авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

«I Содержание КАДРЫ РЕШАЮТ ВСЁ Газовая промышленность (Москва), 17.06.2013 1 ...»

-- [ Страница 5 ] --

По информации РГГРУ им. С. Орджоникидзе О ТЕПЛОВЫХ РАСЧЕТАХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ Дата публикации: 17.06. Автор: Б.В.Колосов Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 86, 87, 88, 89, Выпуск: св УДК 622.69 (071.1) Б.В.Колосов (ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал г. Октябрьский) В связи со строительством протяженных подводных газопроводов возросли требования к точности тепловых расчетов. В статье показано существование значительных противоречий у разных авторов, при этом основные проблемы связаны с термодинамикой потока. Проведен анализ существующих методик в целях их рекомендации для практического применения. Предложено направление дальнейших исследований для разработки более совершенных методов.

Изменение температуры газа или нефти при движении по трубопроводу связано как с процессом теплопередачи в окружающую среду, так и с термодинамикой потока. Длительное время требования к точности расчета были сравнительно невелики (например, в [1] указан допуск ±5 °С), и им вполне удовлетворяла известная формула Шухова [1], которая учитывает только процесс теплопередачи.

Однако в последние годы в связи со строительством подводных газопроводов, имеющих длину несколько сотен километров и более, такое положение нельзя считать удовлетворительным. В работе [2], посвященной газопроводу «Голубой поток», описаны некоторые методические проблемы тепловых расчетов, причем «цена вопроса» - около 100 млн долл. США, в связи с возможным обмерзанием газопровода. Хотя эта работа не делает окончательного выбора между различными методиками, а скорее, показывает их противоречивость, общая неопределенность в решении вопроса показана довольно отчетливо.

Указанные в [2] проблемы относятся, по существу, к термодинамике, т. е. к учету таких факторов, как эффект Джоуля - Томсона, тепло трения, изменение потенциальной и кинетической энергии.

Поэтому целью настоящей статьи является анализ диссипативных процессов в потоке газа и жидкости методами термодинамики. Актуальность такой постановки задачи можно подчеркнуть тем, что эти же процессы приводят к изменению температурного поля в газовых и нефтяных скважинах, гидратообразованию и другим прикладным задачам. Например, в последнее время все шире применяется термодинамический метод диагностики рабочего процесса гидромашин [3-6], который заключается в измерении перепада давлений и температур на входе и выходе гидромашины и вычислении по этим значениям КПД [3, 4], т.е. суть метода сводится к анализу диссипации механической энергии. Он существенно проще, чем известный гидродинамический метод [6], однако требования к точности определения перепада температур при этом многократно возрастают, так как для высоконапорных насосов системы поддержания пластового давления этот перепад составляет 2-3 °С, а для гидротурбин и средненапорных насосов измеряется десятыми долями.

Таким образом, задача изучения термодинамических процессов в потоке газа и жидкости (причем в максимально строгой постановке) имеет существенное значение как для теории, так и для практического применения. Теоретический анализ, естественно, должен быть основан на уравнениях термодинамики.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕРВОГО ЗАКОНА ТЕРМОДИНАМИКИ ДЛЯ АНАЛИЗА ДИССИПАТИВНЫХ ПРОЦЕССОВ Самое общее выражение первого закона термодинамики для 1 кг массы имеет вид [7-10]:

где A(i)- обобщенные силы;

а(i) - обобщенные (внешние) параметры.

Если данный процесс равновесный и работа расходуется только на изменение объема:

dl = pdv, (3) где v - удельный объем.

Тогда первый закон примет вид:

dq = du + pdv. (4) Процессы, которые подчиняются (4), называют обратимыми. Для них р - внутренний параметр, a v внешний.

В случае когда газ (или жидкость) перемещается в некотором канале, для сокращения записи сечение канала принимается постоянным (рис. 1). Исследуемая термодинамическая система заключена между тонкими поршнями 1 и 2, которые перемещаются слева направо (по направлению оси х) без трения. Давления р и р(c), соответственно, относятся к изучаемой системе и внешней среде. В данном случае задан перепад давления внешней среды dp(c), и таким образом, р(с) становится внешним параметром. Существенно, что появляется новый параметр - скорость потока w, и следовательно, время также должно быть учтено.

Работа в единицу времени (т. е. мощность), производимая газом, равна (см. рис. 1):

Конечно, надо иметь в виду, что изменение кинетической энергии и работа массовых сил, например силы тяжести, в данном случае не учитываются.

Выражение (8) обычно записывают через энтальпию i = u + pv:

Работа в единицу времени (т. е. мощность), производимая газом, равна (см. рис. 1):

И в итоге снова получается (8).

Однако это противоречит самой сути первого начала (1), где 5q принципиально связано с внешним воздействием, и таким образом, выражение (13) не обосновано. Более того, получается, что наличие или отсутствие трения не имеет значения, т.е. исчезает различие между обратимым и необратимым процессами.

В этом смысле в работах [12, 13] избегают этого противоречия, и (13) не используется.

В [12] первый закон для потока имеет вид:

Как будет показано ниже, на сегодняшний день соотношений (8-10) достаточно, а рассуждения, приводящие к (13-15), только затрудняют понимание.

Для решения практических задач уравнение первого закона (9) надо привести к конечному виду с учетом изменения кинетической и потенциальной энергий, а также технической работы. В результате, очевидно, получается (18):

где П - тепло, передаваемое (получаемое) во внешнюю среду на участке потока конечного размера;

[Дельта]i = i(2) - i(1), - разность энтальпий жидкости на выходе и входе в участок;

N(тех) техническая мощность, передаваемая (получаемая) от насоса или турбины;

(w(2) - w(1)), (h(2) - h(1)) - разность средних скоростей потока и нивелирных высот, соответственно, на выходе и входе в участок;

т - массовый расход жидкости. В работе [4] из формулы (18) получены выражения для изменения температуры жидкости в насосе и величины его КПД, что подтверждает универсальность этой формулы и общность механизма диссипации как при дросселировании, так и при наличии технической работы в гидромашинах.

ИЗМЕНЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ В ТРУБОПРОВОДАХ Если обратиться к литературе по температурным эффектам в нефтегазопроводах, то здесь можно встретить самые разные попытки учета тепла трения [1, 2, 12-14].

Исходя из сказанного, надо использовать уравнение (18), в котором потери тепла через стенку трубопровода выражают через коэффициент теплопередачи k. Для удобства анализа снова рассматривается элементарный участок трубопровода длиной dx и только первое слагаемое из правой части уравнения, так как именно с ним связаны все проблемы.

В результате, используя выражение для дифференциала энтальпии (10), получаем:

где k - коэффициент теплопередачи через стенку трубопровода;

D - наружный диаметр трубопровода;

Т - средняя температура жидкости в трубопроводе;

T(0) - температура среды, в которой находится трубопровод (грунт - для подземного, воздух - для наземного, вода - для подводного трубопроводов).

