределах 130—150 г на 1 л раствора.
Указанные концентрации дали наилучшие результаты по извлечению сероводорода из газа [5].
Выше рассмотрены основные способы очистки газа, другие способы очистки указаны в табл. 59.
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ОЧИСТКИ ГАЗА
Выше были указаны основные требования, которыми необходимо руководствоваться при выборе способа очистки газа. Для решения вопроса об очистке газа от сероводорода для конкретных условий известными являются: количество газа, подлежащего очистке, содержание сероводорода в исходном газе, наличие в газе кислорода и углекислоты, давление газа, поступающего на установку. Учитывая все это, а также факторы, связанные с местными особенностями, в зависимости от требующейся степени очистки газа выбирают способ очистки.
Болотнорудный способ очистки от сероводорода применим только для сравнительно небольших количеств газа, содержащего не более 0,5% сероводорода. Для больших количеств газа (свыше 200 000 м^сутки) установки для очистки газа этим способом громоздки и дорого стоят.
Способ очистки газа активированным углем имеет такие недостатки, как сложность технологической схемы очистки и обслуживания, необходимость вводить аммиак в очищаемый газ. Для очистки нефтяных и природных газов, содержащих тяжелые углеводороды, этот способ еще не применялся.
При большом содержании сероводорода в газе и больших количествах очищаемого газа следует применять способы мокрой очистки.
Однако содовый способ очистки, как несовершенный, не обеспечивающий достаточной очистки и загрязняющий атмосферу, не может быть рекомендован для очистки больших количеств газа.
Вакуум-поташный способ не обеспечивает достаточно полной очистки газа от сероводорода. Его недостаток заключается также в необходимости применения вакуума и вакуум-насосов и в больших расходных показателях (по электроэнергии, пару, воде и КОН). Этот способ только начинают внедрять в промышленном масштабе в основном для очистки коксового газа.
Фенолятный способ не обеспечивает достаточно полной очистки газа от сероводорода. Он уступает этаноламиновому способу по расходным коэффициентам. Кроме того, возникают осложнения при очистке фенолятным способом газа, содержащего углекислоту.
Алкалидный способ имеет существенные недостатки: растворители (алка- циды) дороги, обладают сильной коррозионной способностью. Этот способ не обеспечивает достаточно полной очистки газа от сероводорода даже при двухступенчатой очистке.
Фосфатный способ также уступает по расходным показателям (расходу пара) этаноламиновому, особенно когда в очищаемом газе присутствует и СО2.
Этаноламиновый, способ обладает наибольшими преимуществами. Он позволяет достигать высокой степени очистки природного газа от сероводорода — ниже требуемой нормы (2 г на 100 нм3 газа) с более благоприятными экономическими показателями, чем при других способах очистки. Этим способом можно производить очистку газа под высоким давлением, при котором газ поступает из месторождения в магистральный газопровод.
Способ очистки
Степень очистки газа
Применимость в присутствии
Применимость при высоком давлении
Избирательность абсорбции H2S в присутствии со2
Применяемая концентрация рабочих растворов
Серо- емкость раствора, г/л
Расходные коэффициенты на 1 m H2S
СОа
О8
пар, т
вода, т
электроэнергия , квт-ч
Гидратом окиси же-
леза (башенный) .
Менее 2 г на 100 м3 газа
Применим
Применим
Ограниченная
Полная
—
-—
3,6
6,4
160
Активированным
углем
Менее 2 г на 100 м3 газа
»
»
То же
Частичная
—
—
5—6
—
46
Мышьяково-содовый
До 99,8%
»
»
Испытан только при атмосферном давлении
Полная
AS2O3
6,5—7,5 г/л, сода 10—12 г/л
6,2
16
2600
Содовый
До 80%
»
»
То же
Частичная
2-Зо/о
3-6
26
—
—
Вакуум-поташный
90—95%
»
Коррозия
—
»
20—25%
8—12
15—20
300
360
Фосфатный
90—98%
Усложняется регенерация
Применим
Применим
»
20%
20
16
680
100
Фенолятный . . . .
90—95%
То же
Не применим
»
»
30%
35
6-12
220-350
30—60
Алкацидный . . . .
До 99%
Применим
То же
»
»
30%
16
48
1120
400
Этаноламиновый (мо-
ноэтаноламин) . .
Менее 2 г 100 м3 газа
Применим при большем потребном количестве раствора
Усложняется регенерация
»
»
10—20%
5—7
120
3-5
474Очистка газа от сероводорода и углекислоты
Таблица 59Таблица 59
Таблица 59
Таблица 59
Присутствие в природном газе углекислоты не нарушает процесса очистки, но требует большего количества раствора в системе. Отходом при этаноламиновом способе очистки является сероводород, который целесообразно перерабатывать в серу, серную кислоту или сероуглерод. Этаноламиновый способ при утилизации сероводорода более выгоден, чем мышьяковый, при котором сразу получается готовый продукт — сера.
Недостаток этаноламинового способа очистки заключается в том, что при наличии в газе даже небольшого количества кислорода протекают, кроме основных реакций, реакции с образованием нерегенерированного соединения — тиосульфата этаноламина, которые приводят к большому расходу этаноламина.
Тиосульфат этаноламина может быть регенерирован путем обработки щелочью или содой на отдельной установке, однако необходимость подобной регенерации раствора ухудшает экономические показатели очистки.
Мышьяково-содовый способ очистки газа по расходным коэффициентам имеет худшие показатели, чем этаноламиновый; он характеризуется весьма большим расходом электроэнергии. Кроме того, он отличается более громоздким аппаратурным оформлением. Этот способ применяется для очистки газов под давлением не более 0,5 ати. Присутствие в газе О2 не вредит -очистке. Доказано, что мышьяково-содовым способом можно достичь высокой степени очистки газа — до содержания H2S ниже требуемого стандартом (2 г ца 100 л»3), что позволяет обойтись без применения других способов для доочистки газа.
Для очистки попутных газов от сероводорода при наличии в них кислот рода мышьяково-содовый способ в ряде случаев может оказаться достаточно выгодным.
Показатели по различным способам очистки газа приведены в табл. 59.
ОЧИСТКА ГАЗА ОТ УГЛЕКИСЛОТЫ
Для большинства природных и нефтяных газов, в которых содержание углекислоты, как правило, невелико (1—2%), очистка от углекислоты не имеет значения. Только в случае сжижения газа с применением глубокого холода необходимо удалять углекислоту во избежание замерзания ее в коммуникациях. Однако для горючих газов, в которых содержание углекислоты доходит до 15—20 %, удаление этого балластного компонента из газа улучшает его топливные качества, уменьшает капитальные затраты на сооружение газопровода и компрессорных станций в связи с уменьшением объема перекачиваемого газа после удаления из него углекислоты и снижает эксплуатационные расходы по перекачке газа на дальние расстояния.
Вопрос об очистке газа от углекислоты при извлечении СО2 для промышленного использования должен быть решен в каждом отдельном случае путем соответствующих технико-экономических расчетов.
Основными факторами, влияющими на экономическую эффективность очистки газа от СО2 и на экономическую эффективность извлечения ее, являются: содержание углекислоты в газе, давление газа и дальность перекачки газа.
Расчеты, произведенные М. Н. Грачевским [6], показывают, что при снижении содержания углекислоты в газе с 14,5 до 1 % получается значительная экономия при передаче этого газа на дальнее расстояние (табл. 60).
Хорошими поглотителями углекислоты являются щелочные растворы (карбонаты, едкий натр, едкое кали), а также растворы, которые применяются для очистки газов от H2S. На фиг. 221, 222 и 223 показаны равновесные давления и поглощаемость СО2 в растворах этаноламинов [7, 8 и 9].
Таблица 60
Капитальные затраты и эксплуатационные расходы при передаче газа на большие расстояния
Наименование
До очистки (теплотворная способность газа 2560 ккал/м3)
После очистки (теплотворная способность газа 2960 ккал1м3)
Эффективность
при
перекачке на расст
ояние
160 км
220 км,
160 км
220 км
160 км
220 к.м
Капитальныезатраты,
млн. руб
78,4
94,2
69,2
82,7
9,2
И,5
Эксплуатационные расходы, млн. руб
16,6
17,24
14,45
15,34
2,15
1,9
Концентрация СОг врастворе мал СОг/мол диэтаноламинаКонцентрация СОг врастворе мал СОг/мол диэтаноламинаФиг. 222. Равновесное давление углекислоты с 2У раствором диэтаноламина.Фиг. 222. Равновесное давление углекислоты с 2У раствором диэтаноламина.Концентрация СОг в растворе,мол СОг/мол моноэтаноламина
Концентрация СОг врастворе мал СОг/мол диэтаноламина
Концентрация СОг врастворе мал СОг/мол диэтаноламина
Фиг. 222. Равновесное давление углекислоты с 2У раствором диэтаноламина.
Фиг. 222. Равновесное давление углекислоты с 2У раствором диэтаноламина.
Фиг. 221. Равновесное давление углекислоты с 2У раствором моноэтаноламина.
А. Л. Шнеерсоном и А. Г. ЛейбушА. Л. Шнеерсоном и А. Г. Лейбуш[8] была установлена зависимость абсорбции углекислоты растворами этаноламинов (в[8] была установлена зависимость абсорбции углекислоты растворами этаноламинов (вФиг. 223. Равновесное давление углекислоты с 2N раствором триэтаноламина.Фиг. 223. Равновесное давление углекислоты с 2N раствором триэтаноламина.на 1 кг-мол растворителя): у = АР\
А. Л. Шнеерсоном и А. Г. Лейбуш
А. Л. Шнеерсоном и А. Г. Лейбуш
[8] была установлена зависимость абсорбции углекислоты растворами этаноламинов (в
[8] была установлена зависимость абсорбции углекислоты растворами этаноламинов (в
Фиг. 223. Равновесное давление углекислоты с 2N раствором триэтаноламина.
Фиг. 223. Равновесное давление углекислоты с 2N раствором триэтаноламина.
где Р — давление СО2 в мм рт.
следующая кг-мол С02следующая кг-мол С02(VIII, 2) ст.;(VIII, 2) ст.;Концентрация этаноламиновАиМоноэтаноламин:2 кг-мол]м3 0,3980,0835 кг-мол [м30,3980,056Диэтаноламин:2 кг-мол} м3 0,190,1975 кг-мол/м3 0,170,187Концентрация этаноламиновАиМоноэтаноламин:2 кг-мол]м3 0,3980,0835 кг-мол [м30,3980,056Диэтаноламин:2 кг-мол} м3 0,190,1975 кг-мол/м3 0,170,187Таблица 61Величины коэффициентов Лии, входящих в формулу (УШ, 2)Таблица 61Величины коэффициентов Лии, входящих в формулу (УШ, 2)А и п— постоянные (табл. 61).
следующая кг-мол С02
следующая кг-мол С02
(VIII, 2) ст.;
(VIII, 2) ст.;
Концентрация этаноламинов
А
и
Моноэтаноламин:
2 кг-мол]м3
0,398
0,083
5 кг-мол [м3
0,398
0,056
Диэтаноламин:
2 кг-мол} м3
0,19
0,197
5 кг-мол/м3
0,17
0,187
Концентрация этаноламинов
А
и
Моноэтаноламин:
2 кг-мол]м3
0,398
0,083
5 кг-мол [м3
0,398
0,056
Диэтаноламин:
2 кг-мол} м3
0,19
0,197
5 кг-мол/м3
0,17
0,187
Таблица 61
Величины коэффициентов Лии, входящих в формулу (УШ, 2)
Таблица 61
Величины коэффициентов Лии, входящих в формулу (УШ, 2)
Для растворимости углекислоты в растворах этаноламинов под давлением М. А. Людковская и А. Г. Лейбуш [9] дали двучленную формулу:
(VIII, 3)(VIII, 3)у = a — bt,
(VIII, 3)
(VIII, 3)
где а и b— постоянные (табл. 62); t — температура в °C.
Таблица 62
Величины коэффициентов а и Ь, входящих в формулу (VIII, 3)
Парциальное давление СО2, ата
Моноэтаноламин
0,5 N
2 N
5 N
а
Ъ
а
Ъ
а
6
3
0,7■
0,0035
2,37
0,01
5,95
0,023
5
0,8
■ 0,0045
2,54
0,01
6,3
0,024
10
0,92
0,0052
2,76
0,01
6,85
0,026
20
1,17
0,0062
3,04
0,011
7,6
0,031
30
1,33
0,0078
3,25
0,012
7,9
0,032
40
1,69
0,0093
3,49
0,013
8,2
0,032
Технологическая схема процесса очистки газа от углекислоты растворами этаноламинов такая же, как и при очистке газов от сероводорода.
Простым и достаточно эффективным способом очистки газа от углекислоты является водная промывка газа, причем процесс поглощения протекает
Температура, °C
а
Ь
0
1,84
0,025
25
0,755
0,0042
50
0,425
0,00156
75
0,308
0,000966
Таблица 63Таблица 63Зависимость постоянных а и Ь, входящих в формулу (VIII, 4), от температурыЗависимость постоянных а и Ь, входящих в формулу (VIII, 4), от температурытем лучше, чем выше давление и ниже температура.
Таблица 63
Таблица 63
Зависимость постоянных а и Ь, входящих в формулу (VIII, 4), от температуры
Зависимость постоянных а и Ь, входящих в формулу (VIII, 4), от температуры
Я. д. Зельвенским [10] предложена эмпирическая формула для определения коэффициента растворимости тц в зависимости от давления Р в ата:
р = (а — bp) Р, (VIII, 4) где а и b — постоянные величины, зависящие от температуры (табл. 63);
р — парциальное давление;
Р — общее давление.
Давление, атОбъемы СО2, измеренные при 0е С и 760 мм, растворяющиеся в одном объеме воды при температуре0°С10° С15° С20° С30° с58,655,344,593,983,561015,7810,248,397,826,611521,6715,1411,8511,529,582026,3518,9115,2114,8312,622530,2523,0718,8417,1314,513033,6425,5121,8120,6317^2Давление, атОбъемы СО2, измеренные при 0е С и 760 мм, растворяющиеся в одном объеме воды при температуре0°С10° С15° С20° С30° с58,655,344,593,983,561015,7810,248,397,826,611521,6715,1411,8511,529,582026,3518,9115,2114,8312,622530,2523,0718,8417,1314,513033,6425,5121,8120,6317^2Таблица 65Таблица 65Растворимость углекислоты в воде при различных давленияхРастворимость углекислоты в воде при различных давленияхТемпература , °CОбъемы H2S и СО2, растворяющиеся в одном объеме водыH2Sсо204,6211,71353,9351,429103,3621,194152,9121,019202,5540,87830—0,665Температура , °CОбъемы H2S и СО2, растворяющиеся в одном объеме водыH2Sсо204,6211,71353,9351,429103,3621,194152,9121,019202,5540,87830—0,665Таблица 64Таблица 64Растворимость сероводорода и углекислоты в воде в зависимости от температурыРастворимость сероводорода и углекислоты в воде в зависимости от температурыПри атмосферном давлении в одном объеме воды в зависимости от температуры растворяются количества объемов сероводорода и углекислоты, указанные в табл. 64.
Давление, ат
Объемы СО2, измеренные при 0е С и 760 мм, растворяющиеся в одном объеме воды при температуре
0°С
10° С
15° С
20° С
30° с
5
8,65
5,34
4,59
3,98
3,56
10
15,78
10,24
8,39
7,82
6,61
15
21,67
15,14
11,85
11,52
9,58
20
26,35
18,91
15,21
14,83
12,62
25
30,25
23,07
18,84
17,13
14,51
30
33,64
25,51
21,81
20,63
17^2
Давление, ат
Объемы СО2, измеренные при 0е С и 760 мм, растворяющиеся в одном объеме воды при температуре
0°С
10° С
15° С
20° С
30° с
5
8,65
5,34
4,59
3,98
3,56
10
15,78
10,24
8,39
7,82
6,61
15
21,67
15,14
11,85
11,52
9,58
20
26,35
18,91
15,21
14,83
12,62
25
30,25
23,07
18,84
17,13
14,51
30
33,64
25,51
21,81
20,63
17^2
Таблица 65
Таблица 65
Растворимость углекислоты в воде при различных давлениях
Растворимость углекислоты в воде при различных давлениях
Температура , °C
Объемы H2S и СО2, растворяющиеся в одном объеме воды
H2S
со2
0
4,621
1,713
5
3,935
1,429
10
3,362
1,194
15
2,912
1,019
20
2,554
0,878
30
—
0,665
Температура , °C
Объемы H2S и СО2, растворяющиеся в одном объеме воды
H2S
со2
0
4,621
1,713
5
3,935
1,429
10
3,362
1,194
15
2,912
1,019
20
2,554
0,878
30
—
0,665
Таблица 64
Таблица 64
Растворимость сероводорода и углекислоты в воде в зависимости от температуры
Растворимость сероводорода и углекислоты в воде в зависимости от температуры
В табл. 65 приведены опытные данные о растворимости СО2 в воде при различных давлениях. Значения растворимости, указанные в табл. 65, весьма близки значениям »?, вычисленным по формуле (VIII, 4).
Промывкой можно не только удалить углекислоту из газа, но и значительно снизить содержание в нем сероводорода. Однако при дегазации водыг циркулирующей в системе очистки, и выпуске отбросных газов в атмосферу последняя будет загрязняться сероводородом. Поэтому данный способ может быть применен для очистки газа только от углекислоты или для очистки газов с большим содержанием углекислоты и сравнительно небольшим содержанием сероводорода.
Работа такой установки характеризуется приблизительно следующими данными.
Давление в скруббере, ат13
Содержание С02 в газе до очистки, %25
Содержание H2S до очистки, % 1
Содержание СО2 в газе после очистки, % 3
Содержание H2S после очистки, %0,05
Количество циркулирующей воды при 25° на 1000 л<3 газа, л .... 121
ЛИТЕРАТУРА
Негреев В. Ф. Коррозия оборудования нефтяных промыслов. Азнефте- жздат, 1951.
К о з л о в А. Л. Проблемы геохимии природных газов. Гостоптехиздат, 1950.
Е г ор о в Н. Н., Дмитриев М. М. и Зыков Д. Д. Очистка от серы коксовального и других горючих газов. Металлургиздат, 1950.
Зарембо К. С. иНусинов Г. О. Очистка, осушка и одоризация природных газов. Гостоптехиздат, 1947.
Бюллетень технической информации. ГИАП, 1951.
Грачевский М. Н. Газификация местных топлив и дальнее газоснабжение. Энергоиздат, 1936.
Л е й б у ш А. Г. и Шнеерсон А. Л. Абсорбция сероводорода и смесей его с углекислотой этаноламинами. Журнал прикладной химии, № 2, 1950.
Шнеерсон А. Л. и Л е й б у ш А. Г. Абсорбция углекислоты этаноламинами. Журнал прикладной химии, № 9, 1946.
Людковская М. А. и Л ей буш А. Г. Растворимость углекислого газа в растворах этаноламинов под давлением. Журнал прикладной химии, № 6, 1949.
Зельвенский Я. Д. Растворимость газов из смесей в жидкостях под давлением. Журнал физической химии, № 4, 1939.
ГЛАВА IX
ОСУШКА ГАЗА
ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
Горючие газы всегда содержат в том или ином количестве пары воды.. Насыщение искусственных газов водяными парами происходит в процессе их производства или обработки, а насыщение природных газов влагой происходит в естественных условиях благодаря контакту с подземными водами.
Содержание водяных паров в газе зависит от температуры, давления, состава газа и ограничено определенным пределом при заданном значении указанных параметров. Если взять единицу объема газа при определенном давлении и температуре, то количество водяного пара, содержащегося в нем, не может превысить некоторой предельной величины. Газ, содержащий это максимальное количество водяных паров, называется насыщенным. Если температура такого газа уменьшится, то излишнее количество водяного пара выпадет в виде капель воды, т. е. начнется процесс конденсации водяных паров. Температура, при которой происходит конденсация паров, называется точкой росы. Точка росы соответствует предельному содержанию водяных паров в газе. Если температура газа выше его точки росы, то газ будет насыщенным, если температуру газа понижать ниже точки росы, то, как уже отмечалось, начнется конденсация водяных паров из газа.
Следует различать относительную и абсолютную влажность. Относительной влажностью газа называют отношение количества водяных паров, фактически находящихся в газе при данных условиях, к максимально возможному количеству водяных паров в газе при тех же условиях.
Относительная влажность характеризует степень насыщения газа водяным паром и выражается в процентах или долях единицы. При атмосферном давлении она может быть выражена как отношение парциального давления водяных паров в газе р к давлению насыщенного водяного пара Р при той же температуре, т. е.
РУ = -jr»
где <р — относительная влажность газа;
р— парциальное давление водяных паров в газе в мм рт. ст.;
Р—давление насыщенного водяного пара в мм рт. ст.
| Под абсолютной влажностью или влагоемкостью газа понимается то весо- | вое количество водяных паров, которое фактически находится в единице объема i или веса газа. Абсолютную влажность чаще всего выражают в г^м3 газа или в г 1кг газа. Обычно содержание влаги в газах так же, как и упругость паров, для различных температур приводят в таблицах (см. табл. 66). Содержание
определено из уравнения:определено из уравнения:WW^с. г ^п^с. г ^п(IX, 1)(IX, 1)влаги в газе (в кг на 1 кг сухого газа) при нормальных условиях может быть
определено из уравнения:
определено из уравнения:
W
W
^с. г ^п
^с. г ^п
(IX, 1)
(IX, 1)
где /?с. г — газовая постоянная сухого газа в кГм]кг ° К;
Rn— газовая постоянная водяного пара в кГм]кг ° К;
Рп — упругость насыщенных паров воды при данной температуре в мм рт. ст.;
Р — общее давление влажного газа в мм рт. ст.
Пересчет объемов влажного газа на объемы сухого газа при нормальных условиях может быть сделан по следующей формуле:
Ис. Г = Ивл. г • 273 4-t ~7б0’^Х» ^
где Ус.г— объем сухого газа при 0°С и 760 мм рт. ст. в м>\
У вл. г — объем влажного газа при t в °C и Р в мм рт. ст. в ж3;
р'—давление (упругость) водяных паров в мм рт. ст.;
t — температура газа в °C.
Таблица 66
Содержание водяных паров в газе в состоянии насыщения (при 760 мм рт. ст.)
Температура, °C
Упругость водяных паров, мм рт. ст.
Содержание водяных паров, г/м3
Температура, °C
Упругость водяных паров, мм рт. ст.
Содержание водяных паров, г/м3
—30
0,28
0,33
18
15,5
15,4
—25
0,47
0,55
19
16,5
16,3
—20
0,77
0,88
20
17,5
17,3
—15
1,24
1,38
21
18,7
18,3
—10
1,95
2,14
22
19,8
19,4
— 5
3,01
3,24
23
21,1
20,6
0
4,58
4,84
24
22,4
21,8
1
4,9
5,20
25
23,8
23,0
2
5,3
5,6
26
25,2
24,4
з
5,7
6,0
27
26,7
25,8
4
6,1
6,4
28
28,3
27,2
5
6,5
6,8
29
30,0
28,7
6
7,0
7,3
30
31,8
30,3
7
7,5
7,8
31
33,7
32,0
8
8,0
8,3
32
35,7
34,0
9
8,6
8,8
33
37,7
35,0
10
9,2
9,4
34
39,9
37,0
И
9,8
10,0
35
42,2
39,0
12
10,5
10,7
36
44,6
41,0
13
11,2
11,4
37
47,1
44,0
14
12,0
12,1
38
49,7
46,0
15
12,8
12,8
39
52,4
48,0
16
13,6
13,6
40
55,3
51,0
17
14,5
14,5
Следует иметь в виду, что данные по влагосодержанию, помещенные в табл. 66, справедливы только для атмосферных давлений; они не учитывают состава газа, который также имеет значение. Как показали исследования [4 и 5], содержание водяных паров в насыщенных сжатых газах больше подсчитанного, если подсчет велся обычным методом, при котором учитывается
только влияние температуры, а объем вычисляется по закону идеальных тазов. Эти данные позволяют сделать следующие выводы.
При оценке влагосодержания сжатых газов нельзя пользоваться обычными табличными данными, характеризующими влагоемкость газов при
низких давлениях, так как фактическое содержание водяцых паров в них выше.
Влагоемкость газа, кроме температуры и давления, зависит также от состава газа, причем чем тяжелее газ, тем отклонение его от законов идеального газа больше, а следовательно, больше'и влагоемкость.
При повышении температуры отклонение газов от законов идеального газа уменьшается, а при понижении увеличивается; это соответствующим
31 Заказ 1377.
образом сказывается и на влагоемкости газа; так, для природного газа, содержащего 79,4% метана, при давлении 43 ата отклонение во влагоемкости по сравнению с табличными данными составляло: при температуре 15,6° С 35%, при температуре 37,8° С 15%.
Отклонение во влагоемкости возрастает с увеличением давления.
Перечисленные обстоятельства указывают на большую сложность и трудоемкость подсчета влагосодержания газа при высоких давлениях. Поэтому в практических инженерных расчетах часто пользуются экспериментальными данными.
Графиком влагосодержания газа для различных давлений и температур [9], изображенным на фиг. 224, можно пользоваться при многих инженерных расчетах осушки природного газа, имея, однако, в виду, что он не отражает изменения состава газа и что это в известной мере влияет на точность расчета. Но если при расчетах газоосушительных систем нет точных данных о влагосодержании газа, то всегда можно пользоваться указанным графиком.
Пример. Определить содержание влаги в газе при +10° С и 40 ата по фиг. 224 и вычислить по данным табл. 66.
По фиг. 224 определяем, что при заданных условиях газ содержит влаги 0,3 кг на 1000 нм3. По табл. 66 находим, что при 10° С и атмосферном давлении газ содержит влаги 9,4 кг на 1000 м3; следовательно, при 40 ата, казалось бы, газ должен содержать влаги 0,235 кг на 1000 нм3; в действительности он содержит 0,3 кг, т. е. почти на 28% больше. 1 [ ^ -
КРИСТАЛЛОГИДРАТЫ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ "
Углеводородные газы, насыщенные влагой, могут давать при определенных значениях давления и температуры соединения углеводородов с водой, называемые газовыми гидратами. Образование гидратов протекает при наличии воды в газе в жидкой фазе.
Газовые гидраты были открыты Г. Дэви еще в 1810 г., однако более тщательное изучение свойств и характеристики их началось значительно позже.
В результате исследований и термодинамических расчетов было установлено, что молекула метана соединяется с семью (или шестью) молекулами воды, образуя гидрат метана СН4 • 7Н2О; соответственно другие газы с водой образуют гидраты: гидрат этана С2Н6 • 8Н2О, гидрат пропана С3Н8 • 18Н2О, гидрат углекислоты СО2 • 7Н2О.
По имеющимся данным, основанным на анализах гидратных паров, углеводороды от пентана и выше с водой гидратов не образуют. Отличительной особенностью гидратообразования является то, что гидраты образуются при температурах, значительно превышающих температуру образования льда.