Знак «-» в левой части уравнения учитывает, что жидкость остывает по ходу потока. Исторически сложилось так, что впервые изменение температуры в трубопроводе определялось по формуле Шухова [1]:

из которой после интегрирования получалась одноименная формула для текущей температуры (21):

где t(н) - начальная температура жидкости в трубопроводе, причем все значения температуры записаны в шкале Цельсия. Как видно, формула (20) является частным случаем (19) при dp = 0, т.е.

учитывает только теплопередачу в окружающую среду.

Так как в реальном трубопроводе давление падает за счет трения, то впоследствии стали учитывать так называемое тепло трения, и уравнение (20) приняло вид [1, 2,14]:

Падение давления в (22) определяют по обычным формулам гидравлики:

где [лямбда] - коэффициент гидравлического сопротивления;

D(вн) - внутренний диаметр трубопровода;

[ро] = 1/v- плотность жидкости.

Понятие дросселирования применительно к трубопроводам в [1,14] не используется, однако видно, что формула (22) является частным случаем (19) при [алфа]Т = 0. В связи с этим приведены данные расчета величины [алфа]Т для некоторых веществ (табл. 1) Расчет [алфа]Т в табл. 1 для воды и нефтепродуктов сделан с использованием данных [15], а для метана - по уравнению Пенга - Робинсона.

Из табл. 1 видно, что только для воды (при небольшой температуре) расчеты по (22) и по (19) будут близки, в остальных случаях различие существенно.

Для газопроводов подходы к расчету температуры различаются еще сильнее.

В [1] расчет производится непосредственно по формулам Шухова (20), (21).

Только в [11 ] используется формула (19) в полном виде и утверждается, что единственной причиной изменения температуры является эффект Джоуля - Томсона.

В [2], напротив, отрицается всякое влияние эффекта Джоуля - Томсона. Предлагается учитывать тепло трения по формулам (22) и (23).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ТЕМПЕРАТУРЫ В ПОТОКЕ Как было показано, существует достаточно много противоречий в теоретическом обосновании эффекта Джоуля - Томсона. Ситуация с экспериментальными данными аналогичная. С одной стороны, есть много данных о подтверждении формулы (11), например для воды или для различных газов в ограниченной области давлений и температур, с другой - существуют значительные расхождения между опытными и теоретическими результатами на правой ветви инверсионной кривой [16, 17]. Иногда объясняют эти расхождения недостатками уравнений состояния, но это вряд ли соответствует действительности, так как и параметрические уравнения (например, Редлиха Квонга или Пенга - Робинсона), и вириальные хорошо описывают опытные данные именно в этой газовой области, далекой от кривой насыщения.

В работе [12] были проведены промысловые исследования по измерению температуры на выходе штуцеров действующих газоконденсатных скважин в широком диапазоне изменения газожидкостного фактора (от 5000 до 30 000 м(3)/м(3)). По этим данным построена эмпирическая зависимость изменения температуры от перепада давлений (24):

где Т(1), Т(2), р(1), р(2)- соответственно, температуры и давления до и за штуцером.

Кроме того, в этой же работе проведено сравнение опытных данных с расчетами по уравнению (11) [рис. 2].

Из этого сравнения авторы [12] делают вывод, что реальное изменение температуры при дросселировании газа меньше, чем по формуле эффекта Джоуля - Томсона (18).

В работе автора [18] проведены лабораторные измерения температуры при течении жидкости через капиллярные трубки.

Ламинарный режим (Re = 150) осуществлялся при течении трансформаторного масла через латунную трубку внутренним диаметром 1,27 мм и длиной 1,3 м. Для получения турбулентного режима (Re [приблизительно равно] 7000) использовалась трубка диаметром 1,8 мм и длиной 0,2 м, а в качестве рабочей жидкости - керосин.

Жидкость размещалась в сосуде высокого давления и прокачивалась через капилляры сжатым азотом. Перепад давления на рабочих участках составлял 2,0-2,1 МПа.

Для измерения температуры использовали проволочные термометры сопротивления, размещенные на входе и выходе из капилляров. Кроме того, несколько термометров были намотаны на трубки и, таким образом, измеряли температуру поверхности. Чувствительность термометров - 0,02 °С.

Рабочие участки были покрыты экраном из поролона.

Результаты опытов [18] при ламинарном режиме (температура трансформаторного масла на входе -16 °С) переведены из графической формы и представлены в табл. 2.

Второй столбец определяет изменение температуры (нагрев) масла по формуле Джоуля - Томсона, а третий - экспериментальное значение разности температур на концах капилляра, измеренное термометрами сопротивления, расположенными в жидкости. Очень важно, что фактическое изменение температуры оказалось меньше, чем по формуле Джоуля - Томсона, т. е. получен тот же эффект, что и в работе [12]. Существенно также, что происходит сильный разогрев стенки по длине трубки (в четвертом столбце приведено экспериментальное значение разности температур внешней поверхности трубки на концах рабочего участка). Для турбулентного потока уменьшение [Дельта]t(ж) по сравнению с [Дельта]t(2) оказалось очень малым, однако надо иметь в виду, что в связи с небольшим объемом сосуда, из которого проходило истечение, время опыта на этом режиме было невелико (около 3 мин), вследствие чего, возможно, не успевало наступить стационарное состояние. Расхождение [Дельта]t(ж) и [Дельта]t(ст) в этом случае также было очень малым, что вполне можно объяснить интенсивным перемешиванием при развитой турбулентности.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ Сложность определения температуры в потоке газа или жидкости (только за счет термодинамики, не рассматривая теплообмен во внешнюю среду) состоит в том, что надо учитывать, во-первых, отклонения реальных газов от идеальности, а во-вторых, диссипацию энергии за счет трения.

Отмеченные противоречия можно объяснить тем, что авторы выделяют какое-то одно явление и пренебрегают другим. Например, в [7] главным считают отличие от идеальности, а в [2] диссипацию энергии за счет трения. На самом деле эти явления в потоке нельзя разделить.

Действительно, если вернуться к рис. 1, где рассматривается движение газа в канале, и перейти клагранжевой системе координат, то, если между жидкостью и стенкой канала нет трения, получится первый закон термодинамики в форме (4).

Если теперь перейти обратно к эйлеровой системе координат, то очевидно, что никакого перепада давлений на торцах выделенного объема не будет, а значит, процесс течения как таковой отсутствует. Перепад давления возникает только за счет трения. Именно этот перепад и подставляется в (8) при выводе уравнения для процесса дросселирования dq = di.

Поэтому все попытки произвольно ввести в уравнение dq = di элемент dq = dl(тр) без всяких дополнительных пояснений не принимают во внимание то, что работа трения (точнее, часть ее, см.

ниже) уже учтена в уравнении dq = di в виде слагаемого vdp.

Отсюда следует, что уравнение (18) имеет предпочтение перед другими упомянутыми вариантами и может применяться и для дросселирования, и для гидромашин, нефтепроводов, газопроводов. Это уравнение используется некоторыми авторами, например [11].

Однако экспериментальные результаты, описанные выше, не позволяют считать, что это уравнение полностью адекватно реальным условиям. Поэтому необходимо обсудить их подробнее.

В работе [12] высказана мысль, что отклонения от уравнения (11) вызваны тем, что в промысловых условиях не выполнялось условие адиабатичности. Никаких количественных оценок при этом не было сделано, а вместе с тем отличие от (11) довольно велико (см. рис. 2). Однако достаточно очевидно, что чем больше перепад давления, а значит, больше и скорость, и массовый расход, тем меньше будет эффект теплообмена (ведь основное термическое сопротивление, находящееся на внешней поверхности штуцера, остается постоянным). Поэтому в данных условиях при больших перепадах давления процесс будет приближаться к адиабатическому и в то же время движение является турбулентным.

В работе [18] условие адиабатичности выполнялось, и эффект отклонения от (11), полученный при ламинарном режиме, достаточно надежно измерен.

Таким образом, эксперименты [12] и [18] дополняют друг друга. Из них следует, что отклонения от формулы для эффекта Джоуля - Томсона (11) существуют, причем не зависят от режима течения в пределах погрешностей проведенных опытов. Величина этих отклонений, видимо, растет с увеличением комплекса [альфа]T. В такой ситуации надо еще раз оценить проведенный теоретический анализ. Из рис. 1 видно, что на выделенный элемент объема действуют два вида напряжений - нормальные (они ранее обозначались dp) и касательные напряжения т. Тогда вместо (8) следует записать (25):

В работе [19], одной из немногих, где вообще упоминается о касательных напряжениях, по этому поводу приведено «гидродинамическое» возражение: так как в связи с известным условием прилипания скорость на стенке равна нулю, то и работа касательных напряжений равна нулю. Тогда уравнение (25) станет эквивалентным (8). Однако давно известно о существовании скачка скорости при обтекании твердого тела разреженным газом. Для плотного газа или жидкости толщина вязкого подслоя отличается от длины свободного пробега не более чем на два-три порядка, т.е.

кнудсеновские условия выполняются, если рассматривать подслой как самостоятельный структурный объект [13]. Поэтому в этом слое тоже возможен скачок скорости. Величина его будет мала и не окажет заметного влияния на гидродинамику потока, но работа, совершаемая касательными напряжениями, может быть существенной за счет значительной величины этих напряжений. Подтверждением этому служит сильный разогрев стенки канала в опытах [18]. Таким образом, и термодинамический, и гидродинамический подходы согласуются, и уравнение (25) обоснованно. Вместе с тем пока не найдено выражение для работы касательных напряжений, оно мало что дает. Его можно считать перспективным третьим приближением решаемой задачи. Для практического применения следует использовать второе приближение - уравнение (19), а уравнение типа (22) остается первым приближением. Таким образом, необходимы дальнейшие исследования диссипативных процессов, причем желательно не только повторение опытов [12, 18], но и прямые измерения на стендах для гидромашин.

Опираясь на сказанное, необходимо сделать следующие выводы.

1. Дросселирование, течение газов и жидкостей на линейных участках трубопроводов, процессы в гидромашинах имеют общее свойство: изменение температуры в них происходит за счет как отличия газа от идеальности (для жидкости надо учитывать ее сжимаемость), так и внутреннего трения. В настоящее время для расчета этих процессов можно использовать уравнение (18).

2. Надо иметь в виду, что уравнение (18) учитывает работу трения только за счет нормальных напряжений в потоке. Есть основания считать, что необходимо также учитывать работу касательных напряжений, однако для получения расчетных формул целесообразны дальнейшие исследования.

*** Список литературы 1. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Абузова Ф. Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. - М.: Недра, 1975. - 248 с.

2. Кудряшов Б.Б., Литвиненко B.C., Сердюков С.Г. Вопросы достоверности тепловых расчетов магистрального газопровода // Журнал технической физики. -2002.-Т. 72. - Вып. 4. - С. 1-5.

3. Brand F.L Das thermodynamische Verfahren zur Messung des Wirkungsgrades von Wasserturbinen und Pumpen. - VDI-Berichte, 1964. - N 75. - S. 83- 4. Колосов Б. В. Определение параметров высоконапорных насосов в рабочих условиях // РНТС Машины и нефтяное оборудование. - М.: ВНИИОЗНГ, 1981. - N 11. - С. 13-14.

5. Колосов Б.В., Сулейманов Р.Н., Котович А.А. К вопросу определения гидравлического КПД центробежных насосов системы ППД. - Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - N 10. - С.

15-18.

6. ГОСТ 28842-90. Турбины гидравлические. Методы натурных приемочных испытаний. - М.:

Изд-во стандартов, 2005.

7. Леонтович М.А. Введение в термодинамику. - М. - Л.: Гос. изд-во тех. теор. лит-ры, 1952. – 199 с.

8. Базаров И.П. Термодинамика. - М.: Высшая школа, 1976. - 376 с.

9. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Статистическая физика. - М.: Наука, 1964. - 567 с.

10. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. - М.: Энергия, 1974.

11. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности). - М.: Недра, 1987. - 352 с.

12. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А. Геотермические исследования нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1971. - 216 с.

13. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. - М.: Мир, 1974. - 711 с.

14. Васильев ГГ., Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти / под ред.

Вайнштока С.М. Уч. для вузов: в 2 т. - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2002. - Т. 1. - 407 с.

15. Варгафтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Физматгиз, 1963. - 708 с.

16. Алтунин В.В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. - М.: Изд-во стандартов, 1975. - 546 с.

17. Dilay G. W., Heldemann R.A. Calculation of Joule-Thomson Curves from Equation of State // Ind. Eng.

Chem. Fundam. 1986. - N 25. - P. 152-158.

18. Колосов Б. В. Исследование нагрева жидкости за счет трения при движении ее в трубопроводе // Нефтяное хозяйство. - 1986. - N 10. - С. 51-52.

19. Дейли Дж., Харлеман Д. Механика жидкости. - М.: Энергия, 1971. - 480 с.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ Дата публикации: 17.06. Автор: Д.Г.Антониади, О.В.Савенок (Кубанский государственный технологический университет) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 91, 92, 93, 94, Выпуск: св УДК 665.612. В статье рассмотрены проекты выработки энергии из попутного газа с помощью газового мотора, схемы выработки энергии на основе внедрения системы иогенерации и создания новой промышленности на базе применения выделяющегося тепла, а такте схемы производства продуктов нефтехимии с высокой добавленной стоимостью из попутного газа. Рассмотренные проекты являются примерами максимально эффективного использования энергии, получаемой из попутного нефтяного газа (ПИП, поэтому в случае их конкретного применения на территории России необходимо детально ознакомиться с состоянием скважин и потребностями нефтяных компаний.