, Каждый углеводород от метана до бутана имеет определенный температурный предел, в котором возможно образование гидрата, именно: СН4 0—22° С, С2Н6 0—14,5° С, С3Н8 0-5,5° С, г-С4Н10 0-2,5° С, н-С4Н10 0—1° С.
В указанных пределах гидраты находятся в снегообразном состоянии,, малоустойчивы, легко разлагаются. При температурах, выше приведенных, существование гидратов исключается даже при высоком давлении.
Гамершмидт предложил эмпирическую формулу для определения температуры плавления гидрата в зависимости от давления:
t = 10,633 р0’285 — 17,78° С. .
Сопоставление результатов, подсчитанных по этой формуле, с экспериментальными данными разных авторов, как это видно из табл. 67, показывает значительные расхождения. Этого и следовало ожидать, ибо образование гидратов помимо давления и температуры в значительной степени зависит
как от фракционного состава газа, так и от условий состояния газа: скорости движения его, пульсации, турбулентности потока, наличия в составе газа
СО2, N2, H2S и т. п.
Таблица 67
Расчетные и экспериментальные температуры плавления гидратов
Давление, ат
Температура по экспериментальным данным, °C
Температура по формуле Гаммершмидта, °C
Отклонение от экспериментальных данных, %
12,3
3,6
4,2
+ 17
12,7
5,6
4,32
-23
15,3
4,44
4,32
—2
17,0
5,56
5,58
0
19,6
9,8
7,04
—27,5
20,4
7,22
7,42
+0,3
22,3
4,4
8,0
+80
27
8,7
9,92
+ 14
28,5
12,32
10
—19
279
25,2
35,62
+41
280
23,6
35,64
+51
В табл. 68 приведены опытные данные температур и давлений образования гидратов для различных природных газов, химический состав которых указан в табл. 69.
Таблица 68
Температура и давление образования гидратов природных газов
Газ ?
й 1
Газ № 2
Газ № 3
температура, °C
давление, ата
температура, °C
давление, ата
температура, °C
давление, ата
5,7!
12,6
Первая серия опытов
9,5|
19,4
4,4
16,1
3,5
12,5
15,6
41,5
10,8
34,2
8,5
22,0
19,0
70,1
16,0
70,1
11,8
25,4
20,8
97,5
18,9
106,0
15,6
54,8
22
123,5
20
142,3
18,0
82,7
23
169,6
—
—
20,0
121,0
24
208,3
Вторая серия опытов
25
275,0
6
19,4
16,0
62,1
—
—
8,5
26,7
19,0
93,7
—
—
13,5
48,5
20,7
141,8
—
—
17,0
81,8
21,8
183,5
—
—
18,0
95,5
23,5
268,0
—
—
20,0
139,0
22,8
227,2
—
—
22,0
204,0
— -
—
—
21,0
173,0
—
—
—
23,5
277,0
—
22,5
231,6
—
Таблица 69
Состав природных газов к опытным данным табл. 68
Компоненты
Состав, % объем; 1.
газ А» 1
газ № 2
газ Аг 3
Метан
86,61
93,20
88,36 (вклю-
чая азот)
Этан
6,47
4,25
6,82
Пропан
3,57
1,61
2,54
i-Бутан
0,99
—
0,38
н-Бутан
1,14
—
0,89
Пентаны +
0,78 .
—
1,01
Азот
0,64
0,43
—
Углекислота
—
0,51
—
Итого . . . .
100,00
100,00
100,00
На фиг. 225 и 226 показаны кривые, характеризующие условия образо
вания гидратов некоторых углеводородных что условия образования кристаллогидратов для различных газов различны.
Образование газовых гидратов зависит от давления, температуры, состава газа и содержания влаги в нем. Если влага удалена из газа в таком количестве, что транс-
Фиг. 226. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного относительного веса.Фиг. 226. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного относительного веса.Фиг. 225. Кривые равновесного состояния гидратов.Фиг. 225. Кривые равновесного состояния гидратов.1 — пропан; 2 — этан; ~3 — естественный газ; 4 — метан.
Фиг. 226. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного относительного веса.
Фиг. 226. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного относительного веса.
Фиг. 225. Кривые равновесного состояния гидратов.
Фиг. 225. Кривые равновесного состояния гидратов.
портируе»1ый газ при имеющихся температуре и давлении останется ненасыщенным, то возможность образования гидратов исключается. Образованию гидратов способствует также турбулентность газового потока.
На фиг. 227 представлены кривые разложения гидратов метана (кривая 5) и природных газов (кривые 1—4\ состав которых указан в табл. 70.
В инженерной практике часто приходится встречаться с задачей определения гидратообразования в скважинах, газопроводах и аппаратах. Эту задачу можно приближенно решить, пользуясь фиг. 224, 225 и 226. Более точный расчет можно сделать при помощи графиков констант равновесия К.
Компоненты
Состав, % объемн.
газ № 1
газ № 2
газ № 3
газ № 4
Метан
65,4
91,0
96,5
98,9
Этан
12,7
3,2
0,9
0,17
Пропан
10,3
2,0
1,8
0,09
Бутан
3,7
зд
—
0,04
Углекислота
0,2
0,4
0,6
0,17
Азот
7,7
0,3
0,2
0,6
Таблица 70
На фиг. 228—231 представлены графики констант равновесия газ — гидрат, построенные на основании экспериментальных данных Карсона и Каца [7].
Пример. Определить давление образования гидратов влажного природного газа следующего состава: 94% метана, 1,2% этана, 0,4% пропана, 0,2% бутанов, 0,2% углекислоты, 4% азота; температура газа 10° С.
Расчетные данные приведены в следующей таблице.
Газ
Молярная доля у
К при 42 ата
к
К при
56 ата
У
К
Метан
0,94
1,4
0,670
1,2
0,784
Этан .
0,012
0,29
0,041
0,2
0,060
Пропан
0,004
0,043
0,093
0,035
0,114
i-Бутан
0,001
0,028
0,036
0,019
0,052
н-Бутан . .
0,001
0,29
0,0034
0,2
0,005
Углекислота
0,002
0,84
0,0024
0,7
0,003
Азот
0,04
—
—
—
—
Итого. . .
1,00
—
0,840
1,018
Состав природных газов к фиг. 227Состав природных газов к фиг. 2276,5 7 8 9 101520304050 60 70 ВО 90Д а б л е н и е , ат6,5 7 8 9 101520304050 60 70 ВО 90Д а б л е н и е , атФиг. 227. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного состава (см. табл. 70).Фиг. 227. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного состава (см. табл. 70).Из этой таблицы видно, что давление образования гидратов взятого состава природного газа при 10° С будет находиться между 42 и 56 ата. Линейным интерполированием определяем это давление равным 54,5 ата.
Состав природных газов к фиг. 227
Состав природных газов к фиг. 227
6,5 7 8 9 101520304050 60 70 ВО 90
Д а б л е н и е , ат
6,5 7 8 9 101520304050 60 70 ВО 90
Д а б л е н и е , ат
Фиг. 227. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного состава (см. табл. 70).
Фиг. 227. Кривые равновесного состояния гидратов метана и естественных газов различного состава (см. табл. 70).
Фиг. 228. Кривые констант равновесия метан—гидрат.
Фиг. 229. Кривые констант равновесия этан—гидрат.
Фиг. 230. Кривые констант равновесия изобутан—гидрат.
Температура , °C
Фиг. 231. Кривые констант равновесияпропан—гидрат.
неопределенные константы равнонеопределенные константы равноФиг. 232. Теплоемкость газов Ср при различных давлениях и температурах.Фиг. 232. Теплоемкость газов Ср при различных давлениях и температурах.1 — Р — 81,6 ат, у = 0,70; 2— Р = 81,6 am, у = 0,65;3 —Р = 68,0ат, у = 0,65;4 —Р = 68,0ат,у = 0,60;5 — Р = 54,5ат,у = 0,65;6 —Р = 54,5ат, у = 0,70;7 —Р = 54,5ат, у = 0,60;8 — Р = 81,6ат,у = 0,60.1 — Р — 81,6 ат, у = 0,70; 2— Р = 81,6 am, у = 0,65;3 —Р = 68,0ат, у = 0,65;4 —Р = 68,0ат,у = 0,60;5 — Р = 54,5ат,у = 0,65;6 —Р = 54,5ат, у = 0,70;7 —Р = 54,5ат, у = 0,60;8 — Р = 81,6ат,у = 0,60.
неопределенные константы равно
неопределенные константы равно
Фиг. 232. Теплоемкость газов Ср при различных давлениях и температурах.
Фиг. 232. Теплоемкость газов Ср при различных давлениях и температурах.
1 — Р — 81,6 ат, у = 0,70; 2— Р = 81,6 am, у = 0,65;3 —Р = 68,0ат, у = 0,65;4 —
Р = 68,0ат,у = 0,60;5 — Р = 54,5ат,
у = 0,65;6 —Р = 54,5ат, у = 0,70;7 —
Р = 54,5ат, у = 0,60;8 — Р = 81,6ат,
у = 0,60.
1 — Р — 81,6 ат, у = 0,70; 2— Р = 81,6 am, у = 0,65;3 —Р = 68,0ат, у = 0,65;4 —
Р = 68,0ат,у = 0,60;5 — Р = 54,5ат,
у = 0,65;6 —Р = 54,5ат, у = 0,70;7 —
Р = 54,5ат, у = 0,60;8 — Р = 81,6ат,
у = 0,60.
При расчетах принимают константы равновесия для углекислоты как среднее арифметическое значение между константами равновесия метана и этана. Константу равновесия н-бутана принимают по этану, а сероводорода — до t-бутану. Все компоненты, которые тяжелее бутанов, а также азот не обра
зуют гидратов и, следовательно, имеют
весия.
Температуру газа в газопроводе определяют по формуле
1g(IX, 3)
где tr — температура в газопроводе на расстоянии L м от начального пункта замера температуры в °C;
/гр —- температура грунта в ° С;
ZH — начальная температура газа в °C;
к — коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, окружающему трубу, в ккал)час
С;
D — наружный диаметр газопровода в м;
V — объем газа в м3) сутки;
у — удельный вес газа в кГ )м3;
Ср — теплоемкость газа при постоянном давлении в ккал) кг (берется по фиг. 232).
В некоторых случаях, особенно при эксплуатации газовых и нефте-газо- вых месторождений, при дросселировании газа с более высокого давления на более низкое, происходит охлаждение газа, что может создать благоприятные условия для образования гидратов. Поэтому необходимо предварительно рассчитать, до какого давления можно редуцировать газ без опасения гидрато- образования.
На фиг. 233 и 234 приведены кривые, по которым можно произвести такой расчет для природного газа удельного веса 0,6 и 0,7.
Примеры. 1. Определить, до какого давления можно дросселировать природный газ удельного веса 0,6, находящийся под давлением 300 ата при температуре 30° С, чтобы избежать образования гидратов.
По фиг. 233 находим, что искомое давление равно 217 ата.
2. Природный газ удельного веса 0,6 расширяется от 100 до 30 ата. Определить минимальную начальную температуру, которая обеспечивала бы устранение опасности образования гидратов.
По фиг. 233 устанавливаем, что при начальной температуре газа 37° С и выше образования гидратов не будет.
Разложения гидратов, образовавшихся в трубопроводах или аппаратуре, можно достигнуть путем применения физических методов (подогрев газа, снижение давления) или путем ввода в трубопровод спиртов (обычно метанола) или других антифризов. Для этих целей может быть применен также аммиак (NH3) в парообразном состоянии или в виде жидкости. Однако при наличии в газе углекислоты последняя будет реагировать с аммиаком и образовывать бикарбонаты; это обстоятельство ограничивает применение аммиака.
Действие антигидратных реагентов заключается в том, что присутствие их приводит к понижению упругости водяных паров и понижает точку росы газа, что создает условия для разложения ранее образовавшегося гидрата^: или для предупреждения его образования.
Фиг. 233. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,6 без гидратообра- зования.Фиг. 233. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,6 без гидратообра- зования.Фиг. 234. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,7 без гидратообра- зования.Фиг. 234. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,7 без гидратообра- зования.
Фиг. 233. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,6 без гидратообра- зования.
Фиг. 233. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,6 без гидратообра- зования.
Фиг. 234. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,7 без гидратообра- зования.
Фиг. 234. Допустимое расширение природного газа уд. веса 0,7 без гидратообра- зования.
Фиг. 235. Условия разложения гидратов естественного газа в присутствии 10%-ных водных растворов.1 — аммиак; 2 — метанол; 3 — этиловый спирт и хлористый кальций; 4 — нормальный пропиловый спирт; 5 — ацетон.Фиг. 235. Условия разложения гидратов естественного газа в присутствии 10%-ных водных растворов.1 — аммиак; 2 — метанол; 3 — этиловый спирт и хлористый кальций; 4 — нормальный пропиловый спирт; 5 — ацетон.На фиг. 235 представлены кривые, определяющие условия разложения гидратов в присутствии 1096-ных водных растворов различных веществ.В отечественной промышленностиНа фиг. 235 представлены кривые, определяющие условия разложения гидратов в присутствии 1096-ных водных растворов различных веществ.В отечественной промышленности
Фиг. 235. Условия разложения гидратов естественного газа в присутствии 10%-ных водных растворов.
1 — аммиак; 2 — метанол; 3 — этиловый спирт и хлористый кальций; 4 — нормальный пропиловый спирт; 5 — ацетон.
Фиг. 235. Условия разложения гидратов естественного газа в присутствии 10%-ных водных растворов.
1 — аммиак; 2 — метанол; 3 — этиловый спирт и хлористый кальций; 4 — нормальный пропиловый спирт; 5 — ацетон.
На фиг. 235 представлены кривые, определяющие условия разложения гидратов в присутствии 1096-ных водных растворов различных веществ.
В отечественной промышленности
На фиг. 235 представлены кривые, определяющие условия разложения гидратов в присутствии 1096-ных водных растворов различных веществ.
В отечественной промышленности
широкое распространение как про- тивогидратный реагент получил метанол. График влияния концентрации метанола на разложение газовых гидратов показан на фиг. 236. Пользуясь этим графиком, а также графиками, изображенными на фиг. 237а и 2376, можно определить количество метанола, требующееся для разложения гид
рата в газопроводе.
Пример. Определить количество метанола, необходимое для разложения гидратов, образовавшихся в газопроводе при давлении 50 ата и температуре 10° С.
Пофиг. 236 находим, что количество метанола, требующееся для заданных условий, равно 12%, по фиг. 2376 определяем расход метанола — 0,33 кг на 1000 м3 газа.
Для разложения образовавшегося гидрата осуществляют: 1) местный подогрев; 2) ввод в газопровод химических реагентов (спиртов), действующих в качестве растворителя; 3) ввод в газопровод химических реагентов, способ
ных выделить при реакции с водой значительное количество тепла; 4) уменьшение давления.
В случае образования гидрата в газовых скважинах для его разложения снижают депрессию или закрывают скважину на некоторое время. При этом температура в скважине поднимается выше температуры плавления гидрата и последний распадается. Однако радикальным способом борьбы с гидратами, особенно в магистральных газопроводах, является осушка газа.
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОСУШКИ ГАЗА
Цели и задачи осушки газа
Многолетний опыт в области добычи и производства, транспортировки и использования газа показывает, что содержание в нем паров воды является причиной серьезных помех при эксплуатации соответствующих установок, аппаратов и приборов. Такие затруднения выявились особенно за последние годы в связи с добычей и транспортировкой газа под высоким давлением, а также применением низких температур для сжижения газа.
Основные помехи, вызываемые присутствием влаги в газе, следующие.
Образование конденсата водяных паров в газопроводе. Если газ поступает в газопровод при температуре 10—20° С или выше и при этой температуре насыщен водяными парами, то при прохождении по газопроводу он охлаждается и избыточное количество влаги выпадает в виде жидкости. С течением времени в газопроводе, особенно в его пониженных местах, может накопиться такое количество жидкости, которое уменьшит сечение трубопровода и снизит его пропускную способность. Чтобы удалить эту жидкость, необходимо на линии газопровода в пониженных точках трассы устанавливать водосборники и время от времени удалять из них воду. Это удорожает стоимость сооружения газопровода и его эксплуатацию.
Образование ледяных пробок в газопроводе. При наличии в газопроводе воды имеется опасность замерзания ее в зимний период, особенно если газопровод проложен на поверхности земли или в зоне промерзания грунта. Образовавшийся в газопроводе лед уменьшает его свободное сечение и может даже полностью закупорить его, что нарушает нормальный режим работы газопровода.
Операции по нахождению ледяных пробок и их устранению требуют времени и материальных затрат.
В случае необходимости сжижения газа при низких температурах удаление из него влаги обязательно во избежание серьезных производственных неполадок.
Образование кристаллогидратов в газопроводе. Опыт эксплуатации промысловых и магистральных газопроводов показывает, что при повышенных и высоких давлениях и пониженных температурах в газопроводах, а также при наличии в них воды образуются кристаллогидраты, которые, накопившись в значительном количестве, могут закупорить газопровод и подача газа прекратится. Борьба с кристаллогидратными пробками, так же как и с ледяными, требует материальных затрат и увеличения числа работников, обслуживающих газопровод; кроме того, эти пробки нарушают нормальную работу газопроводов и, следовательно, бесперебойную подачу газа потребителям.
Коррозия металла труб, аппаратов и приборов. На интенсивность коррозионных процессов существенно влияют присутствующие в газе сероводород, кислород, углекислота, а также вода. Высокое давление и температура газа значительно ускоряют процесс коррозии металла.
Опыт показывает, что при сухом газе коррозионные процессы протекаю] медленнее, чем при наличии в нем влаги. Поэтому для большей сохранности и продолжительности действия труб и оборудования крайне желательна осушка газа. Как уже указывалось, нет необходимости удалять из газа всю парообразную влагу. Достаточно осушить его до такой степени, чтобы оставшаяся в нем влага не смогла конденсироваться на всем пути продвижения газа от источника к потребителю.
Отметим следующие преимущества перекачки и использования осушенного газа:
газопровод и оборудование в большой степени предохраняются от коррозии и не забиваются замерзшей влагой и гидратами;
несколько увеличивается теплотворная способность газа;
снижается расход энергии на перекачку газа;
повышается производительность газопровода;
улучшаются условия утилизации газа как топлива;
отпадает необходимость в устройстве и обслуживании водоотделителей на трассе газопроводов;
улучшаются условия прокладки и эксплуатации газопроводов; последние можно укладывать на меньших глубинах, даже в зоне промерзания грунтов.
■ Недостатком осушенного газа является осушающее действие его на прокладки городской газовой сети и диафрагмы счетчиков газа. Чтобы устранить этот недостаток, в городскую газовую сеть вводят в небольшом количестве распыленную в виде тумана жидкость (соляровое масло и т. п.).
Технология осушки газов в промышленных масштабах разработана и освоена, методы ее с каждым годом совершенствуются, увеличивается также число применяемых реагентов.
В настоящее время в газовой и химической промышленности применяются пять способов осушки газов:
осушка газа сжатием с последующим охлаждением;
охлаждение газа путем его внезапного расширения (или низкотемпературный способ осушки);
осушка газа путем абсорбции влаги гигроскопическими растворами;
осушка газа адсорбцией влаги твердыми сорбентами;
осушка газа путем инжекции гигроскопической жидкости в поток газа.
Широкое промышленное распространение получили главным образом третий и четвертый способы, поэтому эти способы рассмотрим более подробно
Абсорбционные методы осушки газа
Абсорбционные методы осушки газа основаны на свойствах некоторых жидкостей и их водных растворов поглощать пары воды из газа при взаимном контакте. Для большей эффективности поглощения требуется, чтобы поверхность соприкосновения газа и жидкости была возможно больше и чтобы соблюдалось противоточное движение газа и жидкости. Этим условиям в той или иной степени отвечают обычные абсорбционные колонны тарельчатого типа.
В качестве сорбента используются различные жидкие поглотители, однако все они имеют преимущества и недостатки. Рассмотрим некоторые из них.
Раствор хлористого кальция СаС12. Обычно применяется 35—40%-ный раствор. Преимущества: доступность реагента, потери его составляют 3—4 г на 1000 м3 газа. Недостатки: раствор коррозионен; точка росы газа может быть понижена не более чем на 17° С; при высокой концентрации раствора возможна его кристаллизация.
Р а с т в 'о р хлористого лития LiCl2. Преимущества: раствор очень гигроскопичен, не токсичен, при кипячении не гидролизуется, концентрированные растворы не кристаллизуются, точку росы газа понижает на 25—37° С. Недостатки: реагент весьма дорогой, промышленный хлористый литий коррозионен, так как содержит примеси.
Раствор хлористого цинка ZnCl2. Преимущество: относительно глубоко понижает точку росы (на 25—32° С), однако раствор коррозионен.
Раствор диэтиленгликоля НОСН2 • СН2ОСН2СН2ОН. Диэтиленгликоль — жидкость молекулярного веса 106,12; удельный вес ^20 = 1,1184; температура кипения при 760 мм рт. ст. 245° С. Упругость паров при 20° С 0,01 мм рт. ст. Смешивается с водой во всех отношениях. Обычно применяют раствор 85—97%-ной концентрации. Преимущества: раствор стабилен по. отношению к газам, содержащим кислород, серу и углекислоту; дает понижение точки росы на 25—34° С. Недостаток: относительно высокие потери при выпарке раствора (5—15 г на 1000 м3 газа).
Раствор триэтиленгликоля С6Н14О4. Молекулярный вес 150,17; удельный вес d^ = 1,1254; температура кипения 287,4°С; упругость паров меньше, чем у диэтиленгликоля; смешивается с водой в любых отношениях. ■
Раствор глицерина концентрацией 85%. Понижает точку росы на 25—28° С. Реагент дорогой. При регенерации имеет тенденцию к разложению. При концентрациях свыше 85% становится слишком вязким и легко пенится.
Раствор из смеси 40%-н о г о хлористого кальция и 20 %-н о г о глицерина. Понижает точку росы газа больше, чем один хлористый кальций, но раствор вспенивается и значительно коррозионен.
В настоящее время в промышленных процессах осушки газов в качестве абсорбентов применяют главным образом ди- и триэтиленгликоли, характеристика которых дана на фиг. 238—245.
На фиг. 238 представлен график упругости паров водных растворов диэтиленгликоля различной концентрации. На фиг. 239 дан график температур кипения водных растворов диэтиленгликоля. На фиг. 240 показана кри-
вая температур кипения водных растворов триэтиленгликоля. На фиг. 241 приведены значения удельных весов водных растворов триэтиленгликоля, диэтиленгликоля, этиленгликоля и пропиленгликоля при их различных концентрациях в водных растворах. На фиг. 242 и 243 указана вязкость водных растворов ди- и триэтиленгликоля, на фиг. 244 и 245 приведена удельная теплоемкость растворов этих же реагентов. Все эти данные обычно используются в расчетах при проектировании установок осушки газов с применением растворов ди- и триэтиленгликолей.На фиг. 246 изображена технологическая схема установки по осушке газа ди- и три- этиленгликолем. Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер (контактор) 3, проходит нижнюю скрубберную секцию для очистки от взвешенных капелек жидкости и, пройдя четыре колпачковые тарелки и верхнюю по газопроводу 4 из абсорбера.вая температур кипения водных растворов триэтиленгликоля. На фиг. 241 приведены значения удельных весов водных растворов триэтиленгликоля, диэтиленгликоля, этиленгликоля и пропиленгликоля при их различных концентрациях в водных растворах. На фиг. 242 и 243 указана вязкость водных растворов ди- и триэтиленгликоля, на фиг. 244 и 245 приведена удельная теплоемкость растворов этих же реагентов. Все эти данные обычно используются в расчетах при проектировании установок осушки газов с применением растворов ди- и триэтиленгликолей.На фиг. 246 изображена технологическая схема установки по осушке газа ди- и три- этиленгликолем. Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер (контактор) 3, проходит нижнюю скрубберную секцию для очистки от взвешенных капелек жидкости и, пройдя четыре колпачковые тарелки и верхнюю по газопроводу 4 из абсорбера.Фиг. 238. Упругость паров водных растворов диэтиленгликоля.Фиг. 238. Упругость паров водных растворов диэтиленгликоля.скрубберную секцию, осушенным выходит
вая температур кипения водных растворов триэтиленгликоля. На фиг. 241 приведены значения удельных весов водных растворов триэтиленгликоля, диэтиленгликоля, этиленгликоля и пропиленгликоля при их различных концентрациях в водных растворах. На фиг. 242 и 243 указана вязкость водных растворов ди- и триэтиленгликоля, на фиг. 244 и 245 приведена удельная теплоемкость растворов этих же реагентов. Все эти данные обычно используются в расчетах при проектировании установок осушки газов с применением растворов ди- и триэтиленгликолей.
На фиг. 246 изображена технологическая схема установки по осушке газа ди- и три- этиленгликолем. Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер (контактор) 3, проходит нижнюю скрубберную секцию для очистки от взвешенных капелек жидкости и, пройдя четыре колпачковые тарелки и верхнюю по газопроводу 4 из абсорбера.
вая температур кипения водных растворов триэтиленгликоля. На фиг. 241 приведены значения удельных весов водных растворов триэтиленгликоля, диэтиленгликоля, этиленгликоля и пропиленгликоля при их различных концентрациях в водных растворах. На фиг. 242 и 243 указана вязкость водных растворов ди- и триэтиленгликоля, на фиг. 244 и 245 приведена удельная теплоемкость растворов этих же реагентов. Все эти данные обычно используются в расчетах при проектировании установок осушки газов с применением растворов ди- и триэтиленгликолей.
На фиг. 246 изображена технологическая схема установки по осушке газа ди- и три- этиленгликолем. Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер (контактор) 3, проходит нижнюю скрубберную секцию для очистки от взвешенных капелек жидкости и, пройдя четыре колпачковые тарелки и верхнюю по газопроводу 4 из абсорбера.
Фиг. 238. Упругость паров водных растворов диэтиленгликоля.
Фиг. 238. Упругость паров водных растворов диэтиленгликоля.
Навстречу потоку газа из тарелки на тарелку протекает раствор ди- или триэтиленгликоля, вводимый в абсорбер по трубопроводу 5. В результате тесного контакта газа с раствором на тарелках раствор поглощает влагу. Насыщенный раствор с вытяжной тарелки абсорбера по трубопроводу 7 проходит теплообменники 11, подогреватель 10 и поступает в отгонную (выпарную) колонну 12 (десорбер) для регенерации. Путем подогрева раствора в кипятильнике 14 из него выпаривают поглощенную влагу, которая отводится из колонны через трубопровод 15. Регенерированный раствор из низа десорбера проходит теплообменник 11 и по трубопроводу 9 поступает на прием насоса 15, которым раствор подается через холодильник 6 опять в абсорбер. На этом заканчивается круговой цикл движения раствора диэтиленгликоля в системе. Для пополнения раствора и для создания более равномерной работы насоса на установке осушки имеется уравнительная емкость (хранилище) 8 с раствором диэтиленгликоля.