Схема применения попутного газа непосредственно на скважине является вариантом эффективного использования средних и малых объемов этого газа, отличающегося низкой концентрацией метана, небольшими объемами, а также отсутствием газопроводных магистралей и прочей необходимой транспортной инфраструктуры.

Практически весь выделяемый при разработках нефти в России попутный газ, за исключением особо крупных объемов, не находит эффективного применения, сжигаясь на факеле (15 млрд м(3)).

В рамках политики борьбы с глобальным потеплением климата Правительство РФ настойчиво потребовало от всех нефтяных компаний добиваться эффективного применения ПНГ, ас 1 января 2012 г. ввело в силу обязательное правило о сокращении объемов выброса попутного газа до 5%. В связи с этим нефтяные компании, не внедрившие с 2012 г. эффективное использование более 95% сжигаемого в настоящее время ПНГ, будут вынуждены уплачивать крупные штрафы [1, 2]. Данная ситуация свидетельствует о необходимости принятия неотложных мер.

Анализ причин неудовлетворительного положения по использованию ПНГ в стране, выполненный по результатам изучения многих источников [3-9], указывает на следующие обстоятельства.

В [4] отмечено, что установки по переработке попутного газа имеются только на высокоперспективных нефтяных месторождениях, а малые и средние объемы ПНГ в удаленных районах, ввиду бесперспективности применения, не подлежат переработке, направляясь на факел. В качестве факторов неперспективности переработки попутного газа можно отметить:

отсутствие надлежащей транспортной инфраструктуры для сбора/передачи ПНГ на переработку, а также использования этого газа и выработанной электроэнергии (магистральных газопроводов, электросетей);

небольшие объемы ПНГ не могут использоваться в качестве сырья на крупных электростанциях и угольных комплексах.

Таким образом, приведенные факторы затрагивают одновременно ряд принципиальных позиций:

территориально-географические условия, размеры и степень выработанности месторождения.

В [4] показано, что для рационального решения проблемы использования ПНГ необходимо:

обеспечение недискриминированного доступа в единую систему газоснабжения;

стимулирование, расширение действующих и создание новых крупных газоперерабатывающих мощностей.

Наряду с указанными факторами существенное значение имеют и другие причины [3] - в первую очередь, отсутствие эффективных правовых, экономических и организационных механизмов регулирования в сфере недропользования.

Нормативные акты при проектировании разработки месторождений не предусматривали использование ПНГ.

Кроме того, одной из базовых проблем при разработке эффективной стратегии использования ПНГ является отсутствие единого отраслевого подхода в части методического, научно-технического и ресурсного обеспечения проблемы. В результате приватизационных реформ 90-х гг. прошлого столетия образовалось большое число компаний, интересы которых состоят в минимизации затрат и извлечении быстрой прибыли. В итоге краткосрочные проекты, не сулящие быстрой прибыли, а тем более долгосрочные научные разработки оказались вне сферы интересов нефтегазовых компаний, располагающих при этом большими финансовыми и сырьевыми ресурсами, необходимыми для выполнения научно-технологических разработок.

С другой стороны, отраслевые и академические институты без необходимых финансовых и сырьевых ресурсов не имеют возможности вести разработки на должном уровне. Таким образом, сформировался смысловой разрыв, формирующий негативные отраслевые тенденции - отставание научно-технологического и технического обеспечения работ.

На основе изложенного можно указать на ряд факторов, способствующих неудовлетворительному состоянию проблемы использования ПНГ:

слабая координация и неудовлетворительное ресурсное обеспечение работ по выработке научно-технических и технологических решений на уровне отрасли;

отсутствие эффективных правовых, экономических и организационных механизмов регулирования в сфере недропользования;

территориально-географические условия, размеры и степень выработанности месторождений, их удаленность от инфраструктурных объектов, энерго- и газовых сетей.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ПНГ В УДАЛЕННЫХ РАЙОНАХ И НЕКРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Особую и распространенную проблему представляют собой ПНГ на расположенных в удаленных районах мелких и средних месторождениях нефти, не имеющих доступа к магистральным трубопроводам и электрическим сетям.

Для таких объектов в [10] предложены решения, основанные на передовых японских технологиях:

создание замкнутых схем, включающих сбор газа, его переработку, использование выработанной электрической, тепловой и другой энергии непосредственно на нефтяной скважине;

компактный состав оборудования;

простые технологические схемы, минимизирующие виды изделий.

Предложено комплексное решение с учетом экологических требований - проект, основанный на отработанных высокоэффективных японских технологиях энергосбережения, обеспечивающих полноценное использование энергии и сокращающие выброс СO2 (рисунок).

Компоненты разработанной схемы:

производственный контур - изготовление газохимической продукции (метанола, диметилового эфира (ВМЕ), пропилена) на основе синтез-газа;

энергетический контур - генерация электроэнергии из попутного газа для предприятий тепличного овощеводства, коммунальных нужд (жилье, бани, теплые бассейны и др.).

Одним из центральных элементов японских технологий является газовый мотор, с помощью которого создается система когенерации, позволяющая эффективным способом использовать побочный газ, отличающийся разнообразным составом, высокой калорийностью и незначительным объемом потока.

Система газовой когенерации представляет собой комплекс газовой электростанции и оборудования по сбору тепла.

Применяемая вода для охлаждения газового мотора электростанций впоследствии может использоваться в качестве горячей воды (около 90 °С) и теплой воды (около 40 °С). Кроме того, сбор и применение отходящего газа, образуемого одновременно с энергогенерацией, также обеспечивает выработку пара и горячей воды.

Достоинства выработки электроэнергии с помощью газового мотора:

высокий КПД выработки электроэнергии;

высокая устойчивость к воздействию внешних температур и давления, возможность стабильной выработки;

возможность высокоскоростного запуска (достижение 100% нагрузки в течение 10 мин);

необходимый уровень давления подаваемого газа - более 0,4 МПа, возможность применения газа низкого давления.

Таким образом, выработка энергии с помощью газового мотора является выгодным способом применения попутного газа, отличающегося разнообразным составом и небольшими объемами.

В качестве эффективного способа применения ПНГ помимо выработки электроэнергии можно привести производство нефтехимической продукции. Однако при строительстве работающего на попутном газе нефтехимического завода непосредственно на скважине, расположенной в районе, не оснащенном в должной степени инфраструктурой, необходимо убедиться в наличии определенных объемов газа, а также внедрить производственную схему, обеспечивающую минимизацию видов продукции. Данный проект не требует внедрения оборудования газопереработки, а основывается на имеющихся у Японии энергосберегающих и производственных технологиях, не требующих много места.

ПРОЦЕСС ПРОИЗВОДСТВА СИНТЕТИЧЕСКОГО ГАЗА Синтетический газ - это высокореактивный газ, основными составными компонентами которого являются моноксид углерода (СО) и водород (Н(2)). Синтетический газ получается путем модифицирования природного газа и попутного газа. Из синтетического газа можно получить метанол, аммоний и другие химические продукты, а также экологически безвредный диметилэфир (DМЕ), легкие масла GTL и другие виды топлива, заменяющие нефть. Улучшенная автоматическая термическая газификация (процесс AATG) - новая технология производства синтетического газа, совместно разрабатываемая компаниями JGC Corporation и Osaka Gas, которая, по сравнению с обычной технологией для производства синтетического газа, не нуждается в горелках и установках вторичного риформинга.

Это позволяет не только сокращать расходы на оборудование, но и обеспечивает его модульное оформление, создавая условия для внедрения данной системы в регионах, где невозможно проводить монтажно-строительные работы на местах. Однако процесс AATG не может применяться к таким газам с богатым составом, как попутный газ, так как использование ПНГ без предварительной обработки на данной установке может привести к коксованию и дезактивации катализатора. Таким образом, для обеспечения возможности применения попутного газа на установке AATG необходимо предварительно модифицировать содержащиеся в природном газе элементы сжиженного природного газа (СПГ) в легкие газы на основе метана. В качестве подобного процесса предварительной обработки можно использовать разработанную JGC Corporation технологию MRG. Комбинирование двух указанных технологий (процессов AATG и MRG) обеспечивает возможность высокоэффективного производства синтетического газа из ПНГ на основе компактного оборудования.

ПРОЦЕСС ПРОИЗВОДСТВА ГАЗА, БОГАТОГО МЕТАНОМ (MRG) Разработанный компанией JGC Corporation процесс MRG представляет собой низкотемпературный процесс парового риформинга для производства богатого метаном газа из СПГ, ряда углеводородов (от нафты до элементов керосина), метанола или DМЕ путем их парового риформинга. Таким образом, из ПНГ можно получать газ для бытовых нужд и прочий высококалорийный газ, а также использовать попутный газ в качестве сырья для высокотемпературного парового риформинга для производства синтетического газа. В табл. 1 приведены расчетные показатели состава газа, получаемого при риформинге рассматриваемого здесь стандартного газа в процессе MRG. Если после реакции MRG состав газа на входе AATG равен Н(2)O/СН(4) = 0,6, это увеличивает производимый объем на последующем этапе в процессе синтеза метанола. В связи с этим рассматривается вариант регулирования молярных долей воды и метана таким образом, чтобы состав газа после реакции MRG был равен Н(2)O/СН(4) = 0,6. На практике состав продукта зависит от сырья и условий реакции в AATG, поэтому для определения оптимальных показателей Н(2)O/СН(4) необходимо проектировать процесс в целом, подробно изучая детали.

Особенности и сфера применения процесса MRG представлены в табл. 2.

Процесс AATG (улучшенная автоматическая термическая газификация). Процесс AATG - это новая технология производства синтетического газа, являющаяся продуктом совместных разработок JGC Corporation и Osaka Gas. В отличие от обычной технологии для производства синтетического газа процесс AATG не нуждается в горелках и вторичном риформинге, что позволяет сокращать производственные расходы. Возможность модульного оформления оборудования обеспечивает возможность внедрения процесса в удаленных районах, где трудно проводить монтажно-строительные работы на местах.

Особенности и сфера применения процесса AATG представлены в табл. 2.

Процесс синтеза метанола (МеОН). Компания Mitsubishi Gas Chemical владеет новой технологией-лицензией производства метанола МеОН (SPC Process), разработанной совместно с компанией Mitsubishi Heavy Industries, которая реализована уже 5 компаниям. Сокращение объема катализатора на 20-25% по сравнению с обычным способом гашения (Quench process) позволяет минимизировать размеры реактора. Данная технология может применяться на крупных метаноловых заводах, как, например, в Саудовской Аравии.

Особенности и сфера применения процесса синтеза МеОН (процесс SPC) представлены в табл. 2.

Процесс DME. Процесс DME, совместно разработанный компаниями JGC Corporation и Mitsubishi Gas Chemical, представляет собой новую технологию производства диметилэфира DME с применением разработанного Mitsubishi Gas Chemical высокоэффективного дегидрирующего катализатора метанола. Помимо производства топливного DME возможно производство химического DME для спреев, а также высокоочищенного DME для косметической продукции.

Существует 4 лицензии процесса DME, в Японии в настоящее время годовой объем производства на заводе по производству высокоочищенного DME компании Mitsubishi Gas Chemical в Ниигате составляет 80 тыс. т.

Особенности и сфера применения процесса синтеза DME представлены в табл. 2.

Процесс DTP Process. Процесс DTP -это разработанная компаниями JGC Corporation и Mitsubishi Chemical Corporation новая высокоэффективная технология (более 70%) производства пропилена из метанола или DME, полученных на основе природного газа. В данном случае применяется цеолитовый катализатор, отличающийся высокой ориентацией на пропилен, а также высокой активностью. Также особенностью процесса является рециркуляция побочного углеводорода, обеспечивающая высокий уровень производства пропилена. В настоящее время на территории завода Мидзусима (Mizushima) компании Mitsubishi Chemical Corporation ведется строительство экспериментального завода.

Особенности и сфера применения процесса синтеза DTP представлены в табл. 2, В заключение можно отметить следующее.

1. Особую и распространенную проблему представляют собой ПНГ на расположенных в удаленных районах мелких и средних месторождениях нефти, не имеющих доступа к магистральным трубопроводам и электрическим сетям.

Для таких объектов в [10] предложены решения, основанные на передовых японских технологиях.

2. Система когенерации на основе газового мотора, а также ряд других технологических японских решений представляют очевидный интерес при переработке ПНГ.

*** Список литературы 1. Постановление Правительства РФ от 8 января 2009 г. N 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» // Собрание законодательства РФ от 19.01.2009 г. - N 3. - С. 407.

2. Распоряжение Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. N 1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» // Собрание законодательства РФ от 30.11.2009 г. - N 48. - С. 5836.

3. Законодательное обеспечение переработки нефтяного (попутного) газа. - М.: Издание Совета Федерации, 2009.

4. Файзуллин Р.Ш. О рациональном использовании попутного нефтяного газа // Инновационные технологии переработки и использования попутных нефтяных газов: сб. мат-лов. - М.: Издание Аппарата СФ ФС РФ, 2010.

5. Аксенов А., Широков Ю. Регулирование рынка ПНГ: уточнить терминологию, добавить меры стимулирования и ответственности // Нефтегазовая вертикаль. - 2008. - N 20.

6. Гумеров А. Г., Бажайкин С. Г., Юсупов О.М. и др. О проблемах утилизации нефтяного газа на промыслах // Нефтяное хозяйство. - 2006. - N 12. - С. 122-125.

7. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. Как потушить факелы на российских нефтепромыслах. - Новосибирск : ИЭОПП СО РАН, 2008. - 340 с.