Режим работы выпарной колонны поддерживается в сравнительно узких пределах: давление 1,2—1,5 ата, температура внизу колонны около 160° С, наверху 104° С.
Абсорберы разных установок работают в пределах изменения давления
Абсолютное давление, кг/см2
Температура, °C
Фиг. 239. Температуры кипения водных растворов диэтиленгликоля.
Фиг. 240. Температуры кипения водных растворов триэтиленгликоля.
Содержание гликолей в растворе, % бес
Фиг. 241. Удельные веса гликолей.
1 — триэтиленгликоль; 2 — диэтиленгликоль;
3 — этиленгликоль; 4 — пропиленгликоЛь.
Фиг. 242. Вязкость водных растворов диэтиленгликоля.
Фиг. 243. Вязкость водных растворов триэтил енгликоля.
от атмосферного до 150 ата. Что касается температуры в абсорбере, то желательно, чтобы она была как можно ниже (15—20° С), но во всяком случае не выше 30° С. Понижение температуры достигается хорошим охлаждением газа и раствора, поступающих в абсорбер. Следует обращать внимание
Температура, °CТемпература, °CФиг. 244. Удельные теплоемкости водных растворов диэтиленгликоля.Фиг. 244. Удельные теплоемкости водных растворов диэтиленгликоля.Фиг. 245. Удельные теплоемкости водных растворов триэтиленгликоля.Фиг. 245. Удельные теплоемкости водных растворов триэтиленгликоля.
Температура, °C
Температура, °C
Фиг. 244. Удельные теплоемкости водных растворов диэтиленгликоля.
Фиг. 244. Удельные теплоемкости водных растворов диэтиленгликоля.
Фиг. 245. Удельные теплоемкости водных растворов триэтиленгликоля.
Фиг. 245. Удельные теплоемкости водных растворов триэтиленгликоля.
не только на обеспечение температуры в абсорбере, требующейся для хорошего поглощения паров воды из газа, но и на хорошую регенерацию (реконцентрацию) раствора. Рабочая температура в выпарной колонне зависит от давления и концентрации раствора. Давление в выпарной колонне зависит от потерь
15
Фиг. 246. Технологическая схема установки осушки газа абсорбционным способом.Фиг. 246. Технологическая схема установки осушки газа абсорбционным способом.1 — трубопровод для подачи жидкости в канализацию или в хранилище; 2 — газопровод для влажного газа; 3 — абсорбер со скрубберными секциями; 4 — газопровод для осушенного газа; 5 — трубопровод для подачи раствора в абсорбер; 6 — холодильники раствора; 7 — трубопровод для раствора на регенерацию; 8 — хранилище для раствора; 9 — трубопровод для регенерированного раствора; 10 — подогреватель; 11 — теплообменник; 12 — отгонная колонна; 13 — вода орошения; 14 — кипятильник;15 — трубопровод для водяного пара, отогнанного из раствора; 16 — насос.1 — трубопровод для подачи жидкости в канализацию или в хранилище; 2 — газопровод для влажного газа; 3 — абсорбер со скрубберными секциями; 4 — газопровод для осушенного газа; 5 — трубопровод для подачи раствора в абсорбер; 6 — холодильники раствора; 7 — трубопровод для раствора на регенерацию; 8 — хранилище для раствора; 9 — трубопровод для регенерированного раствора; 10 — подогреватель; 11 — теплообменник; 12 — отгонная колонна; 13 — вода орошения; 14 — кипятильник;15 — трубопровод для водяного пара, отогнанного из раствора; 16 — насос.
Фиг. 246. Технологическая схема установки осушки газа абсорбционным способом.
Фиг. 246. Технологическая схема установки осушки газа абсорбционным способом.
1 — трубопровод для подачи жидкости в канализацию или в хранилище; 2 — газопровод для влажного газа; 3 — абсорбер со скрубберными секциями; 4 — газопровод для осушенного газа; 5 — трубопровод для подачи раствора в абсорбер; 6 — холодильники раствора; 7 — трубопровод для раствора на регенерацию; 8 — хранилище для раствора; 9 — трубопровод для регенерированного раствора; 10 — подогреватель; 11 — теплообменник; 12 — отгонная колонна; 13 — вода орошения; 14 — кипятильник;
15 — трубопровод для водяного пара, отогнанного из раствора; 16 — насос.
1 — трубопровод для подачи жидкости в канализацию или в хранилище; 2 — газопровод для влажного газа; 3 — абсорбер со скрубберными секциями; 4 — газопровод для осушенного газа; 5 — трубопровод для подачи раствора в абсорбер; 6 — холодильники раствора; 7 — трубопровод для раствора на регенерацию; 8 — хранилище для раствора; 9 — трубопровод для регенерированного раствора; 10 — подогреватель; 11 — теплообменник; 12 — отгонная колонна; 13 — вода орошения; 14 — кипятильник;
15 — трубопровод для водяного пара, отогнанного из раствора; 16 — насос.
напора, необходимого для продвижения горячего раствора из низа выпарной колонны через теплообменник на прием к насосу.
Если выпарная колонна приподнята (например, имеет высокую юбку), то рабочее давление в колонне может быть близким к атмосферному. В этом случае потребуется более низкая температура выпаривания раствора и, следовательно, меньший расход топлива.
Температура на верху колонны поддерживается путем подачи рефлюкса
Точка pocbt осушенного газа _ "СТочка pocbt осушенного газа _ "СФиг. 247. Понижение температуры точки росы газа в зависимости от концентрации раствора и температуры контакта.Фиг. 247. Понижение температуры точки росы газа в зависимости от концентрации раствора и температуры контакта.
Точка pocbt осушенного газа _ "С
Точка pocbt осушенного газа _ "С
Фиг. 247. Понижение температуры точки росы газа в зависимости от концентрации раствора и температуры контакта.
Фиг. 247. Понижение температуры точки росы газа в зависимости от концентрации раствора и температуры контакта.
на уровне, близком к температуре кипения воды при давлении в колонне. Увеличение этой температуры приводит к потере гликоля. Потребность в холодной воде для рефлюкса весьма незначительна, поэтому количество его следует контролировать, чтобы не перегружать кипятильник. Температура внизу выпарной колонны должна поддерживаться на уровне температуры кипения концентрированного раствора. Требующееся тепло обеспечивается кипятильником. В качестве теплоносителя могут быть использованы водяной пар высокого давления, горячая нефть или нефтепродукт; может быть применен даже огневой подогрев, но на больших установках его применять не рекомендуется из-за опасности по
жара.
Регенерированный раствор значительную часть своего тепла отдает насыщенному раствору в теплообменнике; его температура на приеме насоса не должна превышать 65° С. При этой температуре вязкость раствора невысокая, поэтому перекачка его проходит успешно. Перед поступлением в насос раствор пропускается через сетчатый фильтр.
Основные факторы, от которых зависит степень осушки газа, следующие.
Концентрация раствора. Чем выше концентрация этиленгликоля в растворе, тем лучше осушка газа. На глубокую осушку газа в значительной мере влияет также температура контакта газа и раствора. При концентрации раствора диэтиленгликоля 95— 96,5% можно понизить точку росы на 25—28° С. Если применять бо-
лее концентрированный раствор, то можно понизить точку росы газа на 40° С, но в этом случае регенерацию раствора следует вести под вакуумом. Влияние названных факторов на снижение точки росы осушаемого газа показано на фиг. 247.
При установлении рабочей концентрации диэтиленгликоля следует иметь в виду, что чем выше концентрация раствора, тем больше потери. В связи с этим на практике чаще применяют растворы концентрацией не выше 97%, так как при температуре 165° С и атмосферном давлении диэтиленгликоль
начинает разлагаться.
Количество циркулирующего раствора. Чем большее количество циркулирующего раствора приходится на 1000 м3 газа, тем лучше осушка газа.
Конструкция абсорбера. В частности, чем больше тарелок в тарельчатых абсорберах, тем глубже осушка газа. Соответствующими расчетами и практикой эксплуатации абсорберов установлено, что для достижения хорошей осушки достаточно иметь не более 4—6 тарелок.
Расчет осушительных установок в основном сводится к установлению для конкретных условий оптимальных соотношений между перечисленными выше факторами.
Осушку газа раствором диэтиленгликоля иногда совмещают с очисткой
газа от сероводорода раствором моноэтаноламина; технологическая схема комбинированной установки аналогична технологической схеме установки
по очистке газа раствором этаноламина.
В последнее время все чаще используют для осушки газа раствор триэтиленгликоля. На фиг. 248 показана технологическая схема небольшой установки для осушки газа триэтиленгликолем. Она отличается от схемы обычной типовой установки для осушки газа, показанной на фиг. 246, лишь конструктивно. В этой схеме представляет интерес выпарная насадочная
Фиг. 248. Технологическая схема промысловой установки осушки газа триэтпленгликолем.Фиг. 248. Технологическая схема промысловой установки осушки газа триэтпленгликолем.колонна, соединенная с кипятильником.
Фиг. 248. Технологическая схема промысловой установки осушки газа триэтпленгликолем.
Фиг. 248. Технологическая схема промысловой установки осушки газа триэтпленгликолем.
Сырой газ, предварительно хорошо отсепари- рованный от капелек нефти и другой взвеси, поступает в нижнюю часть абсорбера 1 (фиг. 248), поднимаясь вверх колонны, проходит через тарелки с раствором, где происходит поглощение влаги из газа. Если газ не очищать на входе в абсорбер, то может произойти вспенивание раствора и, следовательно, потеря его. Осушенный газ проходит через каплеотбойники 3 и 4 и выходит из колонны. Часть осушенного газа отводится от
основного потока и используется для обогрева кипятильника. Насыщенный раствор триэтиленгликоля из’ низа контактора направляется в выпарную колонну 2, предварительно пройдя теплообменник 5, помещенный внутри емкости 6 для раствора. Благодаря подогреву раствора в кипятильнике часть влаги из раствора выпаривается. Горячий регенерированный раствор из кипятильника поступает в емкость 6, а оттуда забирается насосом 7, прокачивается через теплообменную секцию абсорбера и опять идет на орошение тарелок.
Триэтиленгликоль является жидкостью, кипящей при высокой температуре, слабо коррозионен, имеет низкую летучесть и может быть использован в растворе высокой концентрации (выше 98%), что очень важно для достижения'низкой точки росы осушаемого газа (концентрированным раствором триэтиленгликоля можно понизить точку росы на 40—50° С). Температура разложения триэтиленгликоля несколько выше температуры разложения диэтиленгликоля.
Технологический режим работы установки для осушки газа раствором триэтиленгликоля характеризуется следующими показателями.
Состав газа, % объемы.: углекислота 0,3
кислород0,1
метан 87,3
этан11,9
азот0,4
Удельный вес (по воздуху)0,620
Давление в абсорбере, ат 27
Количество осушаемого газа, тыс. M3j сутки300
Количество циркулирующего раствора, л) час520
Температура газа, °C: поступающего в абсорбер13
выходящего из абсорбера .. . . 18
Точка росы осушенногогаза,°C—20
Понижение точки росы,°C... .32,8
Температура раствора, °C: в кипятильнике180
из емкости90
в абсорбере15
в теплообменнике19,4
Количество воды, %: в растворе, поступающем в абсорбер1,75
в растворе, выходящем из абсорбера3,05
Содержание триэтиленгликоля в конденсаторе выпарной колонны менее, %0,06
Расходные коэффициенты: расход газа как топлива, м3) сутки 160
расход электроэнергии, квт-ч{сутки ,33
Аппаратура установки весьма компактна по своим размерам. Диаметр абсорбера 0,915 м, высота 3,8 м. Внутри абсорбера имеются четыре тарелки, две отбойные секции и змеевиковый холодильник для охлаждения раствора. Выпарная секция состоит из кипятильника диаметром 0,750 м, длиной 2,6 м «с огневыми подогревами и собственно выпарной колонны диаметром 0,325 м и высотой 2 м с насадкой из колец Рашига. Емкость для раствора рассчитана всего на 500 л.
Подобные установки могут быть размещены на передвижных платформах и использованы на промыслах для осушки газа отдельных скважин или небольшой группы скважин.
Расчет установки. Расчет и проектирование установки осушки газа абсорбционным способом в основном сводятся к определению количества требующегося раствора, числа тарелок в колоннах, габаритов аппаратуры и к выбору необходимого оборудования и контрольно-измерительных приборов.
Расчет требующегося количества раствора. Такой расчет можно сделать, исходя из следующего материального баланса. Допустим, что раствор на входе в абсорбер состоит из 97% вес. диэтиленгликоля и 3% воды, а на выходе из абсорбера — соответственно 90% и 10%.
Обозначим через X количество в кг 97%-ного раствора и через У — количество 90%-ного раствора. При поглощении раствором 1 кг воды будем иметь: 1) баланс по воде
1+ 0,03Х = ОДУ;
2) баланс по диэтиленгликолю
илиили0,97У = 0,90У
или
или
Х = 2^ у = 0,928 У.
Внося найденное значение X в уравнение баланса по воде и решая его относительно У, получим У = 13,86 кг 90%-ного раствора. Количество регенерированного (97%-ного) раствора составит X = 12,86 кг, т. е. 1 кг 97%-ного раствора поглотит 77,6 г воды; при удельном весе раствора 1,12 получим, что 1 л раствора поглотит 87 г воды.
32 Заказ 1377.
Аналогичным образом можно найти, что 1 «г 96%- и 95%-ного растворов поглотит соответственно 66,3 и 55,6 г воды или 1 л этих растворов поглотит 74 и 62 г воды.
Пример. Определить количество циркулирующего раствора диэтиленгликоля, требующегося для осушки газа в количестве 1,5 млн. нм3 [сутки. Газ насыщен при температуре 27° С и давлении 34 ата. Точка росы осушенного газа должна быть не выше 0° С.
По фиг. 224 находим содержание влаги в насыщенном газе при 27° С и 34 ата — 1,0 кг на 1000 нм3 газа; содержание влаги в газе при 0° С и том же давлении составляет 0,158 кг. Количество воды, извлекаемой в 1 час, составит
ей 52,5 кг.ей 52,5 кг.1500000 (1,0 — 0,158)
ей 52,5 кг.
ей 52,5 кг.
1000 х 24
В предыдущем расчете было установлено, что 1 л 97%-ного раствора диэтиленгликоля поглощает 87 г воды, 96%-ного раствора ■— 74 г и 95%-ного раствора — 62 г. Таким образом, требующееся количество раствора диэтиленгликоля составит: при концентрации 97% 52 500 : 87 = 604 л[час, при концентрации 96% 52 500 : 74 = 708 л/час, при концентрации 95% 52 500 : 62 = 846 л/час.
При проектировании установок осушки газа следует для расчетов количества раствора ориентироваться на 95%-ный раствор диэтиленгликоля. Более высокие концентрации раствора требуют повышения температуры в кипятильнике, что может повлечь разложение реагента.
Количество свежего раствора в т^утки может быть определено также по следующей формуле:
где W — количество извлекаемой влаги в т!сутки',■
Хх — весовая концентрация диэтиленгликоля в свежем растворе;
Хй — весовая концентрация диэтиленгликоля в насыщенном растворе.
Для приведенного выше примера (примем концентрацию диэтиленгликоля 95% на входе в абсорбер и 90% на выходе) будем иметь:
0,0525 X 24 X 0,90.
Q = ' 0,95-0,90= 22’7 т1сУтю-
или 946 кг/час, или 846 л/час, что идентично предыдущему расчету.
Расчет числа тарелок. При заданном количестве и концентрации раствора расчет числа тарелок в абсорбере может быть выполнен графически на основе построения оперативной (рабочей) линии и кривой равновесия.■•
Состав газа и раствора диэтиленгликоля по сечению колонны определяется следующим уравнением, являющимся уравнением оперативной линии:
G {Уг — у^ = Ъ (ж! — х^(IX, 5)
где G — число молей сухого газа, проходящего через колонну в единицу времени;.
Уг и У a — число молей воды на 1 моль входящего и выходящего газа; х% и хх — число молей воды на 1 моль входящего и выходящего диэтиленгликоля;'
Z — число молей диэтиленгликоля, проходящего через сечение колонны в единицу времени.
Оперативная линия строится либо по двум известным точкам (ух, х^ и (У2, жг)> либо по одной из крайних точек и наклону этой линии, обусловлен-
ному соотношением -^ . Кривая равновесия строится на основе либо законов идеальных растворов и газов (закон Рауля и Дальтона), либо по константам равновесия, приведенным в табл. 71.
Пример. Определить число тарелок в абсорбере установки осушки газа для следующих условий его работы: температура в абсорбере 20° С; давление 40 ата; точка росы входящего газа 4-15° С; точка росы осушенного газа —3° С; концентрация раствора диэтиленгликоля, поступающего в абсорбер, 95%; удельный вес раствора 1,117. Содержание влаги во входящем газе 0,420 кг на 1000 м3 и в осушенном газе 0,135 кг на 1000 м3. Примем, что количество циркулирующего раствора в системе равно 6 л на 1000 м3 газа.
Наклон оперативной линии
Z 0,95x 6 x1,117 1000„„„_ ,, г пото/л
— = ——-2—. : ——- = 0,059/ : 44,5 = 0,00134 моля диэтиленгликоля на 1 моль газа.
G 106,122,4
Координаты точки входа раствора диэтиленгликоля и выхода газа (ж2, УгУКоординаты точки входа раствора диэтиленгликоля и выхода газа (ж2, УгУ^2 =^2 =0,050,95лЧ •' тктгг = 0,312 моля воды на 1 моль диэтиленгликоля на входе,18106,10,050,95лЧ •' тктгг = 0,312 моля воды на 1 моль диэтиленгликоля на входе,18106,10,135 10001п9=: ——- = 0,000168 моля воды на 1 моль газа на выходе.1822,4Для проверки правильности построения оперативной линии найдем у<.0,135 10001п9=: ——- = 0,000168 моля воды на 1 моль газа на выходе.1822,4Для проверки правильности построения оперативной линии найдем у<.0,420 1000уг = - -:Ъ- := 0,000524 моля воды на1822,4ZПодставляя найденные значения yv, у2,х2н —^ = 0,578. По двум точкам хг, уг и х^ у.г строим линия.0,420 1000уг = - -:Ъ- := 0,000524 моля воды на1822,4ZПодставляя найденные значения yv, у2,х2н —^ = 0,578. По двум точкам хг, уг и х^ у.г строим линия.1 моль газа при входе.1 моль газа при входе.в уравнение (IX, 5), находим, что прямую; это и будет оперативнаяв уравнение (IX, 5), находим, что прямую; это и будет оперативная
Координаты точки входа раствора диэтиленгликоля и выхода газа (ж2, УгУ
Координаты точки входа раствора диэтиленгликоля и выхода газа (ж2, УгУ
^2 =
^2 =
0,050,95л
Ч •' тктгг = 0,312 моля воды на 1 моль диэтиленгликоля на входе,
18106,1
0,050,95л
Ч •' тктгг = 0,312 моля воды на 1 моль диэтиленгликоля на входе,
18106,1
0,135 10001
п9=: ——- = 0,000168 моля воды на 1 моль газа на выходе.
1822,4
Для проверки правильности построения оперативной линии найдем у<.
0,135 10001
п9=: ——- = 0,000168 моля воды на 1 моль газа на выходе.
1822,4
Для проверки правильности построения оперативной линии найдем у<.
0,420 1000
уг = - -:Ъ- := 0,000524 моля воды на
1822,4
Z
Подставляя найденные значения yv, у2,х2н —
^ = 0,578. По двум точкам хг, уг и х^ у.г строим линия.
0,420 1000
уг = - -:Ъ- := 0,000524 моля воды на
1822,4
Z
Подставляя найденные значения yv, у2,х2н —
^ = 0,578. По двум точкам хг, уг и х^ у.г строим линия.
1 моль газа при входе.
1 моль газа при входе.
в уравнение (IX, 5), находим, что прямую; это и будет оперативная
в уравнение (IX, 5), находим, что прямую; это и будет оперативная
.Построим кривую равновесия. Для этого воспользуемся графиком парциальных давлений (фиг. 238) и константами равновесия.
Значения констант равновесия в системе диэтиленгликоль — вода при различных давлениях и температурах указаны в табл. 71.
Таблица 71
Константы равновесия К = — в системе диэтиленгликоль — вода
Константы равновесия к=31
X
при температуре
Давление, ата
1
17
34
51
68
85
15° С
0,0145
0,00103
0,00054
0,000325
0,00027
0,00026
27° С „
0,0280
0,0017
0,0009
0,00064
0,00054
0,00053
Для наших условий (40 ата и 20° С) константу равновесия можно принять равной К = 0,0006. Зная весовой процент воды в растворе, определяем отношение молей воды к молям диэтиленгликоля (табл. 72, 3-я колонка), затем мольную концентрацию воды в растворе ж и равновесную мольную концентрацию водяных паров в газе у. Результаты расчетов сводим в табл. 72.
После построения кривой равновесия строится ступенчатая линия между оперативной линией и кривой равновесия. Такое построение показано на фиг. 249. Число теоретических тарелок составляет 1,3. Приняв к. п. д. рабочей тарелки равным 0,5, получим необходимое число рабочих тарелок, равное трем.
Определение числа тарелок в выпарной колонне может быть осуществлено также рассмотренным выше графическим способом.
32*
Таблица 72
Расчет кривой равновесия
Содержание воды в растворе, % вес.
Парциальное давление водяных паров в растворе, мм рт. ст.
Моли воды на 1 моль диэтиленгликоля
Мольная концентрация воды в растворе X
Равновесная мольная концентрация водяных паров в газе у
1,0
0,43
0,0596
0,0562
0,000034
2,0
1,10
0,1202
0,107
0,000064
3,0
2,10
0,1822
0,154
0,0000925
5,0
3,40
0,3100
0,236
0,000142
10,0
5,90
0,6544
0,395
0,000237
15,0
8,20
1,04
0,510
0,000306
20,0
9,6
1,48
0,597
0,000358
Данные упругости паров над водными растворами диэтиленгликоля показывают, что при атмосферном давлении этот раствор достаточно точно подчиняется закону Рауля. Поэ
тому кривая равновесия для водных растворов диэтиленгликоля может быть рассчитана по следующим уравнениям:
^В + РДЭГ (1 2?в) = Р> (IX, 6)
Ув = -р-,(IX, 7)
где Рп — упругость водяных паров в мм рт. ст.;
Рдэг — упругость паров диэтиленгликоля в мм рт. ст.;
Р — общее давление
' системы в ммрт. ст;
жв — молярная доля воды в жидкости;
ув — молярная доля воды в паре.
По этим уравнениям । можно рассчитать точки ж —у для различных температур между температурами кипения воды и диэтиленгли
коля.
Соответствующие результаты расчета для рабочего давления 760 мм рт. ст. приведены в табл. 73. На фиг. 250 изображена кривая, указывающая на простоту разделения водных растворов диэтиленгликоля. Из фиг. 250 видно, что для реконцентрации 90%-ного водного раствора диэтиленгликоля до содержания 95 или 96,2% при флегмовом числе 1 : 1 требуется всего две теоретические тарелки. График показывает также, что даже большие изменения во флегмовом числе почти не оказывают влияния на необходимое число теоретических тарелок.
Фиг. 250. Графическое определение числа тарелок в выпарной колонне 1 — рабочая линия; 2 — 96,2 % диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 157°С; з—95% диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 148° С; 4 —кривая равновесия при атмосферном давлении; 5 — 90 % диэтипенгли- коля,температура 131° С.Фиг. 250. Графическое определение числа тарелок в выпарной колонне 1 — рабочая линия; 2 — 96,2 % диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 157°С; з—95% диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 148° С; 4 —кривая равновесия при атмосферном давлении; 5 — 90 % диэтипенгли- коля,температура 131° С.Фиг. 251. Влияние давления в выпарной колонне на равновесные кривые диэтиленгликоль — вода.Фиг. 251. Влияние давления в выпарной колонне на равновесные кривые диэтиленгликоль — вода.Таблица 73
Фиг. 250. Графическое определение числа тарелок в выпарной колонне 1 — рабочая линия; 2 — 96,2 % диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 157°С; з—95% диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 148° С; 4 —кривая равновесия при атмосферном давлении; 5 — 90 % диэтипенгли- коля,температура 131° С.
Фиг. 250. Графическое определение числа тарелок в выпарной колонне 1 — рабочая линия; 2 — 96,2 % диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 157°С; з—95% диэтиленгликоля, температура в кипятильнике 148° С; 4 —кривая равновесия при атмосферном давлении; 5 — 90 % диэтипенгли- коля,температура 131° С.
Фиг. 251. Влияние давления в выпарной колонне на равновесные кривые диэтиленгликоль — вода.
Фиг. 251. Влияние давления в выпарной колонне на равновесные кривые диэтиленгликоль — вода.
Расчет кривой равновесия при выпаривании раствора
°C
р ДЭГ’ мм
рт. ст.
Рн, мм рт. ст.
Р, мм рт. ст.
Р-
Х_ =
В Ри
— р Дег
Р X ГП лв
У вр
— Р дег
100
3,3
760
760
1
1
120
8,5
1489
760
760-8,5
1489—8,5
= 0,5075
1489
760
X 0,5075 = 0,9937
140
22
2 711
760
760—22
= 0,274
2711
X 0,274 = 0,979
2711—22
760
160
47
4 636
760
760—47
~4636—47~
= 0,155
4636 “760
X 0,155 = 0,946
180
100
7 520
760
760—100
= 0,089
7520
X 0,089 = 0,882
7520-100
760
200
200
11659
760
760—200 11659—200
= 0,049
11659
760
X 0,049 = 0,74
220
380
17 396
760
760—380_ 17396-380
= 0,0223
17396 "760
X 0,0223 = 0,51
240
680
25 101
760
760—680 25101—680
= 0,00328
25101
760
X 0,00328 = 0,1089
245 1
760
27 200
0
0
Примечание. По вычисленным данным хв и ув строится кривая равновесия (см. фиг. 250).
Влияние повышения давления в колонне видно из трех равновесных кривых, приведенных на фиг. 251. Вид кривых показывает, что небольшой рост рабочего давления оказывает незначительное влияние на число тарелок. Несмотря на кажущуюся простоту разделения воды и диэтиленгликоля, большинство выпарных колонн установок осушки газа диэтиленгликолем содержит 10—16 колпачковых тарелок. Однако это не свидетельствует о низком к. п. д. тарелок. Число тарелок в выпарной колонне увеличивают для уменьшения потерь гликоля с верхним продуктом. Выпарные колонны принадлежат к недорогому типу оборудования, и поэтому дополнительная высота колонны не требует больших затрат.
Определение габаритов и типа аппаратуры
Абсорбер и выпарная колонна. Большинство абсорбционных и выпарных колонн, применяемых на установках осушки газа, является колоннами тарельчатого типа с колпачками. Насадочные колонны применяются только для мелких установок.
Абсорбционные колонны несколько отличаются от обычных абсорберов, применяемых на установках отбензинивания газа, более увеличенным расстоянием между тарелками, а также наличием скрубберных секций вверху и внизу колонны.
Диаметр абсорбера и выпарной колонны обычно определяют по объему, скорости и давлению газа в колонне.