8. Андреева Н.Н. Основные технико-экономические параметры проектов по использованию попутного нефтяного газа // Утилизация попутного нефтяного газа в России: сб. мат-лов межд.

конф., Москва, 9-10 октября, 2007 г. - М.: ИнформТехЭкспо, 2007.

9. Андреева Н.Н., Миргородский В.Н., Мухаметшин В. Г. Рациональное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов // Нефтяное хозяйство. - 2007. – N 9. - С. 133-137.

10. Ямамото Кадзуэ, Йосида Дзиро. Изучение возможностей эффективного применения попутного газа в России и перспектив японо-российского сотрудничества в данной сфере. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://www.jpcenter.spb.ru/download/effec-tiveutilization_of_apg_in_russia.pdf (дата обращения:

07.12.2013 г.).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ И ЧИСЛЕННОЕ ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ НАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 96, 97, 98, Выпуск: св УДК 532. Н.М. Дмитриев, М.Н. Кравченко, А. Н. Кузьмичев, Н.Н. Диева (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина) В работе дан подробный анализ существующих методик для установления факта анизотропии проницаемости коллекторов углеводородного сырья на кернах. Показано, что свойство можно установить опытным путем, изучая образец нерпового материала. Аналитически результаты экспериментов по изучению анизотропии описываются физическими характеристиками, которые задаются тензорами второго ранга. Опыт позволяет установить не только наличие анизотропии, но и положение главных осей данного тензора. При этом направления главных тензоров, отражающих проницаемость, электропроводность, упругость образца керна и т.д., будут совпадать во всех случаях. Численное моделирование, основанное на результатах эксперимента, дает возможность наблюдать гидродинамическую картину течения в пласте.

Открытие новых месторождений, разработка нетрадиционных источников углеводородов, усложнение технологических схем требуют глубоких знаний о свойствах насыщенного коллектора.

Среди факторов, которые следует учитывать наряду с данными геофизических исследований, полями давлений, температур, пористости, - знание структуры пласта и его неоднородности.

Изучение такого явления, как анизотропия, имеет огромное значение для построения модели пласта, которая позволила бы создавать адекватные численные симуляторы, являющиеся мощнейшим инструментом прогнозирования поведения пласта и создания стратегии его разработки. Учет анизотропии фильтрационных свойств позволяет оптимально выбрать направление проводки горизонтальных скважин, увеличить показатели разработки месторождений и т.д. Поэтому в последнее время большой интерес обращен к выявлению латеральной анизотропии коллекторов.

К настоящему времени существует несколько экспериментальных методик, основанных на измерениях различных физических свойств коллектора, выявляемых при лабораторном изучении кернового материала. Факт наличия латеральной анизотропии коллектора устанавливается, например, с помощью стандартных методик определения упругих свойств [1, 2]. Другие исследователи для установления анизотропии применяют ядерный магнитный резонанс [3]. В работе [4] с помощью анализа литолого-петрофизических исследований ориентированного керна определяются предпочтительная ориентация удлинений частиц, слагающих коллектор, и эллиптическая аппроксимация направлений таких частиц, а в [5] применяется прибор, измеряющий скорость прохождения ультразвуковых волн через боковую поверхность керна, при этом используется крупноразмерный керн диаметром 7-15 см.

Фактически во всех случаях эксперименты направлены на установление положения главных осей тензора коэффициентов проницаемости. При этом вопрос о корреляции результатов различных методик остается открытым. Для доказательства эквивалентности методик были проделаны представленные в данной статье экспериментальные исследования. После установления положения направлений главных осей на крупноразмерном керне по методике, описанной в работе [4], предлагается выпилить малоразмерные керны в направлениях вдоль главных осей тензора проницаемостей, установленных на крупноразмерном керне. Цель изготовления дополнительных образцов состоит в том, что измеряемая на дополнительных образцах проницаемость может быть определена теоретически и сопоставлена с результатами численных экспериментов, моделирующих реальный физический процесс нагружения. Сравнение теоретических и численных значений проницаемости с экспериментальными позволяет доказать тензорный характер измеренных величин, а также оценить погрешность измерений.

Экспериментальная методика включает несколько этапов: отбор отторцованных образцов керна сцементированных пород без трещин и включений, боковая поверхность которых отшлифована;

разметка кернов на нескольких уровнях (4-5 плоскостей) с угловым шагом 30°;

затем в определенном порядке к отмеченным точкам прикладываются датчики модулирования и приема ультразвуковых волн;

далее по значениям на различных уровнях определяется среднее значение, которое характеризует анизотропию свойств керна в общем. На рис. 1 приведены результаты определения скорости прохождения волн для одного из взятых образцов. Установлены главные направления, вдоль которых скорость прохождения упругих волн минимальна и максимальна.

Цифрами на рис. 1, б показаны направления выпиливания кернов меньших размеров, отвечающих этим направлениям. Аппроксимация экспериментальных значений показана сплошной красной кривой, точки которой отвечают значениям скорости распространения звуковой волны в конкретном направлении, определенном соответствующим углом окружности. Полученная картина характерна для всех исследованных образцов. Регистрируемый тип анизотропии соответствует ортотропной и моноклинной симметрии свойств кернового материала. Именно этот тип симметрии наиболее характерен для месторождений с терригенными коллекторами.

По экспериментальным значениям, полученным при измерении скоростей, устанавливались направления максимальных и минимальных сопротивлений, отвечающие направлениям главных осей. После этого на крупноразмерном керне происходит выпиливание кернов меньших размеров вдоль главных направлений, и по стандартной методике измеряются коэффициенты проницаемости. Цель изготовления дополнительных образцов состоит в том, что измеряемая на дополнительных образцах проницаемость может быть определена теоретически. Сравнение теоретических значений проницаемости с экспериментальными позволяет доказать тензорный характер измеренных величин, а также оценить погрешность измерений.

В работе [6] подробно представлен теоретический подход к описанию анизотропии и предложены аналитические формулы, позволяющие рассчитать проницаемость в любом направлении, если известны значения вдоль главных направлений. Опираясь на теоретические значения, можно провести оценку точности эксперимента, сравнивая экспериментальные результаты и теоретические расчеты. На рис. 2, а треугольниками отмечены теоретические значения, можно видеть, что они довольно хорошо согласуются с экспериментальными.

Тензорный характер проницаемости можно подтвердить путем измерений значений удельного электрического сопротивления. Для этого керн насыщается соляным раствором, затем производится измерение удельной электрической проводимости в различных направлениях. На рис. 2, б приведены результаты измерения проводимости, обратной кудельному электрическому сопротивлению. Картина этих измерений коррелирует с волновой на рис. 2, а.

Нужно заметить, что описанные методики позволяют не только установить тензорный характер такого параметра, как проницаемость, но и подтвердить теоретические предположения о зависимости от направления и других свойств коллектора и доказать этот тезис на практике [7, 8].