Объем газа, проходящего через колонну, в м3(сек может быть определен по формуле
= 86400РГст ’(1Х’ 8)
где Уст — стандартный объем газа за сутки (при 20° С и 1 ата) [в иж3;
Гст— стандартная абсолютная температура, ТСТ = 293° К;
Т — рабочая температура в колонне;
Р — рабочее давление в колонне.
Скорость газа в свободном пространстве колонны принимают 0,1— 0,3 м!сек или определяют по эмпирической формуле:
с = 0,818 у^0'5,(IX, 9)
где с — допустимая скорость в колонне в Арсек]
у — удельный вес газа при рабочих условиях в кГ[м3. \
Зная секундный объем газа, проходящего через колонну при заданных рабочих условиях, и допустимую скорость газа в колонне, легко определить диаметр колонны:
Iй = /<57857 'Е<1Х'10)
Высота колонны находится в зависимости от числа тарелок, расстояния между ними, размеров скрубберных секций и высоты свободного пространства вверху и внизу колонны. Расстояние между тарелками зависит от скорости паров в свободном пространстве колонны и рода жидкости (имеют значение вязкость и поверхностное натяжение) и изменяется от 0,6 до 1 м. Высота верхнего свободного пространства составляет 0,5—0,8 ж, а нижнего 1,2—1,8 м.
На фиг. 252 показана верхняя скрубберная секция абсорбера. Она состоит из двух отделений: первое отделение — каплеотделитель центробежного типа — предназначено для задержания крупных капель жидкости, а второе — для задержания очень мелкой туманообразной взвеси. Эта часть скрубберной секции располагается под углом 45° и состоит из значительного числа (10—15) металлических сеток.
Нижняя скрубберная секция должна предохранить от засорения раствора различного рода жидкими и твердыми взвесями, которые могут быть в газе, поступающем в абсорбер. Ее размещают либо в нижней части абсорбера, либо отдельно от абсорбера в виде специального скруббера.
Теплообменная аппаратура. К этой аппаратуре относятся теплообменники, холодильники, конденсаторы и кипятильники. Обычно теплообменную аппаратуру применяют кожухотрубчатого типа. Расчет ее приводится в специальной литературе [14, 15, 16 и 17].
Фиг. 252. Разрез верхней скрубберной секции абсорбера.Фиг. 252. Разрез верхней скрубберной секции абсорбера.Оборудование и приборы дляустановок осушки газа
Фиг. 252. Разрез верхней скрубберной секции абсорбера.
Фиг. 252. Разрез верхней скрубберной секции абсорбера.
Насосы. Для циркуляции раствора диэтиленгликоля применяются обычно насосы поршневые двойного действия или плунжерные одинарного действия. Центробежные насосы не совсем пригодны для этой цели вследствие высокого давления на вы- киде и небольших объемов перекачиваемой жидкости.
1 — верхняя тарелка; 2 —линии стока раствора.меньше 750 л! сутки,1 — верхняя тарелка; 2 —линии стока раствора.меньше 750 л! сутки,Тип насоса выбирают соответственно виду энергии, имеющейся на установке. Поршневые насосы двойного действия требуют водяного пара высокого давления. Иногда вместо пара используется в качестве двигательной силы газ высокого давления, но в этом случае возникают затруднения со смазкой насоса.
1 — верхняя тарелка; 2 —линии стока раствора.
меньше 750 л! сутки,
1 — верхняя тарелка; 2 —линии стока раствора.
меньше 750 л! сутки,
Для небольших установок, требующих раствор
может быть использован диафрагменный насос, приводимый в действие сжатым (2—8 ат) газом. Если на площадке имеется электроэнергия, то обычно применяются плунжерные насосы одинарного действия. Эти насосы бывают тихоходйыми (для подачи небольших объемов жидкости при высоком давлении) и сравнительно быстроходными (400—600 об]мин).
Точки контроля и автоматического регулирования. Установки осушки газа абсорбционного типа обычно полностью автоматизированы. Основной частью всей системы является насос для подачи раствора. Скорости циркуляции раствора контролируются. Кроме того, контролируются и регулируются уровень жидкости в выпарной колонне и в абсорбере, подача раствора в выпарную колонну и температура верха и низа этой колонны. Замер температуры раствора производится до абсорбера, теплообменников и холодильников и после них, а замер температуры газа — до абсорбера и после него.
На некоторых автоматизированных установках имеются звуковые сигнализаторы, предупреждающие операторов о необходимости обратить внимание на работу той или иной части установки. Обычно сигнализаторы действуют в случае:
высокой и низкой температуры в кипятильнике;
высокого и низкого уровня в абсорбере, в выпарной колонне;
высокого и низкого давления на циркуляционном насосе;
высокого уровня жидкости во входном скруббере;
высокой температуры наверху выпарной колонны.
Осушка газа твердыми сорбентами
Имеется ряд твердых веществ, способных поглощать водяные пары из воздуха и газа, причем достигаемая степень осушки может быть весьма высокой (до —70° С). К таким осушителям относятся хлористый кальций и едкий натр в твердом виде, активированная окись алюминия, боксит, силикагель и др.
Хлористый кальций, едкий натр и едкое кали в твердом виде. Реагенты недорогие. Применяемое оборудование для осушки газа простое. Эффект осушки зависит от количества влаги, поглощенной реагентом. Вначале, когда реагент свежий, он хорошо поглощает влагу, но затем поглощение уменьшается. Твердые куски реагента обычно размываются в воде и могут закупоривать газопровод. Эти реагенты коррозионны.
Гранулированные адсорбенты (активированная окись алюминия, боксит, флорит, силикагель). Эти адсорбенты являются хорошими осушителями для газа. Они способны поглотить влагу в количестве 4—10% от собственного веса. Понижают точку росы на 60° С и более. Сравнительно легко регенерируются. Поглотительная способность уменьшается со временем использования поглотителей, повиди- мому, вследствие адсорбции высокомолекулярных соединений и неполной регенерации сорбента. Содержание сероводорода в газе вредно действует на сорбент; отмечено, что при концентрации сероводорода в газе до 0,01 г^м3 осушку вести еще можно, но при больших его концентрациях, например до 0,1 г(м\ сорбент нуждается в замене уже после нескольких месяцев работы. Особенно вредно сказывается на работе сорбентов одновременное присутствие в газе сероводорода и кислорода, так как сероводород окисляется до серы, которая постепенно забивает поры сорбента.
Активированная окись алюминия или алюмо- г е л ь. Представляет собой аморфную окись алюминия с содержанием небольшого количества гидратной воды. Его примерный химический состав: 92% А12О3, 0,8% Na2O, 0,1% SiO2, 0,1% FeO3, 7% воды (по потере при накаливании).
Алюмогель формуется в гранулы размером 0,5—1,5 мм. Его удельный вес 1,37. Он химически инертен для большинства паров и газов. Регенерируется нагретым воздухом или газом при температуре 175—300° С. Возможна также регенерация электрообогревом или при помощи любого теплоносителя,, пропускаемого через змеевики, расположенные в массе сорбента.
Лучшим температурным интервалом для процесса осушки газа является температура в адсорбере от 0 до +27° С, при более высоких температурах адсорбционная способность сорбента понижается.
Для полной осушки достаточна скорость прохождения газа 0,8 м3]час на 1 кг сорбента. Поскольку обычно газ осушается не полностью, то допустимые скорости прохождения газа через сорбент могут быть и большими.
Боксит. Представляет собой горную породу, содержащую в качестве основного компонента окись алюминия с примесью кремнезема, окиси железа и др. Примерный состав бокситов: 55—60% ALO3, 5—10% Si02, 1,5—20% Fe2O3, 1,5—2,5% TiO2.
Неактивированные бокситы имеют поверхность около 20 м^г, однако при активации боксита путем нагрева на 250—370° С поверхность его увеличивается до 200—300 мг]г.
Влагоемкость бокситов после каждой регенерации несколько падает.
Скорость прохождения газа через боксит составляет 1,0—1,5 M^fnac на 1 кг сорбента. Температура сорбции, как и для окиси алюминия, должна быть возможно ниже (не выше 27° С).
Флорит. Представляет собой по существу активированный боксит.
Силикагель. Хороший влагопоглотитель, способный понизить точку росы газа на 50—66° С.
Его недостатками являются, кроме постепенного понижения первоначальной поглотительной способности, высокое сопротивление потоку газа, крошение в результате частого нагрева и охлаждения.
Из других осушителей, главным образом лабораторного типа, следует отметить окись бария ВаО, окись магния MgO и пятифосфорный ангидрид Р2О5. Окись бария может осушать газ практически при любой температуре, однако реагент не регенерируется. Фосфорный ангидрид является исключительно эффективным влагопоглотителем, но сильно корро- зионен.
В настоящее время из твердых сорбентов в качестве осушителя газа в промышленных количествах применяется главным образом активированная окись алюминия и боксит.
Промышленные установки. Промышленная осушка горючих газов твердыми сорбентами получила широкое распространение 15—20 лет назад.
Процесс осушки газов протекает в адсорбционных колоннах. Сорбент в зернах засыпается на решетки адсорберов. Влажный газ поступает в адсорбер, проходит через слои сорбента, осушается и по выходе из адсорбера направляется по назначению. Пропуск газа через адсорбер продолжается до тех пор, пока сорбент не будет насыщен влагой. Затем этот адсорбер отключается от системы для регенерации сорбента, и газ пропускается через другой адсорбер. Следовательно, на установке осушки газа должно быть минимум два адсорбера. Переключение газа из одного адсорбера в другой, а также поддержание необходимой температуры регенерации производятся автоматически соответствующими приборами.
Регенерация сорбента проводится горячим газом при температуре 180— 200° С. В качестве теплоносителя для подогрева газа могут быть использованы насыщенный водяной пар, горячий нефтепродукт и др. Имеются установки с огневым подогревом газа, однако этот способ как небезопасный в пожарном отношении применять не рекомендуется.
Большинство установок осушки газов твердыми сорбентами работает при давлениях до 35 ат, однако имеются установки, работающие и при более . высоких давлениях. Краткая характеристика некоторых установок осушки газа твердыми сорбентами приведена в табл. 74.
Таблица 74
Некоторые данные об адсорбционных установках осушки газа
Производительность установки, млн. м3)сутки
Давление в адсорбере, кГ jcMa
Габариты адсорбера, м
Количество адсорберов
Количество сорбента в адсорберах, кг
высота
диаметр
2,83
83
6,1
0,91
4
6170
2,25
50
5,6
1,68
2
18140
0,42
17
2,4
1,07
2
3180
0,28
41
9,1
0,91
2
6350
В настоящее время подобные установки строят не только для централи
зованной осушки газа, но и на газовых промыслах для многодебитных
индивидуальных скважин или групп скважин производительностью порядка 150—850 тыс. м^ газа в сутки.
На фиг. 253 представлена технологическая схема установки для осушки газа твердыми сорбентами. Влажный газ на этой установке подается сверху адсорбера и выходит осушенным снизу колонны, а горячий газ для регенера- ции подаетсц в обратном направ-
Фиг. 253. Технологическая схема установки осушки газа твердыми сорбентами.Фиг. 253. Технологическая схема установки осушки газа твердыми сорбентами.лении. Горячий влажный газ по выходе из адсорбера проходит последовательно холодильник и сепаратор, где он освобождается от конденсата, и затем возвращается в основной поток газа. После регенерации сорбента его охлаждают путем пропускания сухого холодного газа.
Фиг. 253. Технологическая схема установки осушки газа твердыми сорбентами.
Фиг. 253. Технологическая схема установки осушки газа твердыми сорбентами.
Работа сорбента. Сорбционная способность сорбента зависит от относительной влажности газа, поступающего в адсорбер (фиг. 254), от скорости прохожде-
?1 — скруббер; 2 — адсорбер; 3 — подогреватель; НИЯ газа И его ЧИСТОТЫ, темпера- 4 — теплообменник; 5 — сепаратор.туры СОрбциоННОЙ ЗОНЫ, размеров
зерен сорбента и продолжительности его работы. Сорбционная способность не зависит от давления, за исключением тех случаев, когда давление влияет на указанные выше факторы. Чаще всего применяют сорбенты с зернами размером 1,5—5,0 мм.
Продолжительность действия сорбента в значительной степени зависит от состава и чистоты осушаемого газа. Если с газом заносятся в адсорбер капельки нефти или смазочного масла или в газе содержатся тяжелые углеводороды (тяжелее гексана), то эти примеси поглощаются сорбентом, накапливаются в нем и снижают его сорбционную способность. При
меси сероводорода в газе также фИг. 254. Влияние относительной влажности снижают его сорбционную спо- газа на поглотительную способность сорбента, собность, причем в некоторых
случаях выводят сорбент из строя уже через несколько месяцев работы; нормально сорбент работает 3—4 года. Учитывая указанные выше обстоятель
ства, при проектировании установок осушки газа следует принимать сорбционную способность боксита и активированной окиси алюминия в пределах 3—5%. Необходимо также перед входом газа в адсорбер пропускать газ через газоочистители, заполненные использованным сорбентом.
Цикл адсорбции. Продолжительность цикла адсорбции может изменяться от 6 до 24 час. Если требуется глубокая осушка газа, то лучше работать с некоторым недонасыщением сорбента. Минимальное время продолжительности цикла адсорбции определяется продолжительностью регенерации и охлаждения сорбента.
Некоторые данные к проектирован ию установокосушки твердыми сорбентами
Размеры адсорберов определяются по количеству осушаемого газа, давлению газа и количеству требующегося сорбента. Опыт работы показывает, что отношение высоты адсорбера к его диаметру должно быть не менее 2,5
Фиг. 255. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 1,5—5,5 лог).Фиг. 255. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 1,5—5,5 лог).и не больше 10; в среднем оно должно составлять 5—8.
Фиг. 255. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 1,5—5,5 лог).
Фиг. 255. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 1,5—5,5 лог).
Кроме вертикальных адсорберов, применяются также, но в меньшей степени, горизонтальные адсорберы, разделенные на несколько отсеков с индивидуальным вводом и выводом газа, и адсорберы с радиальным потоком газа. От каждого типа колонны требуется, чтобы поток газа проходил
равномерно по всему сечению слоя сорбента для максимального использования его погло-
тительной способности.
Падение давления , см вод. ст./см Bbicombi слоя сорбентаПадение давления , см вод. ст./см Bbicombi слоя сорбентаФиг. 256. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 3—11 мм\Фиг. 256. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 3—11 мм\Скорость прохождения газа не должна быть высокой, так как при высоких скоростях сорбент быстрее разрушается, происходит закупорка труб пылью, нарушается нормальная работа установки. Обычно скорость газа в свободном сечении ко-
Падение давления , см вод. ст./см Bbicombi слоя сорбента
Падение давления , см вод. ст./см Bbicombi слоя сорбента
Фиг. 256. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 3—11 мм\
Фиг. 256. Потери давления при прохождении газом слоя сорбента (размер частиц 3—11 мм\
лонны принимают в пределах 0,1—0,3 м{сек.
При проникновении газа через слой сорбента происходит некоторая потеря давления. Если давление газа имеет существенное значение и потери его должны быть сведены к минимуму, то лучше применять сорбент с более крупными зернами. Размеры потерь давления для разного зернения сорбентов показаны на фиг. 255 и 256.
Сорбент в адсорбере следует размещать в несколько слоев на решетках; расстояние между решетками может быть 1,3—1,7 л». Решетки не позволяют сорбенту слеживаться и предотвращают образование каналов в сорбенте.
Подогрев газа, поступающего на регенерацию сорбента, должен тщательно регулироваться. В большинстве случаев температура горячего газа на входе в адсорбер должна быть на 25—40° С выше температуры, необходимой для регенерации сорбента. Температура регенерации имеет существенное значение для продолжительности работы сорбента. Активированный боксит хорошо регенерируется при минимальной температуре 120—150° С, активированная окись алюминия — при 175—200° С.
Пр и м е р. Определить количество сорбента, требующегося для осушкй 1 млн. нм3 (сутки газа с минимальной влажностью 0,5 кг на 1000 нм3 газа. Содержание остаточной влаги в газе 0,01 кг на 1000 нм3. Сорбционная способность сорбента 4% вес. Сравнить количество сорбента для 8- и 12-часового цикла.
Ко личество влаги, извлекаемой за 8 час.:
50010
-уу- = 163,3 кг.
Количество требующегося сорбента
163,3:0,04 = 4082,5 кг.
Для двух адсорберов потребуется 8165 кг сорбента.
Количество влаги, удаляемой за 12 час.:
50010
—= 245 кг.
В этом случае количество требующегося сорбента 245:0,04 = 6125 кг.
Для двух адсорберов потребуется 12 250 кг сорбента.
Если принять насыпной вес сорбента равным 800 кг/м3, то объем, занимаемый! сорбентом в колоннах, для рассчитанных случаев составит 5 и 7,65 м3.
О работе одной установки осушки газа твердыми сорбентами
Установка запроектирована на осушку 2,3 млн. м3]сутки газа под давлением 50 ат. Она имеет два адсорбера диаметром 1,5 м. Наполнение каждого» адсорбера 9000 кг твердого сорбента — активированной окиси алюминия. ■ Общая высота заполнения колонны сорбентом 5,5 л»; сорбент размещен на пяти решетках. Влажный газ поступает в верхнюю часть колонны и через 13 сек., осушенный, выходит из нижней части колонны. Сорбент регенерируется пропуском горячего газа снизу вверх при температуре 185° С. Продолжительность регенерации 4—4,5 часа; продолжительность цикла осушки 7—11 час.
Давление в колонне, кГ ]смг
Падение давления, кГ^см1
14
0,167
28
0,355
42
0,520
48
0,614
Работа этой установки показала, что при прохождении газа через сорбент- потери давления значительно больше потерь давления, принятых при проекти- . ровании. Наблюдениями установлено, что потери давления при постоянной; скорости прохождения газа зависят от плотности газа. Например, при скорости газа в свободном сечении колонны : 0,73 м]сек потери давления изменялись,, как указано в таблице.
Потери давления могут быть снижены применением сорбента с более крупными зернами. Так, при использовании флорита с зернами размером 3—11 мм падение- давления на 30% меньше, чем при флорите с зернами размером 1,5—5 мм.
Интересные наблюдения были проведены над эффективностью сорбента. В первый период после пуска установки из каждого адсорбера отгонялось. 1220 кг воды за цикл регенерации. Однако поглотительная способность сорбента быстро снижалась. Через 8,5 месяца работы за цикл регенерации отгонялось только 225 кг воды. Взятые на исследование образцы сорбента с каж- : дой решетки показали, что сорбент на верхних тарелках резко снижал поглотительную способность: через 3 месяца работы эффективность сорбента составляла только 10% от первоначальной. Падение сорбционной способности на нижних тарелках протекало не столь резко. Причиной снижения эффективности сорбента, как было установлено, был занос жидкого сорбента, приме-
пившегося при отбензинивании газа перед установкой осушки. Жидкие ча- •стицы, попадая в массу сорбента, поглощаются им, и удалить их весьма трудно. Флорит, применяемый в качестве сорбента, показал лучшие результаты, чем окись алюминия. Так, после 2,4 года работы флорит был заменен только на первой тарелке, на других тарелках эффективность сорбента все еще оставалась на уровне 65—70% от первоначальной.
Другие способы осушки газа
В первый период развития газовой промышленности осушка газа производилась путем сжатия его в компрессорах с последующим охлаждением
в водяных холодильниках.
Усовершенствованием этого метода явилось применение искусственных реагентов для охлаждения газа — пропана, аммиака и др. Однако как само
Фиг. 257. Технологическая схема установки осушки газа по способу низкотемпературной сепарации.Фиг. 257. Технологическая схема установки осушки газа по способу низкотемпературной сепарации.1 — вход газа; 2 — сепаратор; 1 — каплеотбойник;4 — дроссельный регулятор давления; 5— выход сухогогаза; 6 — отвод конденсата; 7 — регулятор уровняжидкости.1 — вход газа; 2 — сепаратор; 1 — каплеотбойник;4 — дроссельный регулятор давления; 5— выход сухогогаза; 6 — отвод конденсата; 7 — регулятор уровняжидкости.стоятельный процесс этот метод осушки мало эффективен. В настоящее время он применяется в случаях, когда по условиям транспортировки или использования газа требуется его сжатие, а температура точки росы газа может быть относительно высокой. В последнее
Фиг. 257. Технологическая схема установки осушки газа по способу низкотемпературной сепарации.
Фиг. 257. Технологическая схема установки осушки газа по способу низкотемпературной сепарации.
1 — вход газа; 2 — сепаратор; 1 — каплеотбойник;4 — дроссельный регулятор давления; 5— выход сухогогаза; 6 — отвод конденсата; 7 — регулятор уровняжидкости.
1 — вход газа; 2 — сепаратор; 1 — каплеотбойник;4 — дроссельный регулятор давления; 5— выход сухогогаза; 6 — отвод конденсата; 7 — регулятор уровняжидкости.
время получили распространение два способа осушки газа: низкотемпературная сепарация и инжекция гликоля.
Осушка газа способом низкотемператур-
ной сепарации. Этот спо
соб получил распространение для осушки главным образом природных и
нефтяных газов в промысловых условиях, так как он позволяет достигнуть
не только глубокой осушки газа, но и получения значительного количества газо-бензинового конденсата. Однако для его применения требуется наличие больших устойчивых неиспользуемых перепадов давлений.
Технологическая схема установки осушки газа по способу низкотемпературной сепарации показана на фиг. 257. Газ из скважины высокого давления поступает на установку и проходит змеевик, расположенный в нижней части сепаратора. Здесь он охлаждается и затем поступает в каплеотбойник, где осаждается вода и частично углеводородный конденсат из газа. Скопившаяся в нижней емкости (водоотделителе) вода отводится в канализацию, а газ и конденсат, пройдя дроссельный регулятор, поступают в верхнюю часть сепаратора. В результате внезапного расширения газ охлаждается, образуется дополнительное количество конденсата (могут образовываться при этом также и газовые гидраты), который выпадает внизу сепаратора. В случае образования гидратов они также попадают в низ сепаратора, где разлагаются благодаря подогреву конденсата газом, проходящим через теплообменник.
Этим способом можно достигнуть температуры точки росы газа (—10—12°С). Такого рода установки обычно монтируются на салазках для возможности их передвижения. Аппаратура стандартная, промыслового
типа.
Осушка газа путем инжекции гликоля. Если давления газа в скважинах недостаточны для получения необходимых температур
путем его дросселирования, то хороших результатов по осушке газа можно добиться путем ввода в ноток газа диэтиленгликоля.
На фиг. 258 показана технологическая схема такой установки. Газ, поступив на установку, проходит каплеотбойник, затем направляется в теплообменник. По пути в теплообменник в газовый поток вводится диэтиленгликоль. Из теплообменника газ проходит дроссельный регулятор и горизонтальный низкотемпературный сепаратор, где выделяется диэтиленгликоль с поглощенными им парами воды. Далее газ, возвращаясь обратно, проходит через теплообменник и направляется в газопровод. Диэтилен
гликоль и конденсат из низкотемпературного сепаратора направляются в подогреватель, где подогреваются до 20° С, и затем в сепаратор, откуда
Фиг. 258. Технологическая схема установки осушки газа путем инжекции гликоля.Фиг. 258. Технологическая схема установки осушки газа путем инжекции гликоля.1 — вход газа; 2 — каплеотбойник; 3 — теплообменник;4 — линии подачи гликоля; 5 — низкотемпературный каплеотбойник; 6 — выход сухого газа; 7 — подогреватель;8 — промежуточная емкость; 9 — отстойник; 10 — уравнительная емкость; 11 — установка для выпарки воды из диэтиленгликоля; 12 — газ для кипятильника.1 — вход газа; 2 — каплеотбойник; 3 — теплообменник;4 — линии подачи гликоля; 5 — низкотемпературный каплеотбойник; 6 — выход сухого газа; 7 — подогреватель;8 — промежуточная емкость; 9 — отстойник; 10 — уравнительная емкость; 11 — установка для выпарки воды из диэтиленгликоля; 12 — газ для кипятильника.диэтиленгликоля относительно невелики; онидиэтиленгликоля относительно невелики; ониконденсат отводится в хранилище, а диэтиленгликоль — на установку по реконцентрации и инжекторами вновь вводится в поток газа.
Фиг. 258. Технологическая схема установки осушки газа путем инжекции гликоля.
Фиг. 258. Технологическая схема установки осушки газа путем инжекции гликоля.
1 — вход газа; 2 — каплеотбойник; 3 — теплообменник;
4 — линии подачи гликоля; 5 — низкотемпературный каплеотбойник; 6 — выход сухого газа; 7 — подогреватель;
8 — промежуточная емкость; 9 — отстойник; 10 — уравнительная емкость; 11 — установка для выпарки воды из диэтиленгликоля; 12 — газ для кипятильника.
1 — вход газа; 2 — каплеотбойник; 3 — теплообменник;
4 — линии подачи гликоля; 5 — низкотемпературный каплеотбойник; 6 — выход сухого газа; 7 — подогреватель;
8 — промежуточная емкость; 9 — отстойник; 10 — уравнительная емкость; 11 — установка для выпарки воды из диэтиленгликоля; 12 — газ для кипятильника.
диэтиленгликоля относительно невелики; они
диэтиленгликоля относительно невелики; они
Этим способом сравнительно легко достигается точка росы газа до —39° С. Расход диэтиленгликоля составляет 0,03—0,06 л на 1000 ж3 газа и зависит от перепада давлений. Если перепад давлений снижается, то количество вводимого гликоля увеличивается. Наблюдения за работой одной установки показали, что дрос-# селированием газа температура его была снижена до 0°С, а вводом диэтиленгликоля точка росы газа понижена до —25° С. Потери складываются из потерь испа
рения и потерь от растворимости диэтиленгликоля в конденсате легких
углеводородов.
Обычно для указанных целей применяют 70—85%-ный раствор диэтиленгликоля. Растворимость его в газо-бензиновых углеводородах — порядка 0,04% вес.
Способ осушки газа путем введения в него диэтиленгликоля может с успехом применяться и без дросселирования газа с целью предотвращения замерзания воды в промысловых газосборных сетях. Обычно для этого необходимо ввести 0,3—0,5 л диэтиленгликоля на 1000 м^ газа. Инжектированный гликоль улавливается затем на центральной осушительной установке. Этот способ борьбы с замерзанием влаги в трубах и гидратообразованием в них лучше способа подогрева газа, применяемого на промыслах, так как подогретый газ обычно сравнительно быстро приобретает температуру окружающего грунта.
Выбор способа осушки газа
При выборе способа осушки газа необходимо учитывать факторы экономического, технического, климатологического характера, местные условия и т. п. Каждый способ имеет свои особенности, преимущества и недостатки, которые можно кратко сформулировать следующим образом.