Использование различных других методик, в том числе с применением компьютерного томографа, позволяет визуализировать строение керна;

так, на рис. 3 можно видеть объемную картину неоднородного порового пространства реального керна.

Другим инструментом визуализации уже динамической картины течения является компьютерное моделирование. На рис. 4 приведены результаты моделирования распространения волны повышенного давления в пласте при инициировании этой волны на скважине. Исходными данными для расчета послужили результаты изучения свойств реального керна. Математическая модель пласта с учетом анизотропии упругих и фильтрационных свойств пласта включает уравнения сохранения массы и трехмерное уравнение фильтрации без учета теплового расширения флюида и коллектора (изотермическая постановка). Учитываются сжимаемость флюида и пласта и зависимость этих свойств от анизотропии пласта. Модифицированный закон пьезопроводности, полученный для анизотропного упругого пласта, имеет вид:

где p - давление;

К(пi) - коэффициент пьезопроводности;

t - время;

x(1), x(2), x(3) - координаты.

Здесь учтено, что коэффициент сжимаемости пласта р(пл), входящий в определение коэффициента пьезопроводности, в разных направлениях будет различен. Аналогично отличается коэффициент пьезопроводности К(пi), вычисленный для главных направлений тензора проницаемости, определенных из эксперимента для реального керна по описанной методике.

В качестве тестовой задачи проведен расчет перераспределения давления в пласте при следующих начальных и граничных условиях: пластовое давление равно 18,5 МПа, на забое давление закачки полагается равным 50,0 МПа. В силу симметричности задачи расчет проведен на 1/4 части пространства изучаемого пласта, принимая то, что направления координатных осей совпадают главными осями тензора проницаемости в плоскости напластования, третья ось перпендикулярна латерали. Значения проницаемостей и сжимаемости пласта приведены в таблице.

На рис. 4, а приведены результаты расчета на трехмерной численной сетке. Как видно из рис. 4, б, распределение давления в латеральной плоскости наглядно отражает несимметрию течения, что соответствует анизотропии свойств пласта.

В заключение можно сказать, что явление анизотропии пластов довольно хорошо известно разработчикам месторождений углеводородного сырья. Однако до сих пор остаются вопросы, каким способом получать информацию о неоднородности коллектора. Основных методов три:

лабораторные исследования, теоретический анализ и компьютерное моделирование.

Только комплексный подход, сочетающий все эти методы, даст возможность получить полную картину процессов, происходящих в коллекторе.

*** Список литературы 1. Семенов 6.6., Казанский А.Ю., Банников Е.А. Изучение анизотропии горных пород на керне и ее ориентация в пространстве палеомагнитным методом // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - N 1. - С. 18-23.

2. Кузнецов AM. Научно-методические основы исследования влияния свойств пород коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр: Автореф. дис.... д-ра техн. наук. - М., 1998. - 50 с.

3. Злобин А.А., Лебедев С.В., Юшков И.Р. Определение главных осей анизотропии пустотного пространства горных пород// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2008. - N 8. - С. 66-70.

5. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А, Комплексные лабораторные исследования керна для определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред // Интеграл. - 2006. 8 (32). - Ноябрь - декабрь. - С. 26-27.

4. Исказиев К.О., Кибиткин П.П., Меркулов В.П. Методика определения анизотропных характеристик коллекторов // Нефтяное хозяйство. - N 1. - 2007. -С. 30-31.

6. Дмитриев Н.М., Максимов В.М., Дмитриев М.Н., Мамедов М.Т. Тензорные характеристики фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред. Теория и эксперимент // Известия РАН. Механика жидкости и газа. - 2012. – N 2. - С. 57-63.

7. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Кузьмичев А.Н., Цыбульский С. П. Методика и результаты комплексных лабораторных исследований анизотропных фильтрационно-емкостных свойств на керне // Доклад на международной конференции SPE 161999. -Москва, 2012 г.

8. Dmitriev M.N., Dmitriev N.M., Kravchenko M.N. Rapoport-Leas Model for Two-phase Flow in Anisotropic Porous Media // Proc 13th Eur. Conf. on the Math, of Oil Recov. (ECMOR XIII), Biarritz, France, 10-13. - Sep. 2012. - P. 45-57.

ПОИСК ОПТИМАЛЬНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА ДЛЯ МИНИМИЗАЦИИ МАТЕРИАЛОЕМКОСТИ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ Дата публикации: 17.06. Автор: А. И. Житенев (Воронежский государственный технический университет) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 99, 100, 101, Выпуск: св УДК 622. Поиск оптимального расположения газораспределительного пункта (ГРП) с точки зрения минимизации материалоемкости и, как следствие, капитальных затрат при проектировании сетей низкого давления в процессе газификации населенных пунктов в кашей стране представляется интересной задачей. Разработка простой целевой функции для предварительной оценки расположения ГРП и расчета общей материалоемкости системы позволит достаточно просто сделать выбор в пользу того или иного варианта проекта газораспределительной сети.


Формулировка задачи. Имеется газораспределительная сеть низкого давления, когда абоненты располагаются в линию (рис. 1). Исходными данными для этой задачи являются расходы q. у потребителей и координаты х(i) их расположения. В такой модели газоснабжения возникает вопрос:

«Как расположить регулирующее устройство относительно абонентов, так чтобы затраты на материал трубопровода были минимальны?». Для поиска оптимального расположения ГРП требуется построить целевую функцию - зависимость материалоемкости системы М = f(x) от продольной координаты расположения ГРП - и найти ее минимум.

В общем виде при построении функции материалоемкости системы от координаты, когда расходы на участках трубопроводной системы изменяются при перемене месторасположения ГРП, необходимо каждый раз выполнять гидравлический расчет сети низкого давления в соответствии с методикой [1]. Кроме этого, по результатам гидравлического расчета в процессе подбора трубопроводов необходимого диаметра, на материалоемкость системы значительно будут влиять тип и материал труб, поскольку трубопроводы могут быть выполнены в соответствии с множеством существующих нормативных документов и иметь различные диаметры и толщины стенок при одинаковом условном проходе. Поэтому представляется целесообразным разработать приближенную методику для упрощения решения задачи.

Решение задачи. Предлагается упростить решение гидравлической задачи, так как теоретическое значение диаметра, полученное на основании расчетных формул, будет заменено ближайшим стандартным диаметром, и тогда фактическое значение материалоемкости системы будет значительно отличаться от рассчитанного по методике [1]. Для решения используется известная номограмма зависимости расхода Q (м(3)/ч) в сети низкого давления от удельного падения давления [Дельта]p (Па/м) при различных диаметрах трубопроводов [2].

На основании номограммы выводится зависимость площади поперечного сечения трубопровода от расхода на участке и заданного удельного перепада давления в виде S = f(Q, [Дельта]p). Исходные данные приведены в табл. 1.