Осушка твердыми сорбентами. При температурах газа ниже 50° С этот способ дает высокую степень осушки (лучше работать при температурах 20—30° С). Однако во всех случаях температура газа должна быть несколько выше температуры образования гидрата при данном давлении. Способ практически применим при любых давлениях (до 200 ат\
Преимущества:
возможна осушка газа до низких температур точки росы;
возможно извлечение бензиновых углеводородов в большем количестве, чем при гликолевой осушке;
установки достаточно компактны;
в случае необходимости может быть увеличена производительность установки путем пропуска по байпасу (минуя адсорберы) части газа, который затем примешивается к осушенному газу после установки.
Недостатки:
относительно высокие капитальные затраты на установку;
осушитель дорогой, в то же время его приходится относительно часто менять при осушке газов с примесями сероводорода и других загрязнителей;
перепад давлений выше, чем в абсорбционных осушительных установках.
2. Осушка раствором триэтиленгликоля. Установлено, что триэтиленгликоль как жидкий осушитель лучше диэтиленгликоля благодаря главным образом низкой упругости паров и возможности применения раствора более высокой концентрации. Этот способ позволяет понизить точку росы на 30—45° С. Количество циркулирующего раствора обычно составляет 25 л на 1 кг извлекаемой воды.
Наиболее выгодные условия работы: температура в абсорбере ниже 32° С (рекомендуется 25° С и ниже), давление 5—150 ат.
Преимущества:
низкие затраты на сооружение установки;
требуется незначительный перепад давлений;
можно осушать газ с различными примесями, которые обычно отравляют твердый влагопоглотитель;
установки компактны, легки и без особых затруднений могут быть переброшены на другое место;
процесс автоматический, и им легко управлять;
потери раствора незначительны.
Недостатки:
достигаемая точка росы выше, чем при процессах осушки твердыми сорбентами;
в присутствии тящрлых углеводородов раствор пенится, вследствие чего потери раствора увеличиваются;
на входе в абсорбер необходимо ставить каплеотбойник для предотвращения разбавления раствора водой.
Осушка низкотемпературной сепарацией. Этот способ требует больших перепадов давлений (порядка 100 ат^ для получения низкой температуры газа.
Преимущества:
при наличии необходимого перепада давлений может быть получена низкая температура точки росы осушаемого газа; установки компактны и недороги;
установки обеспечены простой автоматикой и не нуждаются в особом уходе;
возможность получения газового бензина.
Недостатки:
широкое применение этого способа осушки ограничивается • требованием высоких перепадов давлений газа;
с уменьшением перепадов давлений падает и эффективность работы установки; в этом случае требуется установка дополнительного оборудования;
требуется тщательный контроль за работой установки с целью предотвращения образования гидратов перед сепаратором;
в случае значительного понижения температуры газа (ниже —30° С) возникает опасность разрушения аппаратуры, обычно изготовляемой из низко- .углеродистой стали.
О с у ш к а инжекцией гликоля. Обычно расход диэтиленгликоля составляет 0,03—0,06 л на 1000 м3 газа; применяется 70—85%-ный раствор.
Преимущества:
более эффективна, чем низкотемпературная сепарация, так как при небольших перепадах давлений позволяет получать глубокую степень осушки газа;
позволяет извлекать из газа газобензиновые углеводороды;
установки компактны и безопасны.
Недостатки:
сравнительно высокая стоимость установки, особенно для малой про; и зв одительности;
эксплуатационные расходы выше, чем на установке низкотемпературной сепарации..
Экономические показатели осушки газа твердыми сорбентами менее благоприятны, чем показатели осушки раствором диэтиленгликоля. Однако, когда требуется глубокая осушка газа, которая не может быть достигнута применением гликоля, при сравнительно высокой температуре газа, приходится сооружать более дорогую установку с целью полного удовлетворения требованиям, предъявляемым к осушаемому газу.
Способ осушки газа триэтиленгликолем получил за последние годы широкое применение, особенно за рубежом, в связи с его благоприятными экономическими и техническими показателями. Стоимость эксплуатации установок осушки газа триэтиленгликолем в 1,5 раза ниже стоимости эксплуатации установок осушки газа твердыми сорбентами и в 2—2,5 раза меньше стоимости эксплуатации установок с инжекцией гликоля.]
ЛИТЕРАТУРА г
Зарембо К. С. и Н у с и н о в Г. И. Очистка, осушка и одоризация природных газов. Гостоптехиздат, 1947.
Зарембо К. С. Сжатые горючие газы. Гостоптехиздат, 1947.
Huntington R. L. Natural gas and natural gasoline, 1950.
D e a t о n W. M. and Frost E. M. Содержание воды в сжатых газах. AGA, Nat. Gas, sect., 1941.
Lacroix J. О. Проблема гидратов при добыче природных газов. Rev. Inst. Frans. Petrole, № 2 и 3, 1952.
К a t z D. L. Условия образования гидратов в природных газах. Р е t г. • Eng., № Ю, 1945.
Carson D. В. and Katz D. L. Гидраты природных газов. Trans. Amer. Inst. Mining and Met., t. 146, 1942.
Frost E. M. and Deaton W. M. Состав гидратов газа и данные о равновесии. Oil and Gas J. № 12, т. 45, 1946.
Dotterweich F. H. Устранение образования гидратов в газопрово- .дах Южного Тексаса. Petr. Eng., № 6, 1942.
К). Стрижов И. Н., Ходанович И. Е. Добыча газа. Гостоптехиздат, 1946.
Смирнов А. С. Транспорт и хранение газа. Гостоптехиздат, 1951.
Ходанович И. Е. Оператор по очистке и осушке горючих газов. Гостоптехиздат, 1948.
Campbell J. М. Проектирование и выбор оборудования для установок осушки газа. Chem. Eng. Progress, sept., 1952.
Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Госхимиздат, 1950.
М и х е е в М. А. Основы теплопередачи. Госэнергоиздат, 1949.
Рабинович Г. Г. и Адельсон С. В. Процессы и аппараты/ в нефтеперерабатывающей промышленности. Гостоптехиздат, 1949.
В ихман Ю. Л., Бабицкий И. Ф. и Вольфсон С. И. Расчет и конструирование нефтезаводской аппаратуры, Гостоптехиздат, 1953.
ГЛАВА X
ХРАНЕНИЕ ГАЗА
ЗАДАЧИ ХРАНЕНИЯ ГАЗА
Подача по газопроводам высококалорийных природных и нефтяных газов для снабжения крупных городов производится на расстояния, равные сотням и тысячам километров. В связи с этим важной задачей является обеспечение полной надежности и бесперебойности газоснабжения и покрытия неравномерности газопотребления. Эта задача может быть решена при организации снабжения потребителей газом из нескольких источников и при наличии хранилищ для газа вблизи города.
Как известно, при газификации городов газ расходуется в первую очередь на удовлетворение бытовых нужд населения и коммунально-бытовых предприятий. Расход газа для этих потребителей характеризуется крайней неравномерностью как по часам в сутки, так и по дням недели и месяцам года. Вследствие этого резко изменяется коэффициент использования установленной мощности источников газа и системы сооружений дальнего газоснабжения. ;
Неравномерность потребления газа в разное время значительна. Если ; запроектировать источники газоснабжения (для выработки искусственных гйзов) и сооружение системы транспорта газа (магистральный газопровод и : компрессорные станции), исходя из покрытия максимальной часовой зимней потребности крупного города, то среднегодовой коэффициент использования установленной мощности составит всего 0,35—0,40. Естественно, что при таком низком коэффициенте использования мощности себестоимость перекачки газа будет высокой.
Для повышения коэффициента использования мощности необходимо рассчитать систему газоснабжения на среднегодовую потребность газифицируемого города и предусмотреть сооружение вблизи этого города соответствующих емкостей или коллекторов для хранения газа. Тогда газоснабжение потребителей будет осуществляться по следующей схеме: в период низкого уровня потребления газ из магистрального газопровода частично будет направляться в аккумулирующие устройства, в период высокого уровня потребления («пиковые» расходы) потребителю будет направляться весь газ из магистрального газопровода и недостающее для покрытия «пик» количество газа из газовых хранилищ. Возможны и другие варианты решения вопроса о покрытии неравномерности газопотребления, но о них будет указано ниже.
Объем аккумулирующих устройств для газа будет зависеть от их назначения. Для выравнивания часовой или суточной неравномерности потребле- ния объемы аккумулирующих хранилищ газа будут сравнительно невелики, но они должны иметь необходимое оборудование, чтобы принимать и выдавать в единицу времени значительные количества газа. Для выравнивания сезонной неравномерности потребления необходимо иметь хранилища газа значительного объема. Например, при максимальном потреблении городом
млн. м3^сутки газа и при определенной неравномерности газопотребления эобходимы аккумулирующие устройства, имеющие характеристику, приве- энную в табл. 75.
Таблица 75
Характеристика аккумулирующих устройств для сглаживания неравномерности газопотребления
Показатели
Для выравнивания неравномерности потребления
суточной
сезонной
суточной и сезонной
ёмкость хранилища газа, млн. м3 .
0,600
35
35
1роизводительность по приему газа, тыс. нм3/час
60—80
20
60—80
1роизводительность по выдаче газа, тыс. нм3/час . .
50-70
10
50—70
Выбор того или иного вида аккумулирующих устройств производится тутем сравнения капитальных и эксплуатационных расходов на хранилища 'аза с капитальными затратами и эксплуатационными расходами на источник 'аза и систему газоподачи для обеспечения одного и того же объема газо- тотребления.
В современном газовом хозяйстве используются следующие способы хранения природного газа:
в газгольдерах низкого и среднего давления;
в трубах под высоким давлением;
в газопроводах;
в естественных подземных хранилищах;
в сжиженном виде и др.
СПОСОБЫ ХРАНЕНИЯ ГАЗА
Хранение газа в газгольдерах низкого и среднего давления
Газгольдеры низкого давления широко применяются в качестве буферной емкости в распределительной системе для сглаживания суточной неравномерности потребления газа.
Из двух типов газгольдеров низкого давления сухие газгольдеры имеют преимущества перед мокрыми: меньший расход металла, меньшие (для газгольдеров больших размеров) капиталовложения (табл. 76) и меньшие расходы на их эксплуатацию.
Таблица 76
Затраты на сооружение газгольдеров низкого давления емкостью 100 000 м3
Показатели
Газгольдер
мокрый трехзвеньевой
сухой, типа ГС-100000
Расход металла на 1 м3 полезной емкости, кг Капиталовложения на 1 м3 полезной емкости, руб
22,4
83
11,22
70
Недостатками сухих газгольдеров являются трудность обеспечения нх герметичности, сложность монтажа, большие габариты.
На фиг. 259 схематически показано устройство мокрого газгольдера, состоящего из вертикального резервуара (металлического или железобетонного), заполненного водой, нескольких цилиндрических звеньев, называемых телескопами, и верхнего звена — колокола. Небольшие газгольдеры (емкостью до 10 000 ж3) обычно состоят только из резервуарами колокола, а в газгольдерах объемом до 100 000 м3, кроме резервуара и колокола, имеются 3—4 телескопа. На фиг. 260 показан сухой газгольдер. Весьма ответственными частями сухих газгольдеров являются затворы между подвижным поршнем и оболочкой газгольдера, которые должны быть полностью герметичны.
Основные характеристики мокрых и сухих газгольдеров даны в табл. 77 и 78.
Фиг. 260. Газгольдер низкого давления сухого типа.Фиг. 260. Газгольдер низкого давления сухого типа.Фиг. 259. Газгольдер низкого давления мокрого типа.1 — резервуар; 2 и з — телескопы; 4 — колокол.Фиг. 259. Газгольдер низкого давления мокрого типа.1 — резервуар; 2 и з — телескопы; 4 — колокол.1 — нижнее положение поршня; 2 — верхнее положение поршня; 3 — цепная лестница; 4 — подъемная клеть; 5 — вентиляционный фонарь.
Фиг. 260. Газгольдер низкого давления сухого типа.
Фиг. 260. Газгольдер низкого давления сухого типа.
Фиг. 259. Газгольдер низкого давления мокрого типа.
1 — резервуар; 2 и з — телескопы; 4 — колокол.
Фиг. 259. Газгольдер низкого давления мокрого типа.
1 — резервуар; 2 и з — телескопы; 4 — колокол.
Давление газа в мокрых газгольдерах создается весом колокола и телескопов, в сухих — весом подвижного поршня и составляет в среднем 100—300 мм вод. ст. (в редких случаях больше).
В настоящее время в городских распределительных коллекторах иногда применяется повышенное давление, и поэтому при хранении газа в газгольдерах низкого давления требуются компрессоры для подачи газа в городскую сеть. Это усложняет и удорожает хранение газа в газгольдерах низкого давления.
В последнее время стали широко применять газгольдеры среднего давления. Хранение газа в них происходит при давлениях 6—8 ат. При подаче газа по магистральным газопроводам газгольдеры среднего давления устанавливают за газораспределительной станцией (ГРС).
При «провалах» потребления газ от ГРС направляется к газгольдерному парку, проходит через первую ступень регуляторов давления и поступает в газгольдеры; затем при увеличении потребления газ газгольдеров через вторую ступень регуляторов давления поступает в городскую сеть. Газгольдеры среднего давления представляют собой горизонтальные, вертикальные или сферические емкости различных габаритов.
Преимуществом газгольдеров среднего давления является простота их сооружения: в них нет никаких подвижных устройств. Работа их может быть.
Резервуар
Колокол
Телескоп |
Давление газа, AIM ВОД. ст.
6
S
Марка газголь-
1
с
3 В
р-
а
св
в ГО й R ,
, 1
’Я £
« 2
дера
о
н о
3
Н
О
3
В у о s
я га я К о в я о
S у у га ~ я
я га
ГО в -Ун о Г, у у о о
ГС
га
0 55
s 3
«и
о 2
М'Я Я
Г М-100
6 544
4131
6138
3 941
8190
190
400
200
16
160,0
Г М-300
9 414
5 486
8 714
5 296
—
—
10 750
190
400
250
29
96,6
1'М-600
13 179
5 486
12 479
5 296
—
—
10 750
140
400
300
45
75,0
ГМ-1000
15 076
6 857
14 376
6 667
—
—
14 220
140
400
400
62
62,0
Г М-2400
18 836
10 048
18 136
9 818
—
20525
180
400
500
122
50,83
ГМ-6400
28 200
11610
27 500' 11270
—
—
23 660
140
400
600
248
38,75
ГМ-10000
33 730
12 959
32 930
12 619
—
—
26 760
150
400
700
385
38,5
ГМ-15000
33 740
10181
32 116
9 782
32 940
9 782
30 630
150
400
800
418
27,86
220
ГМ-22000
37 500
11565
35 876
И 145
36 700
И 145
34 765
160
400
900
588
26,73
240
ГМ-32000
45 100
11 500
43 084
* И 080
44 100
И 080
' 34 700
140 "200
400
1000
737
23,03
Таблица 77
Примечание. В числителе указано давление газа при опущенном телескопе, в знаменателе— при поднятом колоколе и телескопе.
Марка газгольдера
Корпус газгольдера
Ход поршня, ММ
Расстояние оси от верхнего ролика ПОрШНЯ, ММ
Давление газа, м.м вод. ст.
св я: о га я о го
га
А н ф
3
Я ^ П го
А
К га я о
св га
ф га
5Я Я
В
СО - о В
’Я о я
я о я
го св
го Я
- о о И У 3 ад ф
св Н О
з 5
га -в
Рч н
св । СО о о.
Я О в
Ф Я р г
Н ф о
Ф В ® ® ф фа® щ ф я и 5,$^ &св ©"я1 я ® Я ®
й я я св
В
\о о
о «
Я 2
О Я ^ га о к >»Я Я ° ф В 2ЙО АЙ « О И ф я я я Sro'-'Я
га Я Й
я
^
А - га я о щ «В ГО А Ф О
Ю я
»я ф я ” у АЯ
о «^ и Я
ГС-10000
31185
22 842
25 200
1235
4750
233
400
600
314
31,4
ГС-20000
35 640
28 552
28 516
1549
5575
208
400
800
421
21,05
ГС-30000
47 090
30 420
39 668
1558
5864
187
400
900
528
17,6
ГС-50000
60 885
34 260
52 969
1566
6275
168
400
1120
738
14,76
ГС-100000
71500
44 800
62 000
1800
7700
159
400
1120
1122
11,22
Основные характеристики сухих газгольдеров
Табл и ц а 78
Основные характеристики мокрых газгольдеровОсновные характеристики мокрых газгольдеровполностью автоматизирована, эксплуатация их не сложна. Расход металла на цилиндрические газгольдеры составляет 20—28 кг на 1 /ш3, а на сферические 11—16 кг на 1 нм3 полезного объема газа.
Основные характеристики мокрых газгольдеров
Основные характеристики мокрых газгольдеров
При рассмотренной схеме включения газгольдеров среднего давления в сеть за ГРС отпадает необходимость в компрессорах. Недостатком этой схемы является неполное использование емкости газгольдера в случае подачи газа
в коллекторы с повышенным давлением. Например, если газгольдер рассчитан на давление 7 ат, а давление в распределительных городских коллекторах равно 2 ат, то полезная ёмкость газгольдера составит не 7 V (объемов) газгольдера, а лишь (7—2,0) V = 5,0 V газгольдера, т. е. емкость газгольдера будет использована лишь на 71%.
Хранение газа в трубах под высоким давлением
При хранении газа в трубах под высоким давлением значительно сокращается удельный расход металла на 1 нм3' хранимого газа по сравнению с хранением газа в газгольдерах среднего и низкого давления.
Вес труб (в кг) определяется по формуле
G = 0,0246615 <5 фн — б),(X, 1)
где д — толщина стенки трубы в мм;
DH — наружный диаметр трубы в мм.
Толщина стенки зависит от диаметра, давления и качества металла, что видно из соотношения
PD_
5 “ 2(HZ—Р) ’(Х’^)
где Нг— допустимое напряжение на растяжение;
Р— давление в трубах;
DBH — внутренний диаметр трубы.
Объем газа в хранилище
V6=-^P^-vhm*.(Х’3)
Отношение веса труб к объему хранимого в них газа
G AzT.хг лд
где Vo— геометрический объем труб;
ь — коэффициент сжимаемости газа;
7л — стандартная температура газа;
Т— фактическая температура газа;
А — коэффициент.
Из этого соотношения видно, что удельный расход металла на 1 нм3 полезной емкости хранилища уменьшается с увеличением допустимого напряжения на растяжение Rz, с уменьшением коэффициента сжимаемости z и с уменьшением температуры хранения газа Т.
Значения z и удельный расход металла при разных давлениях и температурах приведены в табл. 79.
При подсчетах удельного расхода металла Rz принималось равным 2800 кГ[см3 (в расчете на легированную сталь). Естественно, что для других сталей и допустимых напряжениях (меньше 2800 кГ^см?-) удельный расход металла будет больше и составит 6—8 кг на 1 нм3 хранимого газа.
Чтобы уменьшить температурные колебания в трубах, влияющие на объем хранимого газа, их закапывают в землю на глубину до 1 м, а в некоторых случаях и на большую глубину.
Таблица 79
Удельный расход металла на газохранилище высокого давления
г
G
V»
Z
G
V»
г
G
Z
G
Температура, °C
при давлении
50 ата
100 ата
160 ата
200 ата
25
0,92
5,95
0,85
5,5
0,82
5,3
0,83
5,36
0
0,88
5,2
0,78
4,6
0,74
4,35
0,76
4,5
Для заполнения труб газом устанавливают компрессоры высокого давления. Удельный расход мощности на сжатие природного газа приведен в табл. 80.
Таким образом, к затратам на сооружение самого хранилища добавляются большие затраты на сооружение компрессорной станции высокого давления. Этот тип хранилища связан и с большими эксплуатационными расходами, в частности с увеличенным расходом энергии на сжатие газа.Для повышения экономичности этого способа хранения газа необходимо использовать энергию сжатого газа при выдаче его из газгольдеров в сеть.Таким образом, к затратам на сооружение самого хранилища добавляются большие затраты на сооружение компрессорной станции высокого давления. Этот тип хранилища связан и с большими эксплуатационными расходами, в частности с увеличенным расходом энергии на сжатие газа.Для повышения экономичности этого способа хранения газа необходимо использовать энергию сжатого газа при выдаче его из газгольдеров в сеть.Начальйое давление газа, атаКонечное давление газа100 ата160 ата<2723001013616445112140Начальйое давление газа, атаКонечное давление газа100 ата160 ата<2723001013616445112140Таблица 80Таблица 80Удельный расход мощности на сжатие природного газа (в л. с. на 1000 л<3)Удельный расход мощности на сжатие природного газа (в л. с. на 1000 л<3)
Таким образом, к затратам на сооружение самого хранилища добавляются большие затраты на сооружение компрессорной станции высокого давления. Этот тип хранилища связан и с большими эксплуатационными расходами, в частности с увеличенным расходом энергии на сжатие газа.
Для повышения экономичности этого способа хранения газа необходимо использовать энергию сжатого газа при выдаче его из газгольдеров в сеть.
Таким образом, к затратам на сооружение самого хранилища добавляются большие затраты на сооружение компрессорной станции высокого давления. Этот тип хранилища связан и с большими эксплуатационными расходами, в частности с увеличенным расходом энергии на сжатие газа.
Для повышения экономичности этого способа хранения газа необходимо использовать энергию сжатого газа при выдаче его из газгольдеров в сеть.
Начальйое давление газа, ата
Конечное давление газа
100 ата
160 ата
<
272
300
10
136
164
45
112
140
Начальйое давление газа, ата
Конечное давление газа
100 ата
160 ата
<
272
300
10
136
164
45
112
140
Таблица 80
Таблица 80
Удельный расход мощности на сжатие природного газа (в л. с. на 1000 л<3)
Удельный расход мощности на сжатие природного газа (в л. с. на 1000 л<3)
Использование действующего магистрального газопровода в качествегазгольдерной емкости
Последний участок действующего магистрального газопровода можно рассматривать как газгольдерную емкость, которая должна быть использована для сглаживания суточной неравномерности потребления газа. Аккумулирующая способность этого участка зависит от диаметра трубы, протяженности участка, давления и температуры газа.
Опыт эксплуатации действующих магистральных газопроводов показал, что в последних участках газопроводов можно аккумулировать 5—20% от объема газа, потребляемого в сутки.
Работа последнего участка' магистрального газопровода зависит от графика потребления, причем подача газа в газопровод в начальном пункте этого участка (от последней компрессорной станции магистрального газопровода) происходит сравнительно равномерно, в то время как на конце участка отбор газа в течение суток значительно изменяется. В соответствии с этим изменяется и давление в конце последнего участка газопровода. Например, в часы пониженного отбора газа из газопровода Саратов—Москва вследствие накопления газа в газопроводе давление в конце последнего участка возрастает с 13 до 35 ат, а давление на конце последней компрессорной станции — с 46 до 51 ат.
В этом случае на последнем участке газопровода имеем переменный режим движения газа, давление и расход газа в любой точке газопровода непостоянны. В связи с этим возникает ряд задач теоретического и экспериментального характера, решение которых имеет большое практическое значение, особенно при использовании газопровода не только для транспортировки газа, но и в качестве газгольдерной емкости. Эксплуатационникам необходимо знать:
продолжительность установления режима в газопроводе;
распределение давления по длине газопровода при неустановившемся режиме;
аккумулирующую способность газопровода;
время опорожнения газопровода.
Эти данные позволяют определить, можно ли в течение определенного отрезка времени отбирать из газопровода требующееся количество газа.
Теоретическое решение указанных выше вопросов весьма сложно, и нельзя обойтись без проведения экспериментальных работ и некоторых упрощающих допущений. В настоящее время такие исследования проводятся. Однако независимо от этого при эксплуатации магистральных газопроводов широко используется их газгольдерная емкость.у
Подземное хранение газа
За последние годы для выравнивания неравномерности в сезонном потреблении газа получило широкое распространение хранение его в большом количестве в подземных коллекторах. Этот способ хранения относительно дешевле по сравнению с другими способами хранения газа, выгоднее как по размерам капитальных затрат, так и по эксплуатационным расходам.
В начале 1953 г. в США насчитывалось 151 подземное хранилище, где находилось 36,6 млрд. .п3 газа. На этих хранилищах было около 5000 действующих скважин с 97 компрессорными станциями общей мощностью около 250 000 л. с. О роли этих подземных хранилищ можно судить по максимальной суточной откачке газа из них в 1952 г. в размере 120 млн. м3. За 1953 г. в США введено в действие еще 16 подземных хранилищ, и объем хранимого газа к началу 1954 г. составил 48,7 млрд. м^.
Для подземного хранения газа могут быть использованы различные по ха- • рактеру подземные хранилища.
Наиболее освоено хранение газа в истощенных нефтяных и газовых пластах. Преимуществом хранения газа в таких пластах является то, что на них имеются скважины, которые могут быть использованы в качестве инжекционных и эксплуатационных, хорошо известна история месторождения и характеристика каждой скважины в отдельности, известны физические параметры нефтяного или газового коллектора (мощность, пористость, проницаемость, возможные пути миграции, кривые изменения давления и т. п.). В США 96% от общего числа подземных хранилищ размещено в истощенных нефтяных и газовых пластах.
Кроме того, хранение газа может быть осуществлено в пластах-коллекторах, насыщенных водой, однако этот метод хранения начали применять недавно. В литературе указывается пока незначительное число практически ■осуществленных хранилищ в водонасыщенных коллекторах.
Устройство газового хранилища в истощенных месторождениях отличается от хранения газа в водоносных пластах. Для хранения в истощенных
пластах газ закачивают в выработанные горизонты, где ранее находились нефть и газ. Для хранения газа в водоносном пласте закачку газа в пласт можно осуществить только в том случае, если вода оттесняется от нагнетательной скважины. В пластах, имеющих большой объем и значительное распространение по площади, особенно в так называемых артезианских бассейнах, вода в какой-то степени может уходить по пласту. Однако в линзовидных коллекторах или в пластах, не имеющих выхода на поверхность, условия для оттеснения воды по пласту могут быть весьма затруднены и могут потребоваться специальные скважины, по которым вода будет вытекать из пласта. Следовательно, в этом случае необходимо знать распространение по площади и изменение коллекторских свойств пласта, выбранного для хранения газа, и произвести расчет расположения скважин.
До настоящего времени закачка газа в водоносный пласт производилась в антиклинальные и куполообразные структуры.
Весьма важное значение имеет решение вопроса о возможности закачки и хранения газа в пологих и моноклинально залегающих структурах. Примеров подземного хранения газа в водонасыщенных коллекторах на моноклиналях в настоящее время нет. Необходимо провести исследования в этом направлении, так как положительное решение проблемы хранения газа в моноклиналях позволило бы организовать подземные хранилища в непосредственной близости от крупных потребителей газа.
Для организации подземного хранения газа могут быть использованы также месторождения негорючих газов (например, азотных). Отмечается возможность организации хранения газа в мощных, легко размывающихся глинистых пластах, горных выработках, природных резервуарах — различных естественных пустотах (пещерах, кавернах и т. д.), однако эти хранилища для газа не освоены.
Практически осуществленные подземные хранилища имеют следующие показатели. Глубина их залегания колеблется в пределах 144—2700 м. Глубина хранения в среднем составляет 620—775 м. Объемы подземных хранилищ колеблются от нескольких миллионов до нескольких тысяч миллионов ж3. Большая часть хранилищ имеет объемы в пределах от нескольких десятков миллионов до нескольких сотен миллионов ж3.
На освоенных подземных хранилищах коллекторами в большинстве случаев служат песчаники. Например, из 80 хранилищ США в 67 случаях в качестве коллекторов использованы песчаники, в 12 случаях — известняки и в одном случае — конгломераты. Структурные формы хранилищ также различны, но преобладают антиклинали. Так, из^1 хранилища, структурные формы которых известны, 29 хранилищ располагались в замкнутых антиклиналях, 4 — в носах, 3 — в террасах и 15 — в моноклиналях. Эти данные относятся к истощенным нефтяным и газовым пластам, используемым в качестве хранилищ.
Площади, занимаемые хранилищами, колеблются в пределах 20—3200 га, мощность коллекторов 3 — 100 ж и более.
Наиболее благоприятным считается расположение подземного хранилища вблизи от крупного потребителя газа и вблизи от магистрального газопровода. Экономически наиболее выгодное расстояние от подземного газохранилища до потребителя газа должно быть определено для каждого конкретного случая.
Одним из важных факторов, определяющих эффективность подземного хранения газа, является давление газа в хранилище.
Нижним пределом давления газа в хранилищах является давление, при дальнейшем понижении которого коллектор не будет отдавать газ. За максимальное давление в газохранилищах обычно принимается первоначальное давление в месторождении. В практике подземного хранения газа
известны, однако, случаи, когда пластовое давление было выше первоначального и при этом не наблюдалось вредных последствий ни в скважинах, ни в пласте.
Давление газа в залежи обычно близко к гидростатическому давлению, соответствующему глубине залегания залежи. Пользуясь этой закономерностью, можно заранее указать высший возможный предел давления, если известна глубина залегания газового горизонта.
Эта закономерность нарушается в отдельных случаях, в частности, когда залежь имеет пластовую краевую воду в горизонте с более высокими отметками по сравнению с отметкой рельефа местности. При этом давление в залежи может значительно превышать гидростатическое давление, определяемое по глубине залегания залежи.
При эксплуатации подземных газохранилищ руководствуются правилом равной добычи на 1 ат понижения давления в хранилище. Эта величина устанавливается для каждого подземного хранилища.
При первоначальной закачке газа в подземное хранилище устанавливается соотношение объем—давление.
Отклонение от первоначальных соотношений объем—давление при эксплуатации подземного хранилища может быть объяснено потерями газа через скважины, медленным продвижением краевых вод, медленным наполнением порового пространства на участках низкой проницаемости по мере увеличения давления в резервуаре, миграцией газа из хранилища в другой пласт, с меньшим давлением и т. п.
В каждом хранилище имеется так называемый подушечный газ, т. е. газ, который остается в хранилище постоянно. При расчетах количества подушечного газа исходят из необходимости сохранения в пласте такого количества газа, которое обеспечило бы необходимое минимальное давление газа в залежи и предотвратило бы возможность вторжения воды в хранилище. Процент подушечного газа в начальный период извлечения газа из хранилища различен и должен быть определен при эксплуатации хранилища. Объем хранилища должен быть равен объему газа, который намечается для хранения (в пластовых условиях), или может немного превышать его. В противном случае количество требующегося подушечного газа будет увеличиваться.
Обычно подушечный газ составляет V3—Va того количества газа, которое требуется извлекать в период зимней пиковой нагрузки.
При использовании истощенного нефтяного или газового месторождения в качестве подземного хранилища очень важно определить, имеются ли миграция и потери газа.
Для выявления мест и направления миграции газа производят исследования, которые определяют связь между скважинами и величину сопротивления при движении газа в пласте.
Обычно исследования основываются на измерениях пластового давления до закачки, во время хранения и извлечения газа, на измерениях объема добываемого газа и объема газа, поступающего на хранение. В периоды таких исследований к газу добавляют гелий, по изменению содержания которого можно судить о миграции газа (при этом необходимы специальная газоаналитическая аппаратура и расход гелия в довольно больших количествах).
При отсутствии гелия для анализов используют обычную газоаналитическую аппаратуру, а операции по закачке, хранению и извлечению газа продолжают в обычном порядке, так как скважины, закрываемые для исследования, являются обычными эксплуатационными скважинами. Исследования основываются на определении удельного веса и теплотворной
способности добываемого и закачиваемого газа. Изменения удельного веса и теплотворной способности газа во времени указывают на перемещение 'газа в пласте от инжекционных скважин к эксплуатационным. Измерения пластового давления и отбор проб газа из эксплуатационных скважин производят через одну-две недели, причем одновременно отбирают пробы газа, поступающего на хранение. Перед отбором проб скважины продувают для удаления застойного газа. Если указанные выше параметры газа, извлекаемого из хранилища (в нефтяных скважинах попутно с нефтью), изменились и характер изменений соответствует характеру изменения газа, поступающего на хранение, то это может служить подтверждением наличия прямой миграции газа. Возрастание пластового давления в скважине также говорит о наличии или о возможности миграции в этом направлении. Малое или почти полное отсутствие роста давления не следует рассматривать как отсутствие миграции.
Существует и другой метод изучения подземной миграции газа, при котором не изменяется заведенный порядок работ по хранению газа. Скважины, предназначенные для испытаний, закрывают на время испытаний и определяют разницу в удельном весе и теплотворной способности хранящегося газа и газа, добываемого при испытаниях.
Определяемые изменения или колебания удельного веса или калорийности газа, отбираемого из опытных скважин на протяжении нескольких недель, будут указывать на течение газа из инжекционных скважин.
В каждой испытываемой скважине (закрытой) через каждые одну-две недели отбирают пробы газа, хранящегося на этой площади. Перед отбором пробы замеряют давление газа в пласте, затем удаляют из труб скважины застойный газ и отбирают пробы газа для определения его удельного веса и калорийности.
Результаты опытов наносят на график, на котором отмечают также изменение давления газа и количество газа, хранившегося на площади. После 8—10-недельных испытаний по пробам газа — по изменению калорийности и теплотворной способности — определяют, какое влияние оказала миграция хранимого газа. На основании анализа данных по ряду скважин определяют направления потоков газа и места миграции хранящегося газа. Данные проведенных наблюдений могут быть полезны в следующих случаях:
при определении границ площади хранилища;
при определении величины сопротивления при прохождении газового потока между скважинами, пробуренными на одной структуре;
при планировании добавочных скважин для осуществления закачки и повышенной отдачи;
при оценке физической характеристики и изолированности хранилища.
При эксплуатации хранилища необходимо систематически учитывать количество нагнетаемого и извлекаемого газа, чтобы во-время обнаружить его утечку. Потери газа могут происходить при утечке через сепараторы у скважин при транспорте газа потребителям (в трубопроводах и компрессорных станциях), при бурении и ремонте скважин, при очистке газа и т. д. Необходимо помнить, что расхождение между количеством закачанного газа и количеством отобранного газа может быть следствием неточности измерений.
Прежде чем закачивать газ в подземное хранилище, его необходимо подготовить для закачки. Подготовка заключается в полной очистке газа от механических примесей (пыли), тяжелых (бензиновых) углеводородов, которые могут конденсироваться в порах пласта, в очистке от компрессорного масла и в осушке газа.
Для очистки от пыли газ пропускается обычно перед компрессорами через: специальные скрубберы. Очистка от тяжелых углеводородов осуществляется на отбензинивающих установках. Важное значение имеет очистка газа от компрессорного масла.
Необходимость очистки природного газа, закачиваемого в песчаные пласты, от компрессорного масла подтверждается опытом применения вторичных методов добычи нефти.
Исключающая возможность образования гидратов осушка газа, закачиваемого в пласт и отбираемого из хранилища, считается обязательной, если содержание влаги в газе близко к равновесному или превышает его.
В настоящее время достаточно полно изучены физические параметры образования гидратов. На основании установленных влажности и состава газа, а также температур и давлений в хранилище и скважинах нетрудно в большинстве случаев предусмотреть опасность образования гидратов в системе хранилища. Однако большинство хранилищ практически бывает сухим, и при закачке сухого газа небольшое количество воды из песка постепенно, удаляется, вследствие чего иногда даже увеличивается скорость извлечения газа.
Зарубежный опыт показывает, что иногда содержащий влагу газ дает конденсационную воду в порах пласта и в связи с этим объем пор уменьшается.
При наличии в порах пласта соленой воды закачиваемый чрезмерно сухой газ может обезвоживать соль, которая, кристаллизуясь в порах, будет уменьшать их объем.
Таким образом, осушка газа должна осуществляться после тщательного исследования пластовых условий хранения газа (температуры, давления, наличия воды), условий движения газа в скважине и газопроводах.
Особенно тщательное исследование должно производиться при наличии в газе пропана, так как пропан является наиболее энергичным гидратообра- зователем из метанового ряда углеводородов.
При изучении объекта, намеченного в качестве хранилища, должны быть освещены разрез пород, коллекторские свойства пластов, которые предполагается использовать как хранилище, газо- и водонепроницаемость пород, подстилающих и перекрывающих пласт-хранилище, а также структурные- условия залегания и гидрогеология пласта-хранилища. При освещении разреза пород должны быть оценены мощность, выдержанность по площади и наличие прослоев различной геологической характеристики. При изучении коллекторских свойств должно быть обращено внимание на пористость пластов, проницаемость, литологический состав, крепость пород, изменение этих свойств по площади и приемистость пласта.
Свойства пород должны быть изучены по кернам, кароттажным данным и путем специальных исследований промыслового характера (по притоку жидкости или газа на скважинах).
Пласты для подземного хранения газа необходимо выбирать так, чтобы покрывающими и подстилающими породами были глинистые пачки, выдержанные по площади. Известняки и мергели в качестве покрышек нежелательны.
Должны быть выявлены структурные условия залегания пласта, составлена карта пласта-хранилища с указанием наивысшей точки структуры и ее амплитуды. При изучении гидрогеологии пластов, предназначаемых для хранения газа, необходимо определить напор пластовых вод, изменение напора по площади, динамику пластовых вод и их химический состав.
Во избежание образования сероводорода желательно, чтобы пластовая вода была с минимальным содержанием сульфатов.
Для решения вопроса об использовании истощенного нефтяного или газового месторождения или месторождения негорючих газов в качестве подземного
хранилища должен быть оценен объем порового пространства залежи» режим ее, а также проведены детальные испытания газовых скважин и выяснены возможности утечки газа через стволы скважин, пробуренных через горизонт, намеченный для хранения газа..
При проектировании под газохранилище водоносных горизонтов, кроме детального изучения геологических условий, необходимы пробные закачки.
Для практического осуществления подземного хранения газа должны быть соблюдены следующие условия.
Абсолютная замкнутость структуры, отсутствие путей для утечки газа
из залежи.
Соответствующая конструкция скважин со сплошной цементацией
пород выше коллектора-газохранилища.
Получение полного керна из скважин для определения возможного изменения пористости и проницаемости породы коллектора-газохранилища. Если подобные изменения отмечены, количество введенного и извлеченного газа необходимо тщательно регулировать для того, чтобы предотвратить под
тягивание языков воды.
Непрерывный контроль за положением контакта газ—вода в различных точках хранилища (контроль за скоростью потока и поддержание ее) для предотвращения образования конусов воды. ,
Рекомендуется иметь специальные скважины для наблюдения за состоянием хранилища. Для этой цели выбирают скважины на хранилище, и они не используются для закачки и отбора газа.
Определение для каждого хранилища практических пределов объема газа, который может быть закачан и отобран в определенный период.
В подземных условиях хранится не только природный газ. Известны случаи хранения в подземных коллекторах и других газов: гелия, коксового газа, смеси пропана с воздухом и природным газом. При хранении газа под землей в зависимости от его состава может меняться его качество. Так, при хранении пропана с воздухом с содержанием в смеси 3% кислорода последний почти полностью исчезал.
который нагнетался.
Продолжитель-
Содержание
На одном из подземных хранилищ в
ность хранения,
сероводорода,
Пенсильвании (США) коксовый газ закачивали первый раз без очистки. Содержа-
дни
%
0
2
з
0,7 0,2 0,3 0,2
ние сероводорода перед закачкой было 11,3 г{м3. Уменьшение содержания сероводорода по времени видно из приведенной
справа таблицы.
• 4
Было высказано предположение, что
5
'о,1
сероводород реагировал с соединениями же-
При хранении в подземных условиях коксового газа в нем наблюдалось
постепенное уменьшение содержания сероводорода и других примесей; извлекался более чистый газ по сравнению с тем,
леза, находившимися в песках (содержа
ние окислов железа в песке составляло 0,8% вес.).
Следует отметить также, что теплотворная способность откачиваемого газа повышалась по сравнению с теплотворной способностью исходного газа вследствие уменьшения содержания СО2 в газе (растворение углекислоты в пластовой воде).
В подземных условиях осуществляется хранение газа не только в газообразном состоянии., но и в жидком.
Подземное хранение жидких газов получило широкое развитие за последние годы в США в связи с ростом производства жидких газов (пропана и бу-
тана) и отсутствием их сбыта в отдельных районах. К середине 1952 г. общая емкость подземных хранилищ для жидких газов в США составила 329 тыс. м3.
Первоначально для подземного хранения жидких газов использовались истощенные нефтяные и газовые горизонты. Основным недостатком хранения жидких газов в таких коллекторах были потери закачиваемых продуктов и загрязнение их другими углеводородами.
В последнее время для подземного хранения жидких газов начали применять естественные и искусственные пещеры.
Считается, что наиболее дешевые подземные хранилища получаются, в соляных залежах и соляных куполах, где создаются соответствующие каверны путем вымывания соли водой. По содержанию соли в выходящей воде и количеству закачиваемой воды можно вычислить объем резервуара. Впервые в США подземная емкость для хранения жидких газов была вымыта в соляных пластах в Тексасе в 1950 г.
Для сооружения хранилища в соляных пластах необходимо:
провести предварительное геологическое обследование для определения точного местоположения будущего хранилища;
пробурить разведочную скважину для уточнения разреза;
произвести кароттаж в скважине;
обсадить скважину трубами до кровли соляного пласта;
спустить эксплуатационные трубы до нижней части соляной толщи;
произвести вымывание каверны нагнетанием воды через обсадную колонну.
Для того чтобы размыть 1 ж3 соляного раствора, нужно закачать приблизительно 6 ж3 воды. Отбор керна и проведение кароттажа позволяют обнаружить проницаемые пески, которые должны быть зацементированы во избежание утечки. В соляных куполах обсадная колонна должна быть опущена на 50—100 ж в соль, потому что покрывающая порода может быть проницаемой и пористой или иметь трещины, заполненные серой.
Для хранения жидких газов необходимо создавать давление, предотвращающее их испарение, и дополнительное давление для извлечения жидких газов.
Типовой разрез скважины и хранилища показан на фиг. 261, общая схема перекачки жидких газов при их подземном хранении — на фиг. 262.
Имеются следующие данные о хранении пропана в залежи ангидрида в Тексасе, которое осуществлялось в скважине глубиной 670 ж. Толща ангидрида общей мощностью 500 ж была вскрыта на 239 ж. Внутри колонны диаметром 247,8 жж были спущены почти до забоя трубы диаметром 62 жж. Циркуляцией воды производилось выщелачивание соли. Давление при инжекции пропана поддерживалось в пределах 36,8— 42 ат в зависимости от разности гидростатических давлений пропана (уд. вес 0,508) и тяжелой соленой воды (уд. вес 1,363). В начальный период извлечение пропана из емкости осуществлялось двумя способами. Если резервуар заполнен пропаном, то соленая вода закачивалась в межтрубное пространство и пропан возвращался через внутреннюю трубу. Если необходимо было произвести откачку пропана до заполнения им хранилища, то соленая вода закачивалась через внутреннюю трубу и пропан возвращался через межтрубное пространство.
Потери пропана в течение года составили 4%. Часть этих потерь была возмещена газообразным пропаном, но его количество не замерялось. Некоторые начальные потери относят к захвату пропана неровной поверхностью потолка каверны. Часть начальных потерь пропана нужно отнести к работе установки для осушки. Основываясь на опыте других хранилищ, считают, что в дальнейшем потери составят менее 2%. При организации подземного хранения жидких газов придерживается следующих правил.
Если хранимый жидкий газ должен откачиваться насосом, то все фитинги и арматура должны рассчитываться на давление не ниже 17,5 ат.
Максимальное рабочее давление в скважинах не должно превышать 0,23 кГ)см2 на 1 м покрывающего слоя, т. е. если глубина пласта хранилища будет на 150 м ниже поверхности, то максимальное расчетное рабочее давление не должно превышать 35 кГ!см2.
Уточненная характеристика перекрывающих пород может в дальнейшем ограничить допустимое рабочее давление.
Упругость паров подлежащих хранению жидких газов не должна превышать допустимого рабочего давления в скважине. Упругость паров должна определяться при максимальной температуре скважины.
•Фиг. 261. Схематический разрез скважины и^подземного хранилища для жидкого газа. 1 — резервуар для соленой воды; 2 — подача жидкого газа; 3 — отбор жидкого газа; 4 — залежь соли; 5 — жидкие газы; 6—водный соляной раствор.•Фиг. 261. Схематический разрез скважины и^подземного хранилища для жидкого газа. 1 — резервуар для соленой воды; 2 — подача жидкого газа; 3 — отбор жидкого газа; 4 — залежь соли; 5 — жидкие газы; 6—водный соляной раствор.Фиг. 262. Общая схема перекачки жидких газов при их подземном хранении.Фиг. 262. Общая схема перекачки жидких газов при их подземном хранении.1 — продукт с завода; 2 — компрессор; 3 — уравнительный резервуар; 4 — насос; 5 — трубопровод для жидких газов.
•Фиг. 261. Схематический разрез скважины и^подземного хранилища для жидкого газа. 1 — резервуар для соленой воды; 2 — подача жидкого газа; 3 — отбор жидкого газа; 4 — залежь соли; 5 — жидкие газы; 6—водный соляной раствор.
•Фиг. 261. Схематический разрез скважины и^подземного хранилища для жидкого газа. 1 — резервуар для соленой воды; 2 — подача жидкого газа; 3 — отбор жидкого газа; 4 — залежь соли; 5 — жидкие газы; 6—водный соляной раствор.
Фиг. 262. Общая схема перекачки жидких газов при их подземном хранении.
Фиг. 262. Общая схема перекачки жидких газов при их подземном хранении.
После окончания бурения скважины для подземного хранения жидких газов и до их закачки производится испытание хранилища гидростатическим давлением, эквивалентным упругости паров закачиваемой жидкости (упругость паров определяется при температуре хранения), плюс 7 ат.
Давление измеряется у головки обсадных труб. Испытание считается удовлетворительным, если при закрытой задвижке давление остается постоянным в течение 1 часа после того, как в скважинах установилось равновесие.
Для извлечения жидких газов из хранилища применяется насосная откачка или вытеснение водой.
Наряду с хранением жидких газов в кавернах соляных пластов для хранения газа используются сланцы, песчаники и известняки. Однако пустоты" в этих породах являются результатом их выработки и должны обеспечиваться соответствующим креплением. Стоимость таких хранилищ по сравнейию с хранилищами в соляных толщах относительно выше.
Следует указать на первые зарубежные экспериментальные проверки хранения жидкого газа в размывающихся глинах. Было установлено, что каверна может быть размыта с использованием меньшего количества воды,, чем это требуется для соляной толщи, и что отвод извлекаемой воды и шлама значительно проще.
Развитие подземного хранения газов в легко размывающихся глинах имеет важное значение, поскольку эти глины более благоприятны для хранения жидких газов, чем соляные толщи.
Хранилища, осуществленные в известняках и песчаниках, требуют крепления. Они выдерживают воздействие углеводородов и образовавшихся из них химических продуктов.
Хранение природного газа в сжиженном состоянии
Накопление значительных количеств газа может быть осуществлено путем сжижения его при низких температурах и хранения в металлических емкостях.
В табл. 81 приведены удельный объем и упругость насыщенных паров метана при разных температурах и давлениях.
Таблица 81
Удельный объем и насыщенность метана при различных температурах и давлениях
Температура газа, °C
Давление,
ат а
Удельный объем жидкости, л^кг
Отношение объема газа (/ = 15° С) к удельному объему жидкости
— 180
0,158
2,22
663
—161,6
1,0
2,36
625
—150
2,26
2,45
600
Из этой таблицы видно, что жидкий метан может храниться в резервуаре под атмосферным давлением при температуре —161,6° С. Температура сжиженного природного газа при атмосферном давлении несколько отличается от —161,6° С и зависит от состава природного газа. Жидкий метан под атмо- сферным давлением занимает объем в 625 раз меньше объема газообразного метана при обычных условиях
Для других углеводородов уменьшение объема при сжижении ино*е. Так, для этана объем уменьшается в 425 раз, для пропана в 305 раз, для бутана в 240 раз. Для природного газа, содержащего наряду с метаном и высшие углеводороды, уменьшение объема при сжижении будет несколько меньше, чем для чистого метана.
Весьма важной задачей является выбор металла для хранилища сжиженного природного газа. Углеродистые стали обычных марок для этой цели не годятся, так как при температурах, требующихся для сжижения метана, значительно снижается ударная вязкость сталей и они становятся хрупкими вследствие уменьшения пластичности металла.
Для цветных металлов (меди, алюминия и их сплавов) ударная вязкость с понижением температуры до —180° С изменяется очень слабо, а ударная вязкость меди даже несколько увеличивается. Поэтому емкости для хранения и транспортировки жидкого кислорода при температуре —183° С (сосуды л Дюара, стационарные и передвижные емкости, железнодорожные цистерны) изготовляются из меди или латуни.
Добавление никеля к стали улучшает свойства последней при низких температурах. Так, например, для стали с содержанием 3% Ni резкое уменьшение удлинения происходит при температуре ниже —183° С. Косте- лец и Иванченко показали, что для низколегированных сталей, содержащих 3—5,5% Ni и 0,22—0,25% Сг, остаточное удлинение почти не изменяется с понижением температуры до —196° С.
С целью создания дешевых хранилищ необходимо дальнейшее проведение исследовательских работ по подбору металла и рациональных конструкций хранилищ.
При хранении сжиженного природного газа большое значение имеет хорошая теплоизоляция хранилищ, уменьшающая приток тепла из окружающей среды и снижающая тем самым потери сжиженного газа от испарения.
Лучшей теплоизоляцией является высокий вакуум между двойными металлическими стенками хранилища. Из пространства между стенками емкости откачивают воздух до остаточного давления 0,001 мм рт. ст. Чтобы создать еще больший ^вакуум и поддерживать его, в пространстве между стенками помещают активированный уголь или силикагель, которые при низких температурах поглощают большое количество газа. Этим путем создается вакуум, доходящий до 10~7 ата. Безвоздушная прослойка является прекрасной изоляцией, благодаря чему приток тепла весьма незначителен. Нормальное испарение жидкого природного газа в таких сосудах составляет 0,8% в час для 5-литрового сосуда и 0,2% в час для 100-литрового сосуда.
Для хранения больших количеств жидкого природного газа применяют специальные емкости, состоящие из внутреннего тонкостенного сосуда, изготовленного из тонкой листовой латуни или меди, и внешнего стального кожуха. Пространство между кожухом и сосудом заполняется тепловой изоляцией. В качестве изоляции применяют порошкообразную магнезию или шлаковую вату. В последнее время в качестве изоляционного материала применяют мипор. Такие стационарные емкости для жидкого кислорода выпускаются в СССР вместимостью 1000—12000 л. Испарение жидкого газа в час составляет 0,33% для 1000-литровой емкости и 0,12% для 12 000-литровой емкости.
При хранении природного газа в жидком виде для покрытия неравномерности газопотребления или для создания аварийных запасов газа требуется значительное количество газа.
На первом заводе сжижения природного газа в США сжиженный газ хранился в трех сферических резервуарах емкостью 2270 м3 каждый и в одном цилиндрическом. В таком резервуаре может храниться 1 430 000 нм3 природного газа. Каждый сферический резервуар состоял из сосуда диаметром 17,4 м, помещенного в наружный шаровой сосуд диаметром 19,2 м. Внутренний -сосуд изготовлялся из никелевой стали, содержащей 3,5% Ni. Пространство между сосудами, равное 0,9 м, было заполнено сухой пробковой массой. Цилиндрический резервуар имел внутренний диаметр 21,3 м и высоту 13,1 м. Объем внутреннего цилиндра был равен 5000 м3, что соответствовало 2,55 млн. нм3 газа.
Практика показала, что в сутки из таких резервуаров испаряется не более 0,17% жидкого газа, так что все содержимое из резервуара может испариться за весьма длительный промежуток времени.
В 1944 г. произошел разрыв одного из резервуаров, повлекший за собой большую катастрофу: жидкий метан вытек из резервуара (резервуары были наземные), испарился, волны газообразного метана распространились до жилых домов близко расположенного города; вследствие наличия источников
воспламенения в городе произошел взрыв, причинивший большие разрушения городу и заводу.
Учитывая это, в США разработали две следующие конструкции хранилищ.
Первая конструкция — хранилище осуществляется в виде 19 цилиндрических резервуаров из медно-никелевого сплава, помещенных во внутренний кожух из тонкой меди и в наружный стальной кожух. Пространство между двумя кожухами заполнено изоляцией. Объем емкости цилиндрического резервуара 165 л»3; он рассчитан на хранение 100 000 нм3 газа в жидком виде.
Все хранилище рассчитано на хранение 1,9 млн. нм3 газа.
Вторая конструкция — хранилище запроектировано в виде внутреннего цилиндрического резервуара диаметром 22,8 л» и высотой 12,2 м, общей емкостью 5000 ж3; рассчитано на хранение 2,55 млн. нм3 природного газа. Резервуар, выполненный из волнистой листовой меди, расположен во втором стальном резервуаре. Пространство между двумя резервуарами заполнено изоляцией.
Новый тип хранилища не исключает полностью возможное^ его разрыва. В связи с этим встает вопрос о том, какие меры предосторожности следует принимать для того, чтобы избежать опасных последствий такого разрыва.
Хотя удельный вес метана меньше удельного веса воздуха, удельный вес холодного метана при температуре ниже —100° С больше удельного веса воздуха при нормальных температурах. Поэтому в случае разрыва хранилища и утечки большого количества жидкого метана метан будет распространяться книзу. Ввиду этого большие хранилища жидкого природного газа рекомендуется делать подземными, а не наземными. Это выгодно и для понижения потерь метана вследствие испарения, так как земля будет служить дополнительной теплоизоляцией.
Целесообразнее и проще выполнять хранилища в виде ряда цилиндрических резервуаров, а не в виде одного резервуара больших размеров.
Большие хранилища с жидким природным газом рекомендуется располагать на расстоянии не менее 400 м от возможных источников воспламенения (жилых домов, линий высокого напряжения, железных дорог и т. д.).
Удельный расход металла на хранилище сжиженного газа значительно меньше, чем на газгольдеры для хранения газа под низким, средним и высоким давлениями, и составляет при изготовлении хранилища из никелевой стали всего 0,2 кг на 1 нм3 хранимого газа.
Несмотря на изготовление хранилищ из цветных металлов или качественных сталей, стоимость хранилища оказывается значительно ниже стоимости газгольдеров.
Капиталовложения в хранилище, изготовленное из никелевой стали, составляют приблизительно 4 руб. на 1 нм3 полезной емкости.
Метод хранения природного газа в жидком виде для покрытия «пиковых» нагрузок заключается в сжижении природного газа в момент пониженного газопотребления, хранении, затем испарении (регазификации) сжиженного природного газа и подачи его в городскую газовую сеть в период высоких «пиковых» нагрузок.
Таким образом, при этом методе хранения газа приходится иметь дело с тремя установками: для сжижения, хранения и испарения сжиженного газа. Процесс сжижения газа связан с большими капиталовложениями и эксплуатационными расходами, в частности с большой затратой энергии на сжижение.
Испарение сжиженного газа на установках этого типа проводится в испарителях водяным паром или горячей водой. Сжиженный газ подается в испарители насосами. Испарение ведется под тем давлением, под которым надо
подать газ в систему газоснабжения. На испарение 1 нм3 газа расходуется 0,26 кг водяного пара.
Такая система испарения не только связана с потерей дорогого низкотемпературного холода, но и с расходом дополнительного количества энергии. Поэтому большое значение приобретает задача рекуперации холода испаряемого сжиженного газа.
Другие способы аккумуляции газа
Хранение газа в сорбенте
Исследование адсорбентов показало, что некоторые из них, например фуллерова земля, при низких температурах (—150° С и ниже) способны. Поглощать значительное количество метана. 1 м3 фуллеровой земли при низкой температуре может поглотить до 315 нм3 метана. В качестве основного преимущества этого метода хранения природного газа можно указать на более высокую безопасность по сравнению с хранением газа в жидком виде.
Хранение газа в растворенном виде
Этот метод хранения газа заключается в растворении предварительно охлажденного природного газа в холодном жидком пропане. Газ абсорбируется пропаном, и смесь хранится в изолированных хранилищах, внутри которых имеются холодильники, по которым циркулирует охлаждающий реагент для поддержания необходимой температуры. Условия хранения: давление 15 ата и температура —100° С.
Хранение газа в виде гидратов
Используя свойства природного газа образовывать в присутствии воды кристаллогидраты (при определенном давлении и температуре), можно организовать хранение газа в твердом виде. Как известно, гидрат метана имеет химическую формулу СН4 • 7Н2О, удельный вес его 992 кГ]м3.
1 м3 гидрата метана содержит 128 кг метана и 864 кг воды. При нормальных условиях 128 кг метана занимают объем 180 нм3. Следовательно, гидрат метана в твердом виде занимает объем в 180 раз меньше, чем газообразный метан.
ПУТИ ПОКРЫТИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
В практике газоснабжения в соответствии с графиком потребления газа аккумулирующие емкости рассчитываются на объем в 30—50% (в некоторых случаях и более) от максимальной суточной потребности. Таким образом, даже для покрытия суточных пик потребуются газгольдерные емкости, измеряемые сотнями тысяч м3.
Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления потребуются газохранилища значительно больших размеров.
Естественно, встает вопрос о наиболее рациональном решении задачи бесперебойной подачи газа потребителям. Имеются следующие варианты решения этой задачи.
При проектировании системы газоснабжения можно рассчитать газопровод и компрессорные станции на максимальный зимний расход газа. В этом случае зимние пики легко будут покрыты газом из газопровода при его обычной нормальной работе. Однако встает вопрос: как использовать избыточный газ в летнее время? Могут быть два решения’
в летнее время переводить на газ промышленные предприятия и таким образом поддерживать более или менее постоянную загрузку газопровода;
добывать и перекачивать по магистральному газопроводу газ в таком количестве, которое может быть израсходовано на бытовые и коммунальнобытовые нужды, т. е. пойти на резкое снижение коэффициента использования мощности транспортной системы.
Как указывалось выше, годовой коэффициент загрузки тогда составит только 35—40%. Такое решение вопроса было бы неправильным.
Магистральный газопровод и компрессорные станции можно рассчитать на летний расход газа. В этом случае транспортируемого по газопроводу газа будет достаточно только для теплого времени года. В осенне-зимнее время потребуется ввести дополнительные источники газа, которыми могут быть:
газовые заводы, производящие газ из угля;
центральные установки по получению и распределению пропано- и бутано-воздушных смесей;
баллоны с жидкими газами (пропаном и бутаном).
При этом варианте магистральный газопровод будет иметь 100%-ную загрузку в течение всего года, а дополнительные источники газа будут использованы только в холодное время года, т. е. в течение 6—7 месяцев.
Конечно, и этот вариант имеет свои недостатки, связанные с необходимостью применения в разное время года горючих газов различной характеристики.
Магистральный газопровод и компрессорные станции можно рассчитать на средний расход газа. В практике это наиболее частый случай. В летнее время при полной загрузке газотранспортной системы в город будет поступать избыток газа; зимой эта система будет пропускать необходимое количество газа и его не будет хватать городу. Недостаток в газе в этом случае может быть покрыт за счет:
газа из газохранилищ, накопленного за летний период времени, причем этот газ может храниться, как это указано выше, либо в сжиженном состоянии, либо в газообразном;
указанных выше дополнительных источников газа.
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА СПОСОБОВ ХРАНЕНИЯ ГАЗА
Способ хранения газа в каждом отдельном случае необходимо выбирать < с учетом графиков потребления газа и экономичности способа хранения газа. С целью некоторой ориентировки в этом вопросе приводим примерную сравнительную оценку экономичности различных способов хранения газа для выравнивания суточной и сезонной неравномерности газопотребления.
Выравнивание суточной неравномерности газопотребления
Если в результате анализа часовых графиков газопотребления окажется, : например, что необходимо иметь аккумулирующую емкость газгольдеров на 600 000 нм3 газа, то ориентировочные показатели хранения такого количества газа различными способами будут соответствовать данным, приведенным в табл. 82.
Из табл. 82 видно, что наиболее выгодно (как по капиталовложениям, так и по эксплуатационным затратам) использовать в качестве емкости основной газопровод даже тогда, когда требуется увеличение диаметра трубы на последнем участке. Но, как было указано выше, аккумулирующая способность газопровода в большой степени зависит от диаметра и длины последнего участка газопровода. При небольшом диаметре трубы и малой длине послед-
Таблица 82
Сравнительная характеристика различных газохранилищ для выравнивания суточной неравномерности газопотребления
Газохранилище
Металло- вложения, тыс. т
Капитальные затраты, %
Эксплуатационные расходы, %
Газгольдеры низкого давления . .
6,7
1С0
100
Газгольдеры среднего давления . .
8—15
85—100
75
Батарея труб высокого давления
Основной газопровод (последний
5—8
85
100
участок)
Резервный газопровод (последний
3—4
80
60
участок)
10-12
100
70
него участка аккумулирующая способность газопровода может оказаться недостаточной.
Второе место по капиталовложениям и эксплуатационным расходам занимают газгольдеры среднего давления, третье — трубы высокого давления.
Преимущества применения труб высокого давления для хранения газа особенно наглядны в случае использования энергии сжатого газа с целью его частичного сжижения или для других целей. ; .
Для покрытия суточной неравномерности газопотребления надо использовать в качестве емкости, насколько это возможно, основной газопровод.
Выравнивание сезонной неравномерности газопотребления
Для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления требуется аккумуляция больших количеств газа, равных десяткам миллионов м3.
Хранение таких количеств газа может быть осуществлено либо в подземных пластах, либо в сжиженном состоянии в резервуарах.
Капитальные затраты на хранение газа в естественных подземных коллекторах, по литературным данным, изменяются в пределах 5—80 руб. на 1000 нм3 хранимого газа (без стоимости компрессорных станций), причем наибольшие капитальные затраты в 5 раз меньше капиталовложений в хранилище сжиженного газа, а эксплуатационные затраты ниже в 6 раз.
При хранении газа в сжиженном виде основная доля капиталовложений (около 70%) падает на хранилище. Поэтому усовершенствование технологической схемы сжижения газа, например применение схемы с адиабатическим расширением газа и использованием свободных перепадов его давлений вместо каскадной схемы, уменьшит эксплуатационные расходы, но мало повлияет на общие капиталовложения.
Так, для создания парка емкостей для хранения газа в сжиженном виде в количестве 35 млн. нм3 потребуется общая затрата 7 тыс. т металла, установочная мощность компрессорного хозяйства 12 000 л. с. и общие капиталовложения 220 млн. руб. (150 млн. руб. на парк емкостей и 70 млн. руб. на установленную мощность).
Для снижения капиталовложений на сооружение хранилищ сжиженного газа необходимо изыскать возможности удешевления стоимости хранилищ.
В процессе сжижения природного газа можно выделять редкие газы, если они имеются, а также тяжелые углеводороды и использовать их, как и жидкий метан, в народном хозяйстве страны.
ГЛАВА XI
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА
ПРИРОДНЫЕ И ПОПУТНЫЕ НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ КАК СЫРЬЕ ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ
Как уже отмечалось, природные и попутные нефтяные газы состоят в основном из углеводородов метанового ряда с примесью к ним в том или ином количестве углекислоты, сероводорода, азота, в некоторых случаях редких газов и т. п.
Эти газы используются до настоящего времени преимущественно в энергетических целях в связи с их высокой теплотворной способностью и топливными качествами. Однако это следует считать первым этапом использования природных газообразных ресурсов страны. Дальнейшим развитием этой отрасли промышленности, надо полагать, будет химическая переработка смеси газов и отдельных их компонентов. Уже в настоящее время считается обязательным до использования углеводородных газов как топлива извлекать из них тяжелые углеводороды, являющиеся газовым бензином и смесью жидких газов (пропана и бутанов).
По содержанию тяжелых (газобензиновых) углеводородов газы подразделяют на жирные (или богатые) и тощие (или бедные). На первом этапе газобензинового производства считалось, что газы с содержанием более 100 г бензина в 1 нм3 газа относятся к богатым газам, а с содержанием менее 100 г бензина в 1 нм3 газа — к бедным. Жирные газы подвергались отбензиниванию, а тощие, как правило, не отбензинивались. В 1947 г. во временных правилах Государственной газовой технической инспекцией указывалось, что в тощих природных газах содержание гомологов метана и паров высокомолекулярных углеводородов не превышает 7% объемн., в жирных — более 7%. Однако эти данные несколько условны, и четкой границы между тощими и жирными природными газами провести нельзя.
В настоящее время в связи со значительными усовершенствованиями процессов отбензинивания можно считать рентабельным отбензинивание газа даже при наличии в нем бензиновых углеводородов в количестве 15—20 г[нм3. Конечно, для каждого конкретного случая необходимо произвести соответствующие технико-экономические расчеты.
Тяжелые углеводороды, извлеченные из газа, могут быть использованы как газовый бензин и жидкие газы. Они могут быть подвергнуты разделению на отдельные компоненты и использованы, например, в качестве моторного и бытового топлива (газовый бензин, жидкие газы), как добавки к высокооктановым бензинам (изопентан), для процессов получения высокооктановых бензинов (бутаны), для химической переработки (этан, пропан, бутаны) и т. д. Сухой углеводородный газ, состоящий главным образом из метана и частично из этана и пропана, после отбензинивания может быть использован как топливо или как сырье для химической переработки.
Содержание отдельных углеводородов в газах отечественных месторождений изменяется в довольно широких пределах. Например, содержание метана в 1 нм3 попутного нефтяного газа 200—500 г, этана 70—250 г, пропана 40—300 г, бутанов 80—250 г, пентана и более тяжелых 30—100 г. В природных газах содержание бутанов и пентана сравнительно невелико: 10—30 г на 1 нм3. Основным компонентом этих газов является метан (550— 650 г[нм3\
ОТБЕНЗИНИВАНИЕ ГАЗА
Извлечение тяжелых углеводородов из попутных нефтяных газов и получение газового бензина и жидких газов являются первым этапом в переработке углеводородных газов. Технология этого процесса достаточно освещена в нашей научной и технической литературе [1, 2 и 3], и поэтому эти процессы рассмотрим очень кратко.
Процесс отбензинивания промысловых нефтяных газов может быть осуществлен следующими методами:
сжатием газа до 30—50 ат и охлаждением его в обычных холодильных устанввках;
абсорбцией жидкими абсорбентами (например, керосиновой фракцией или соляровым маслом) при изменении давлений от 4—6 до 80—100 ат с последующей регенерацией абсорбента;
адсорбцией твердыми поглотителями (например, активированным углем) при давлениях 1—10 ат с последующей регенерацией адсорбента;
рефрижерацией, т. е. глубоким охлаждением газа до температур от —40 до —80° С с применением специальных холодильных процессов и установок;
комбинацией указанных методов.
Выбор способа отбензинивания газа зависит:
от состава газа и, в частности, от наличия в газе в большем или меньшем количестве тяжелых углеводородов;
от наличия в газе воздуха; #
от физических условий, при которых добывается газ на промысле;
от направления использования газа после отбензинивания;
от заданной глубины отбора различных компонентов из газа;
от местных промысловых условий.
Наибольшее промышленное применение получили два способа отбензинивания: маслоабсорбционный и углеадсорбционный, причем первый используется преимущественно для отбензинивания так называемых жирных газов, содержащих 50 г и более тяжелых углеводородов в 1 нм3 газа, второй — для отбензинивания тощих газов, содержащих менее 50 г тяжелых углеводородов в 1 нм3.
Компрессия
Компрессия как способ отбензинивания газа обычно сочетается с транспортировкой его по магистральным газопроводам, с газлифтной добычей нефти, с закачкой газа в пласт и т. п. Практическое значение этот способ имеет только при сжатии жирных газов. При сжатии же природных газов, содержащих тяжелые углеводороды, как правило, в небольших количествах компрессионный способ отбензинивания газа не может считаться эффективным.
Примеры. 1. Природный газ содержит 94% метана, 3,5—4,0% азота, 0,8% этана, 0,8% пропана, 0,4% бутанов и 0,4% и более пентанов; при его сжатии до 54 ат (давление перекачки газа по магистральному газопроводу) и охлаждении до 25—30° С конденсат образовываться не будет.
Как показывают расчеты на выпадение конденсата, последний начнет выпадать только при температуре —20° С. При давлении 54 ат и температуре охлаждения —30° С
из газа указанного выше состава в конденсат перейдет пентана около 43% от потенциала, бутанов около 14% и пропана 5%. Чтобы повысить процент отбора отдельных компонентов от потенциала, потребовалось бы всю массу газа после сжатия охладить до еще более низкой температуры.
Действительно, если охладить тот же газ до —503 С, то при давлении 54 ат из газа выпадет пентана 74% от потенциала, бутанов 65%, пропана 31% и этана 7%. Чтобы выделить весь пентан, нужно понизить температуру этого газа до—60° С.
В 1 нм^ жирного газа типа туймазинского газа содержится 270 г метана, 252 г этана, 239 г пропана, 257 г бутанов, 105 г пентана и более тяжелых углеводородов.
Уже при сжатии этого газа до 14 ат и охлаждении до 30° С в конденсат выпадает 36% пентана, 22% бутанов и 7% пропана. При сжатии газа до 54 ат и охлаждении до той же температуры в конденсат выпадет 72% пентана от потенциала, 52% бутанов, 32% пропана и 1о% этана.
Из этих двух примеров видно, что отбензинивание тощих газов компрессионным способом не может быть рекомендовано в связи с ничтожной конденсацией тяжелых углеводородов и необходимостью сооружения специальных холодильных установок для охлаждения значительной массы газа. В то же время для жирных газов этот способ может применяться, так как глубокого ■охлаждения не требуется. Однако извлечение пентанов далеко не полное, а бутаны извлекаются только наполовину. Для полноты извлечения тяжелых углеводородов целесообразно комбинировать метод компрессии с методом абсорбции.
(XI, 1)(XI, 1)Технологические расчеты на выпадение конденсата из газа производятся по уравнению концентраций:
(XI, 1)
(XI, 1)
^ + (1—К) L
где ж— молекулярная концентрация углеводорода в жидкой фазе;
у0— молекулярная концентрация углеводорода в исходном газе;
К — константа равновесия при определенных значениях давления и темиерагуры для данного углеводорода;
L — число молей жидкой фазы.
Абсорбция
Абсорбционные процессы получили широкое распространение в химической и нефте-газовой промышленности. Достаточно указать, что в мировой практике отбензинивания газа около 70% газового бензина получается методом масляной абсорбции и только 30% другими способами (компрессия, адсорбция, сайклинг-процесс и др.).
Сущность абсорбции заключается в поглощении абсорбентом (обычно фракцией керосина или какой-либо другой легкой фракцией нефти, выкипающей при температуре 200—250° С) газов при контактировании. С целью обеспечения лучших условий контакта и поглощения в колонне (абсорбере) создается противоток — газ, подлежащий отбензиниванию, поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз; так как абсорбер всегда заполняется каким- либо насадочным материалом: стружками, керамическими кольцами и т. п., или имеет по высоте ряд тарелок (такие абсорберы имеют большое распространение благодаря наибольшей эффективности), то жидкость и газ контакти- руются очень тесно. Поглощение абсорбентом газа, происходит благодаря разности парциальных давлений для. каждого отдельно взятого компонента, находящихся в газе и в жидкости.
Если эта разность станет равной нулю, т. е. парциальные давления сравняются, то это означает, что абсорбент не в состоянии дальше поглощать данный компонент. Однако другие компоненты газа, если их парциальные давления в жидкости меньше, чем в газах, будут абсорбироваться и дальше.
Таким образом, возможно в известной степени управлять процессом абсорбции и вести поглощение желаемых компонентов газа.
Как известно, фазовое равновесие определяется тремя основными параметрами: давлением, температурой и концентрацией компонента. Если температуру в системе принять постоянной, то фазовое равновесие будет определяться только давлением и концентрацией.
Для идеальной системы газовая фаза подчиняется закону Генри, в то время как для жидкой фазы справедлив закон Рауля. При повышенных давлениях в связи с отклонением реальных газов от законов идеальных газов для расчетов вместо парциальных давлений пользуются значениями летучести компонентов.
На процесс абсорбции оказывают существенное влияние следующие факторы: давление и температура сорбции, свойства абсорбента, состав газа, конструкция абсорбера, число и конструкция тарелок, скорость газа в абсорбере и т. д.
Чем выше давление и ниже температура, тем лучше идет процесс абсорбции. Обычные давления в абсорберах 4—30 ат, но имеются установки и с более высоким давлением в абсорберах. Более высокие давления абсорбции оправдываются в следующих случаях:
при необходимости извлечения большого процента легких компонентов (например, пропана) из газа, причем почти полностью извлекаются бутаны; давление в абсорбере в этом случае равно 40—45 ат\
^ при добыче газа высокого давления и необходимости обратной закачки газа в пласт (при эксплуатации газо-конденсатных месторождений или в других случаях) или транспортировке его на дальние расстояния.
Температура фазового контакта в абсорберах не должна превышать 35° С, необходимо стремиться, чтобы она была как можно ниже. Это зависит прежде всего от источников воды, идущей на охлаждение абсорбента и газа, от охладительных устройств на газобензиновом заводе, климатических условий и т. и. Следует иметь в виду, что процесс поглощения газов в абсорбере протекает с выделением тепла. Как показывает опыт работы некоторых абсорбционных установок, на каждый процент насыщения абсорбента температура его повышается на 1,3—1,5° С. Поэтому на некоторых абсорбционных установках вводится искусственное охлаждение абсорбента в промежутках между тарелками абсорбера. В таких промежуточных холодильниках обычно применяется пропан или бутан, которые, испаряясь, понижают температуру абсорбента до 10—15° С.
Как известно, чем ниже температура, тем лучше идет процесс абсорбции, снижается расход циркулирующего сорбента. Установлено, что понижение температуры абсорбции на 0,5° С позволяет снизить количество абсорбента на 2 % .
К качеству абсорбента должны быть предъявлены высокие требования. Абсорбент не должен давать эмульсии с водой при его циркуляции (в противном случае способность эмульсированного абсорбента резко снижается), не должен содержать органических кислот, смол и каких-либо осаждающихся примесей, должен иметь низкую температуру застывания и помутнения. Часто в качестве абсорбента применяют узк^ю керосиновую фракцию удельного веса 0,82—0,86, молекулярного веса 180—200, с началом кипения не ниже 200° С и концом кипения порядка 250° С.
Количество абсорбента, подаваемого в абсорбер, приходящееся на 1 мг отбензиниваемого газа, зависит от давления, температуры в абсорбере, числа тарелок и от степени извлечения заданного углеводорода. Для обычных установок оно колеблется в пределах 1,5—5 л ва 1 м3 газа.
В абсорберах современных газоотбензинивающих установок широкое применение получили тарелки колпачкового типа. Чем больше тарелок
35 Заказ 1377.
в абсорбере, тем более полно извлекаются при прочих равных условиях целевые углеводороды; обычно применяют 16—30 тарелок с расстоянием между ними 0,4—0,5 м.
Диаметр абсорбера зависит от производительности и давления отбензиниваемого газа и колеблется в пределах 0,7—2,2 м.
Основными элементами абсорбционной установки является: собственно абсорбционная часть, выпарная часть, конденсационная часть.
Исходными данными для расчета абсорбционной установки служат: количество и фракционный состав газа, поступающего на установку, давление газа, степень извлечения заДанного компонента из газа (например, бутана), характеристика абсорбента, температура охлаждающей воды.
11Фиг. 263. Технологическая схема маслоабсорбционного газобензинового завода.Фиг. 263. Технологическая схема маслоабсорбционного газобензинового завода.На основе этих данных рассчитываются: количество необходимого абсорбента, количество каждого компонента газа, поглощенного сорбентом, материальный и тепловой баланс абсорбции, состав и количество насыщенного абсорбента, размеры абсорбера и его отдельных частей.
1
1
Фиг. 263. Технологическая схема маслоабсорбционного газобензинового завода.
Фиг. 263. Технологическая схема маслоабсорбционного газобензинового завода.
В состав выпарной и конденсационной частей установки входят: теплообменники, выветрители или деметанизаторы, подогреватели, выпарная колонна, кипятильник, конденсатор, аккумулятор рефлюкса и насос для орошения.
Задачей расчета этой группы аппаратов является определение условий, конструкций и размеров аппаратов, оборудования и контрольно-регулирую- щих приборов, которые обеспечили бы полное извлечение из абсорбента поглощенных углеводородов и максимальную конденсацию целевых углеводородов. В некоторых случаях для решения указанной задачи устанавливают дополнительную аппаратуру и оборудование, например, ре абсорбер, рекомпрессор и т. и.
После произведенных расчетов выпарной и конденсационной частей установки проверяют степень извлечения заданного компонента из газа. Если окажется, что процент заданного компонента, извлекаемого из газа, меньше, чем это требовалось условием, то необходимо сделать перерасчет. Чтобы избежать таких перерасчетов, нужно при расчете абсорбции задаваться количеством извлекаемого целевого продукта (например, бутана), на 2—3% превышающим задание, учитывая, что при последующих процессах (выветривание, выпарка, конденсация) часть бутанов уйдет с более легкими газами.
Конденсат, полученный после выпарной колонны и конденсаторов, представляет собой сырой газовый бензин, который затем подается на стабилизационную установку для получения стабильного газового бензина и в случае необходимости на газофракционирующую установку для получения отдельных компонентов (этана, пропана, изобутана, н-бутана, изопентана).
На фиг. 263 представлена принципиальная технологическая схема маслоабсорбционного газобензинового завода. На завод поступает попутный нефтяной газ; пройдя сепаратор (на фигуре не показан), он поступает в абсорбер 1.
Насыщенный абсорбент по выходе из абсорбера проходит теплообменник 3 и поступает в отгонную (выпарную) колонну 4 для удаления из абсорбента летучих газобензиновых компонентов. Из верха выпарной колонны пары проходят в конденсатор 7 и затем паро-газовая смесь поступает в емкость 8. Несконденсированные газы поступают на прием абсорбера. Для десорбции целевых продуктов частично отбензиненный абсорбент из низа отгонной колонны 4 проходит трубчатую печь 5 и направляется в главную отгонную
(выпарную) колонну низкого давления (десорбер) 6. Регенерированный абсорбент выходит из низа этой колонны, проходит теплообменник 3, холодильник 2 и возвращается посредством насосов опять на орошение абсорбера. Сырой газовый бензин из емкости 8 направляется на стабилизацию (на фигуре не показано).
Подобные установки могут отбензинивать 0,3—1,5 млн. ил#3 попутного нефтяного газа в сутки с общим извлечением 40—55% пропана, 90% бутанов и 100% пентана и более тяжелых.
Адсорбция
Адсорбция — метод отбензинивания газа, основанный на свойствах некоторых твердых тел поглощать газообразные вещества.
Промышленное значение этого метода отбензинивания газов сравнительно невелико, если брать суммарно мировое производство газового бензина и жидких газов. Однако в СССР, Польше, Румынии этот способ применяется широко.
Наиболее распространенным сорбентом для извлечения газового бензина служит активированный уголь.
В Советском Союзе вырабатывают различные активированные угли, из которых для отбензинивания могут применяться уголь марки АР-3 удельного веса 655 кГ[м\ имеющий активность по бензолу 22—24%,. и уголь марки Е удельного веса 542 кГ/м3.
На фиг. 264 показана технологическая схема углеадсорбционной газоотбензинивающей установки. Эта установка работает по отбензиниванию попутного нефтяного газа в смеси с воздухом. Газ собирается с промысла вакуум-компрессором и подается через сепаратор и фильтр в адсорбер. Пройдя адсорбер, отбензиненный газ по газопроводу отводится в топливную сеть. В зависимости от количества газа, подлежащего отбензиниванию, и содержания в нем газового бензина на установке может быть 2—12 адсорберов и более. Обычно в одной группе работают 6—8 адсорберов, которые последовательно проходят через следующие фазы.
Фаза насыщения продолжается 30—100 мин. в зависимости от количества и качества перерабатываемого газа, количества находящегося в адсорбере угля и его допустимой нагрузки, которая изменяется в пределах 6—15%.
Меньшую нагрузку угля принимают, когда хотят адсорбировать из газа больше легких фракций, и, наоборот, если хотят адсорбировать только газобензиновые фракции, то задают большую нагрузку на уголь.
Фаза выпарки продолжается 15—30 мин. Выпарка производится водяным паром (рекомендуется перегретый пар). Пар подается в адсорбер сверху вниз. Кроме острого пара, на некоторых установках адсорбера имеются змеевики для пропуска через него пара в период выпарки.
Фаза сушки угля производится горячим отбензиненным газом (или воздухом), для чего газ (или воздух), предварительно подогретый в подогревателе, подается в адсорбер.
Фаза охлаждения угля также производится отбензиненным газом или воздухом, но холодным.
Продолжительность фазы с)шки и фазы охлаждения угля длится 20— 90 мин. и зависит от количества подаваемого газа (или воздуха), температуры газа и количества угля в адсорбере.
В результате выпарки из угля отгоняется паро-газовая смесь, направляемая затем через конденсатор в сепаратор. В последнем происходит отделение воды (от сконденсировавшегося пара) от жидких и газообразных бензиновых углеводородов. Несконденсировавшиеся газы поступают на прием 35*
двухступенчатого компрессора и, пройдя в систему холодильников и сепараторов, разделяются: сконденсировавшаяся часть направляется в емкость, а газообразная часть сбрасывается в топливную линию.
Жидкий углеводородный конденсат из сепаратора поступает в промежуточную емкость. Выделяемые в емкости газы отводятся на прием первой ступени компрессора.
Полученный продукт представляет собой сырой газовый бензин, в состав которого входят углеводороды (пропан и более тяжелые). Соотношение отдельных компонентов в жидкости зависит от состава сырья и технологического режима работы установки, что обусловливается характером извлекаемых целевых продуктов.
Если основным назначением газоотбензинивающей установки является извлечение газового бензина, то в состав сырого продукта
могут входить тяжелые углеводороды в следующем соотношении (в % вес.).
Пропан 1—2
Изобутан, 5—10
н-Бутан25—35
Пентан и болеетяжелые 55—65
Если же газоотбензинивающая установка должна извлекать не только компоненты газового бензина, но и компоненты жидких газов, то в составе сырого продукта должно быть больше пропана и бутанов, чем это указано выше, и некоторое количество этана.
Фиг. 265. Технологическая схема газофракционирующей установки.
1 — депропанизатор; 2 — дебутанизатор; з — колонна для отгонки изопентана; 4 — колонна для отгонки н-пентана; 5— теплообменники и подогреватели; 6— конденсаторы; 7— холодильник^ 5— промежуточная емкость; а — трубопровод для пропана; б — трубопровод для бутанов; в — трубопровод для изопентана; г — трубопровод для н-пентана; д — трубопровод для гексана и более тяжелых^углеводородов; е — линия для пара.
Сырой газовый бензин направляется затем на газофракционирующую установку (фиг. 265), где происходит выделение отдельных компонентов из газового бензина. Установка имеет четыре колонны: депропанизатор для отгонки через верх колонны пропана и более легких, дебутанизатор, колонну для отгонки изоцентана и колонну для отгонки н-пентана. Движение потоков показано на технологической схеме (фиг. 265).
На установку поступает 455,8 моля сырого газового бензина в час следующего состава (в мол} час).
Этан 2,0
Пропан 145,0
Изобутан49,0
н-Бутан151,0
Изопентан 28,0
н-Пентан31,0
Гексан 49,8
Всего . . . 455,8
Некоторые конструктивные и режимные показатели установки приведены в табл. 83.
Таблица 83
Некоторые показатели газофракционирующей установки
Показатели
Депропанизатор
Дебутанизатор
Депентанизатор
изопентана
н-пентана
Диаметр колонны, м
1,2
1,2
1,5
0,9
Число тарелок
30
30
80
30
Рабочее давление, ата . .. . .
16
6
4,5
2,8
Температура сырья на входе, °C
82
67
102
92
Температура верха колонны, °C . .
Температура низа колонны, °C . .
44,5
54
76
67
116
116
116
116
Количество сырья, мол[час . . . . Количество верхнего продукта (то-
455,8
308,8
107,1
79,8
варный продукт), мол]час . . . . Количество нижнего продукта,
147
201,7
27,3
29,7
мол}час . . , . .
308,8
107,1
79,8
50,1
Отбензинивание с применением глубокого холода
Способ отбензинивания газа с применением глубокого холода самостоятельного промышленного развития не получил. Однако в комбинации со способом сжижения углеводородных газов он представляет практический интерес. В последнее время имеется тенденция к использованию легких углеводородных газов, главным образом метана, в сжиженном виде для автотранспорта и для накопления больших ресурсов газа с целью бесперебойного снабжения газом бытовых потребителей, имеющих, как известно, большую неравномерность газопотребления. В этом случае, когда газ подвергается глубокому охлаждению, целесообразно выделение из газа бензиновых углеводородов, а также пропана и бутанов.
ПРОИЗВОДСТВО ГАЗОВОЙ САЖИ
Сажа представляет собой аморфный углерод, полученный при определенных условиях сжиганием или разложением жидких и газообразных веществ. Она широко применяется в резиновой промышленности, в лако-красочном производстве, в полиграфической промышленности, в производстве эбонита, патефонных пластинок, копировальной бумаги, изоляционных материалов и т. д. Главным потребителем сажи является резиновая промышленность.
Газовая сажа производится тремя основными способами: канальным, термическим и печным. Наиболее старым способом выработки сажи из газа является канальный. Длительное время этот способ, несмотря на свою примитивность и низкий выход сажи, был единственным. В 1922 г. появился новый процесс — термический, который давал лучший выход сажи, но ее качество было значительно хуже качества сажи, вырабатываемой канальным способом, и поэтому этот процесс не получил широкого распространения. В 1928 г. появился еще один новый способ производства газовой сажи — печной, который вначале также развивался очень медленно.
Достаточно указать, что еще в 1935 г. в мировом производстве газовой сажи вырабатывалось канальным способом 90% сажи и только около 10% — печным и термическим способами. Такое соотношение сохранялось вплоть до 1940 г., несмотря на то, что для получения 1 т сажи канальным способом
сжигалось около 50 000 мэ газа, а для получения 1 т сажи печным способом требовалось газа в 3—5 раз меньше.
В СССР газовая сажа вырабатывается тремя указанными выше способами. Идя по пути рационального использования ресурсов природного газа, наши научно-исследовательские организации вместе с производственными организациями ведут исследования по усовершенствованию существующих процессов производства газовой сажи и разработке новых процессов с использованием не газового сырья (отдельные фракции нефти, мазута и др.), а также по поискам новых наполнителей при производстве ответственных резиновых изделий.
Канальный способ производства газовой сажи
Канальный способ производства газовой сажи заключается в следующем.
Природный газ, поступив из промыслового коллектора на сажевые заводы (фиг. 266), проходит через пылеотделитель, сепаратор, счетчик и направляется в газгольдер. Перед газгольдером давление газа редуцируется специальным регулятором, снижающим его с 2—3 до 0,03 ат. Для каждого завода устанавливается отдельный газгольдер объемом около 10 м\
Из газгольдеров по двум 10" газопроводам газ направляется в 10" кольцевой газораспределительный коллектор, откуда по 4" трубам поступает
а — рабочая аллея; б — емкость для сажи; в — упаковочное отделение; г — машинное отделение; д — склад сажи; е — газгольдер; ж — регулятор давления; з — счетчик газа; и — сепаратор;
к — пылеуловитель; 1—40 — камеры сгорания.
На некоторых заводах применяется одностороннее питание камер сгорания газом. Это значительно упрощает обслуживание заводов и дает экономию в задвижках.
Из коллекторов камер сгорания газ по 1" трубам поступает в газовые секции (последние на фигуре не показаны), представляющие собой ряд трубок с отверстиями, в которые вставлены горелки. В каждой камере по 26 газовых секций, в каждой секции по 80 горелок; всего в камере 2080 горелок, а на заводе, состоящем из 40—50 камер, установлено 83 200—104 000 горелок.
Горелки установлены под плоскостями швеллеров №20. В каждой камере имеется по восьми швеллеров, уложенных на расстоянии 40 мм один
от другого и образующих сажесборную платформу. Расстояние от горелки до плоскости швеллера 63—67 мм.
Сажесборная платформа, состоящая из восьми швеллеров, совершает возвратно-поступательное движение с амплитудой 1,25 м.
При сжигании газа пламя горелок, ударяясь о поверхность швеллеров, отлагает на ней сажу, которая соскребается установленными неподвижно горизонтальными и вертикальными скребками. Сажа падает в бункер, оттуда поступает в камерные желоба, а затем — в сборные шнековые желоба рабочей аллеи.
По этим желобам сажа подается в упаковочное отделение, где она поднимается элеватором в цистерну, проходит прессовочные вальцы, ссыпается в бумажные мешки (по 10 кг) и поступает на склад.
Для контроля за качеством и количеством сажи ежесуточно по сменам отбираются пробы из отдельных камер и из вальцов. Канальный способ позволяет получать газовую сажу высокого качества, но выход ее весьма низок: 3—3,5% по отношению к весу сырья или 20—24 г на 1 ж3 газа.
Несмотря на простоту оборудования завода и простоту технологического процесса производства, получение кондиционной сажи требует значительного опыта и знаний операторов и технологов, обслуживающих завод, который должен быть правильно смонтирован и построен с соблюдением определенных, проверенных на практике нормативов.
В камеры сгорания газ должен попадать свободным от всяких механических твердых и жидких частиц. Содержание влаги в газе вредно влияет на процесс, однако нет данных, определяющих экономическую целесообразность строительства установок по осушке газа, поступающего на сажевые заводы.
Давление газа, поступающего к горелкам, оказывает большое влияние на технологический режим работы камер сгорания. От давления зависят: скорость горения газа, стойкость пламени, температурный режим камер, уровень дымовой завесы, что в значительной степени определяет производительность камер и качество сажи.
На некоторых заводах поддерживаются следующие давления: в газгольдерах 260—280 мм вод. ст., в кольцевом коллекторе 20—28 мм вод. ст. и на входе в камеры сгорания 12—16 мм вод. ст.
Подача воздуха в камеры регулируется по характеру горения и цвету пламени.
Воздух подается в камеры через щели, находящиеся между фундаментом и каркасом камеры. Размеры щелей и их число устанавливают эксплуатационники поднятием каркаса и прокладыванием под него уголков железа или регулированием путем большего или меньшего открытия щелей, если подача воздуха в камеру происходит через решетку в обшивке камеры.
По характеру горения, устойчивости и цвету пламени судят о правильности происходящего в камерах процесса сажеобразования.
Пламя должно быть устойчивым и иметь оранжевый цвет. Оно может колебаться от ветра, поступающего через неплотности обшивки камеры, череэ дымоходы, от неправильного места ввода воздуха, от чрезмерной скорости движения сажесборной платформы, от плохой или неправильной тяги и т. п.
Необходимо устранять причины, вызывающие неустойчивость пламени. Для устойчивого горения и лучшего сохранения и использования тепла иногда ставят тепловые экраны.
Температурный режим в камерах должен быть строго определенным.
Для замеров температур пода камеры, швеллеров и пламени горелок необходимо в соответствующих точках установить термопары. Замер температуры воздуха между камерами производится термометрами.
Перья скребков должны полностью охватывать поверхность швеллеров и хорошо очищать сажу. В противном случае накопившаяся на швеллерах сажа постепенно будет перегорать и увеличивать содержание грита в саже.
Ветер действует отрицательно на производительность камер, понижая выход сажи на 10—25%. Хорошей защитой от негЬ являются фартуки между камерами, ветровые заслоны и тепловые экраны.
Канальная сажа — высоко дисперсная, размер частиц 20—30 ми. Она придает резиновым изделиям высокую прочность, устойчивость против истирания, и поэтому ее широко применяют при производстве автомобильных шин и покрышек. Недостатком канальной сажи является высокое теплообразование в резине при многократных ее деформациях.
На строительство сажевого завода канального типа расходуется весьма большое количество металла. Так, для завода в 50 камер требуется около 500 т различного металла. Стоимость сооружения такого завода 5— 6 млн. руб.
В последнее время канальную сажу на заводе подвергают специальной обработке для получения небольших гранул, по величине напоминающих зерна ржи или пшеницы. В таком виде сажа становится непылящей и очень удобна для транспортировки к потребителям и при использовании.
Термический способ производства газовой сажи
Термический способ состоит в термическом разложении углеводородов природного газа на углерод и водород без доступа воздуха на раскаленной насадке при температуре 1100—1200° С.
Основным оборудованием на заводе, работающем по этому способу, являются регенерационные печи с огнеупорной насадкой, охлаждающие устройства для крекированного газа и полученной сажи и фильтры для улавливания сажи.
Процесс получения термической сажи протекает в следующем порядке. В печь подается природный газ и воздух для сжигания и разогрева насадки печи до температуры 1100—1200° С. Когда необходимая температура насадки достигнута, подача воздуха в печь прекращается. Природный газ поступает в печь и, контактируясь с разогретой насадкой, разлагается в основном на углерод и водород. Продукты разложения удаляются из печи, и после охлаждения в скрубберах сажа отделяется от газов в мешковых фильтрах или путем пропускания всего потока газа и сажи через промывочный аппарат, в котором сажа задерживается, фильтруется, затем сушится, распыляется и просеивается.
После того как температура насадки в печи снизится, в печь снова подают природный газ и воздух и снова температуру насадки доводят до требуемой, а затем опять прекращают подачу воздуха и ведут разложение природного газа. Таким образом, термический процесс получения сажи является периодическим, состоящим из двух фаз: фазы разогрева и фазы разложения, или подготовительного цикла и рабочего цикла.
Периоды разогрева и разложения сцедуют один за другим со скоростью, обеспечивающей получение продукта нужного качества.
Отходящий газ, состоящий в основном из водорода, используется в качестве добавки к природному газу в период рабочего цикла для получения различных сортов сажи; он может быть использован для получения синтетического аммиака.
Выход сажи составляет 150—250 г на 1 м3 газа. Термическая газовая сажа отличается крупными размерами частиц (60—250 л#^); она придает резине высокую эластичность, но не увеличивает ее прочность так, как канальная сажа.
Печной способ производства газовой сажи
Производство газовой сажи печным способом основано на принципе неполного сгорания природного газа в печи. Процесс этот непрерывный. Смесь природного газа и воздуха в определенном соотношении (приблизительно 5—8 объемов воздуха на один объем газа) подается в печь (фиг. 267), где происходит частичное сгорание газа. В результате этого температура в печи повышается до температуры, необходимой для разложения несгоревшей части углеводородных газов. Температура внутри печи регулируется отношением объемов газа и воздуха, скоростью дутья, турбулентностью потока и допускаемой степенью сгорания газа. В зависимости от различных сортов сажи температура в печи изменяется в пределах 1200—1400° С. Образовавшаяся сажа
Фиг. 267. Схема получения печной сажи из газа.
1 — воздуходувка; 2 — печь; 3 — горячий трубопровод-активатор; 4 — холодильник; 5 — электрофильтр; 6 — шнек.
и горячие отходящие газы отводятся в холодильник скрубберного типа, где они охлаждаются водой до температуры 240—280° С, после чего поступают в электрофильтр для осаждения основной массы сажи и в циклоны для полного улавливания частичек сажи. Остаточные газы и пары воды выпускаются в атмосферу через трубу в верхней части последнего циклона.
Путем изменения конструкции печи, а также технологического режима (изменения температуры в разных точках печи, периода времени, в течение которого взвешенные частицы сажи находятся в зоне высокой температуры, полноты сгорания газа, скорости охлаждения сажегазообразной смеси и т. д.) можно печным способом получить самые разнообразные сорта сажи с широким диапазоном изменения выхода (40—200 г]м3\
Печные сажи являются очень ценным наполнителем при производстве резиновых изделий из синтетического каучука.
Стоимость сооружения завода по выработке печной сажи в 2 раза меньше стоимости завода для канальной сажи такой же производительностью, а ме- талловложение в 3,0—3,5 раза меньше.
ХИМИЧЕСКАЯ ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Природные и попутные нефтяные газы представляют собой не только высококалорийное топливо, но и ценное сырье для химической переработки.
На фиг. 268 схематически показаны возможные направления переработки метана и некоторые целевые продукты этой переработки. Из массовых продуктов переработки природных газов, .имеющих серьезное народнохозяйственое значение, следует отметить аммиак, ацетилен, синтетический бензин, метанол, формальдегид, водород, сажу.
Процесс получения синтетического аммиака из природного газа состоит з двух стадий:
конверсии метана с водяным паром для получения водорода;
синтеза аммиака из полученного водорода и азота воздуха.
Производство синтетического бензина на базе природных газов состоит :з двух этапов:
конверсии метана с кислородом для получения синтез-газа, состоящего из СО и Н2 в отношении 1:2;
Фиг. 268. Схема возможных направлений переработки метана.
каталитического синтеза бензина при давлении около 15—20 ат и температуре 300—350° С.
Продуктами переработки являются бензин, дизельное топливо и спирты. Из 1000 л3 газа может быть получено 250—350 кг бензина, 60—80 кг дизельного топлива и 30—40 кг спиртов.
Ацетилен является весьма важным сырьем для получения спиртов, искусственного каучука, уксусной кислоты и т. д. Ацетилен может быть получен из метана путем термического крекинга или электрокрекинга с последующим улавливанием его из газов крекинга.
Разложение метана производят при температурах 1300—1600° С в огнеупорных печах. Выход ацетилена составляет 5—10% от сырья.
При электрокрекинге разложение метана производится в электрическом разряде вольтовой дуги. Расход энергии больше, чем при термическом крекинге, и составляет 12—16 квт-ч на 1 м3 ацетилена.
Методами окисления природного газа могут быть получены ацетилен, метиловый спирт, формальдегид и т. д. Эти процессы могут быть осуществлены либо под давлением (50 ат), либо без давления с применением окисло в азота как катализатора.
ЛИТЕРАТУРА
Смирнов А. С. Технология углеводородных газов. Гостоптехиздат, 1946.
Г р и ц е в Н. Д. Углеадсорбционный способ получения бензина из газа. Гостоптехиздат, 1950.
Гинстлинг А. А. Современные технологические схемы получения и переработки углеводородных газов. Гостоптехиздат, 1947.
Мамедалиев Г. М. Основные процессы переработки нефтяных газов. Азнефтеиздат, 1949.
Обрядчиков С. Н. Химическая переработка углеводородных газов. Гостоптехиздат, 1946.
Кельцев В. В. и Т е с н е р П. А. Сажа (свойства; производство и применение). Гостоптехиздат, 1952.
3 у е в В. П., Михайлов В. В. Производство сажи. Госхимиздат, 1953 —
Стр.Стр.ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Стр.
Введение 3
Глава I. Физические свойства газов 5
Удельный вес 5
Вязкость газов 7
Упругость паров 12
Летучесть (фугетивность) 14
Теплоемкость 18
Скрытая теплота испарения 21
Теплотворная способность 22
Теплопроводность 25
Диффузия и эффузия газа 26
Взрываемость 30
Детонационные свойства углеводородов парафинового ряда . . . .33
Глава II. Основные законы газового состояния 39
Закон Бойля-Мариотта 39
Закон Гей-Люссака 43
Уравнение Клапейрона 44
Уравнение Ван-дер-Ваальса 46
Приведенные критические параметры и закон соответствующих состояний 49
Универсальное уравнение Ван-дер-Ваальса 51
Закон Дальтона и Амага 54
Закон Генри 56
Закон Рауля 57
Константы рановесия 58
Сжимаемость газов 60
Закон Авогадро 62
Закон Грэма 63
Закон Стокса* 64
Закон Джоуля 65
Правило фаз 66
Критические параметры 67
Глава III. Характеристика газовмещающих коллекторов. Эксплуатационная характеристика газовых месторождений СССР 69
Газовмещающие коллекторы 69
Условия залегания газа в земной коре и режимы газовых месторождений 80
Эксплуатационная характеристика газовых месторождений СССР .89
Глава IV. Газодинамические основы разработки газовых месторождений . . . .102
Задачи газодинамических расчетов 102
Элементы теории фильтрации 103
Промысловые испытания разведочных газовых скважин 118
Прогноз поведения пласта 128
Конструкция газовых скважин 142
Определение числа и расположения газовых скважин 156
Основные принципы рациональной разработки газовых месторождений 160
Стр,
Глава V.Добыча газа 166
Освоение газовых скважин 166
Продуктивная характеристикаскважины 170
Определение давления на забое скважины _ 173
Испытание газовых скважин .191
Технологический режим эксплуатации газовых скважин 199
Оборудование устья газовой скважины .-.200
Раздельная эксплуатация двух газовых пластов в одной скважине 206
Регулирование работы газовойскважины 209
Замер дебита газовых скважин и учет добываемого газа 220
Определение свободного дебитаскважины 230
Гидратообразование при эксплуатации скважин 234
Сепарация газа 241
Влияние песка на эксплуатацию газовых скважин 246
Влияние воды на эксплуатацию газовых скважин ........247
Расчет фонтанных колонн 250
Газосборные сети на газовых промыслах 260
Утечки газа, предупреждение газовых выбросов 265
Прискважинные и общепромысловые сооружения 267
Обслуживание газовых скважин . .' 271
Обработка газовых скважин соляной кислотой .272
Ремонт газовых скважин 276
Контрольно-измерительные приборы 279
Глава VI. Газо-конденсатные месторождения . > 288
Общие понятия 288
Обратная конденсация и испарение 290
Классификация конденсатных месторождений 294
Конденсатный газовый фактор 296
Экспериментальные и исследовательские работы 297
Расстояние между скважинами и их расположение на структуре .301
Количество газа, подлежащего нагнетанию 303
Плановая разработка конденсатных месторождений 306
Определение времени истощения конденсатной залежи 308
Эксплуатация конденсатных месторождений 310
Переработка конденсатных газов 313
Глава VII. Транспорт газа 317
Общие положения 317
Расчет магистральных газопроводов 319
* Организация работ при прокладке магистрального газопровода . .354
Развозка труб по трассе . . *■ 360
Гнутье и сварка труб 361
Защита газопровода от коррозии 374
Рытье траншей и укладка газопровода 387
Переходы через железные дороги, шоссе, реки и болота 395
Продувка и испытание газопровода 399
Оборудование линейной части магистрального газопровода . . .401
Компрессорные станции 407
Одоризация газа 440
Предупреждение образования гидратов 442
Газораспределительные станции 443
Прием магистрального газопровода в эксплуатацию 444
Обслуживание магистрального газопровода,. . .445
Наземные подвесные газопроводы для северных районов СССР . .447
Глава VIII. Очистка газа от сероводорода и углекислоты 453
Цель и назначение очистки газа 453
Примеси сероводорода и углекислоты в природных газах 453
Классификация способов очистки газа от сероводорода 454
Сравнительная характеристика различных способов очистки газа 473
Очистка газа от углекислоты 475
Стр.
Глава IX. Осушка газа 479
Влагосодержание горючих газов 479
Кристаллогидраты углеводородных газа 482
Современные методы осушки газов '. . . .489
Глава X. Хранение газа 514
Задачи хранения газа 514
Способы хранения газа 515
Пути покрытия неравномерности газопотребления 531
Сравнительная оценка способов хранениягаза 532
Глава XI.Основные направления переработкигаза 534
Природные и попутные нефтяные газы как сырье для переработки 534
Отбензинивание газа 535
Производство газовой сажи 542
Химическая переработка газа .546
Авторы
Брискман Алрксандр АркадьевичИванов Александр КорниловичКозлов Анатолий ЛьвовичМинский Евгений МарковичПалта Рувим Соломонович
Раабен Владимир НиколаевичХоданович Иван Ефимович
Шахназаров Михаил Хасроевич
ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТ ГАЗА
Редакторы: В. Н. Раабен и И, Е. Ходанович
Ведущий редактор Ю. К. БекманКорректор В. Ф. НириличенкоТехнический редактор А. С. Полосина
Подписано к набору 29/ХП 1954 г.
Подписано к печати 3/VI 1955 г.
Формат 70x1081/16.Усл. печ. л. 47,26.Тираж 4000 экз.Зак. 1377/9.Формат 70x1081/16.Усл. печ. л. 47,26.Тираж 4000 экз.Зак. 1377/9.Физ. печ. л. 34,5.Уч.-изд. л. 48,48.Т-03968.Цена 25 р. 75 к.Физ. печ. л. 34,5.Уч.-изд. л. 48,48.Т-03968.Цена 25 р. 75 к.
Формат 70x1081/16.
Усл. печ. л. 47,26.
Тираж 4000 экз.
Зак. 1377/9.
Формат 70x1081/16.
Усл. печ. л. 47,26.
Тираж 4000 экз.
Зак. 1377/9.
Физ. печ. л. 34,5.
Уч.-изд. л. 48,48.
Т-03968.
Цена 25 р. 75 к.
Физ. печ. л. 34,5.
Уч.-изд. л. 48,48.
Т-03968.
Цена 25 р. 75 к.
Гостоптехиздат.Москва, К-12. Третьяковский проезд, 1/19.Типография «Красный Печатник».Ленинград, проспект имени И. В. Сталина, 91.Гостоптехиздат.Москва, К-12. Третьяковский проезд, 1/19.Типография «Красный Печатник».Ленинград, проспект имени И. В. Сталина, 91.
Гостоптехиздат.
Москва, К-12. Третьяковский проезд, 1/19.Типография «Красный Печатник».
Ленинград, проспект имени И. В. Сталина, 91.
Гостоптехиздат.
Москва, К-12. Третьяковский проезд, 1/19.Типография «Красный Печатник».
Ленинград, проспект имени И. В. Сталина, 91.
ОПЕЧАТКИ
Стр.
Строка
Напечатано
Следует читать
40
10 сверху
В 1749 г.
В 1748 г.
46
9 снизу
В 1749 г.
В 1748 г.
77
11 снизу
потоков газа
количеств газа
или жидкости
или жидкости
77
15 снизу
данного потока
данного количества
0,0002276yL
Г ' 0,0002276yL
186
2 сверху
^1= У Р^ ZT
Р1= Р^еz
187
9 снизу
£>5,333
D^
464
13—14 снизу
моноэтаноламин \ООм?!м3 H2S,
моноэтаноламин 100 м3 H2S на 1 м3
диэтаноламин 56л«3/л»3 H2S,
раствора, диэтаноламин 56 ж3 H9S
триэтаноламин 39 м3)м3 H2S.
на 1 л»3 раствора, триэтаноламин
39 м3 H2S на 1 м3 раствора.
Заказ 1377.
тывают на прочность газом или воздухом под давлением на 20% выше рабочего, а все переходы (через реки, железные дороги и т. д.) подвергают гидравлическому испытанию давлением, равным полуторакратному рабочему (по ГОСТ 5870-51 с дополнением от
А. А. БРИСКМАН, А. К. ИВАНОВ, А. Л. КОЗЛОВ,E. M. МИНСКИЙ, P. С. ПАЛТА, В. H. РААБЕН,И. E. ХОДАНОВИЧ, M. X. ШАХНАЗАРОВ
ДОБЫЧА
И ТРАНСПОРТ ГАЗА
ПОД РЕДАКЦИЕЙ
В. Н. РААБЕНА, И. Е. ХОДАНОВИЧА
ГОСУДАРСТВЕННОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВОНЕФТЯНОЙ И ГОРНО-ТОПЛИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Москва 1955
АННОТАЦИЯ
В книге дано описание газоносных пластов газовых месторождений Советского Союза, изложены газодинамические основы разработки и современная техника эксплуатации газовых и газо-конденсатных месторождений, а также современная техника транспорта, хранения, счистки, осушки газа и основные направления использования природных газов.
Книга предназначена для инженеров и техников нефтегазовой промышленности.