Используя метод наименьших квадратов (МНК), по табл. 1 строится зависимость внутреннего диаметра (d(вн)) трубопровода от расхода в виде степенной функции у = ax(b), где а и b - искомые коэффициенты для различных перепадов давления [Дельта]p. Для наглядности строятся графики этих функций средствами программы Excel (рис. 2). Значения параметров а и b в зависимости от [Дельта]p представлены в табл. 2. Таким образом, получены формулы зависимости внутреннего диаметра от расхода в виде d = f(Q) при различных значениях [Дельта]p. Следующим шагом будет построение обобщенной формулы, позволяющей рассчитать внутренний диаметр в зависимости от расхода и перепада давления. Для этого на основании табл. 2 методом МНК по точкам строятся эти зависимости, проводятся линии тренда и записываются уравнения зависимостей параметров а и b от перепада давления (рис. 3, 4). Здесь представлены варианты зависимости параметра b от перепада давления при помощи двух различных уравнений.

Обобщающая формула, позволяющая рассчитать внутренний диаметр трубопровода в зависимости от расхода и заданного перепада давления, может быть представлена в виде:

Переходя от внутреннего диаметра к площади поперечного сечения трубопровода и, соответственно, к материалоемкости системы, возвращают площадь сечения трубопровода, округляя диаметр, полученный по формуле (1) или (2), до большего стандартного диаметра на основании табл.1.

Таким образом, используя формулы (1) - (3), построена функция S = f(Q, [Дельта]p), которая возвращает площадь поперечного сечения трубопровода от расхода на участке и заданного удельного перепада давления. Используя формулу S = f(Q, [Дельта]p), можно построить функцию М = f(x), проходя от точки расположения ГРП вправо и влево до крайних потребителей с учетом изменяющегося расхода. Следует напомнить, что в соответствии с [1] допустимый перепад давления от ГРП до наиболее удаленного потребителя устанавливается равным 1800 Па. Зависимость материалоемкости системы от координаты записать в явном математическом виде затруднительно.

Для целей расчетов была написана компьютерная программа на языке Delphi (Паскаль).

Сопоставление результатов расчетов по формулам (1) - (3), по [1 ] и расчет вручную с использованием номограммы дают разницу вычислений материалоемкости и оптимальной координаты ГРП, не превышающей погрешность в 10%. На рис. 5 представлены результаты вычисления целевой функции М = f(x) по формулам (1) и (3), (2) и (3) расчетом сети вручную с использованием номограммы и по [1]. Целевая функция построена для условий, где имеется пять абонентов;

координаты абонентов: х(1) = 0 м, х(2) = 350 м, х(3)= 500 м, х(4) = 1050 м, х(5) = 1500 м;

расходы у абонентов: Q(1) = 1 м(3)/ч, Q(2)= 2 м(3)/ч, Q(3) = 2 м(3)/ч, q(4) = 1 м(3)/ч, q(5) = 4 м(3)/ч.

Результаты решения. В результате апробации построенной модели получены следующие результаты. Материалоемкость системы, как правило, имеет наименьшее значение к середине, что соответствует действительности. Решение строится исходя из требования постоянного перепада давления до наиболее удаленного потребителя [1], а так как координата расположения ГРП варьируется и величина [Дельта]p изменяется, то дискретный характер формулы (3) приводит к ступенчатому виду функции материалоемкости. Другой характерной особенностью графика функции материалоемкости системы от координаты расположения ГРП является то, что в координатах, где находятся абоненты, кривая графика терпит излом (х(2) = 350 м, х(3)= 500 м, х(4)= 1050 м).

Основными недостатками такой целевой функции являются: отсутствие наглядности и сложность восприятия самой целевой функции;

функция не является непрерывной и дифференцируемой на всем промежутке своих значений, поэтому отыскание минимума возможно численными методами;

целевая функция достаточно сложна и требует сравнительно больших вычислительных ресурсов при ее использовании. В защиту следует сказать, что решение по [1 ] требует больших вычислительных затрат, чем при использовании данного подхода.

Другая целевая функция. В связи с тем, что предложенная модель достаточно сложна, а при ее разработке принят ряд допущений (точность модели еще необходимо исследовать), предлагается построить целевую функцию, используя следующий принцип: оптимальное расположение ГРП достигается в координате, когда функция, равная сумме произведений разницы модуля х - х(i) на g(i), была бы минимальна.

где х - координата расположения ГРП;

х(i) - координаты расположения i-го абонента;

g(i) - расход у i-го абонента;

N - число абонентов в системе.

Для нахождения оптимального расположения ГРП требуется отыскать координату, при которой функция Ц = F(x) минимальна (при этом значение функции в оптимальной координате х - это не материалоемкость, а некая величина произведений расходов и координат).

Анализ функции Ц = F(x), построенный по данным рис. 5, показал, что ее характерный вид - это ломаная линия, где координаты изломов совпадают с координатами абонентов. Имеется также прямолинейный участок, характерный для области между абонентами, находящимися около оптимальной точки, где расположение ГРП не влияет на материалоемкость, если расходы слева и справа от ГРП одинаковы. В случае когда расходы на разных направлениях различны, функция Ц = F(x) имеет выраженный минимум.

Сравнение целевых функций. Для вычисления погрешностей нахождения оптимальной координаты ГРП с использованием целевых функций М = f(x) и Ц = F(x) написана программа на языке Паскаль, в которой рассчитано 10 тыс. вариантов со случайным распределением абонентов и расходов у них.

Диапазон варьирования параметров случайных величин: число абонентов - от 3 до 100;

расход абонента - от 0,01 до 10 м(3)/ч;

координаты расположения абонентов (протяженность сети) - от 10 до 20 тыс. м.

Результаты расчетов следующие: среднее относительное отклонение координаты, полученной с использованием целевой функции Ц = F(x), от расположения минимума металлоемкости, полученной по М = f(x), составляет 0,05846;

дисперсия отклонения - 0,003768;

максимум отклонения - 0,761967.

В заключение необходимо сказать, в каких случаях можно использовать целевые функции М = f(x) и Ц = F(x).

1. Для предварительного (экспресс) анализа расположения ГРП, несмотря на существующую неточность определения оптимальной координаты, на расположение ГРП в большей степени влияют требования безопасности эксплуатации газовых сетей [3] и существующие ограничения по земельному отводу.

2. Если аналогичным образом построить зависимости материалоемкости от расхода и перепада давления для сетей среднего давления, тогда можно получить оптимальную конфигурацию двухступенчатых сетей среднего и низкого давления с точки зрения минимизации капитальных затрат.

3. Если в качестве исходных данных использовать случайным образом сгенерированные газораспределительные сети, то на основании целевой функции М = f(x) можно получить обобщенную зависимость материалоемкости системы газоснабжения низкого давления от суммарного расхода в сети, что позволит выполнить обобщенный технико-экономический анализ строительства.

*** Список литературы 1. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. - М.: Полимергаз, 2003.

2. Гольянов А. И. Газовые сети и газохранилища: учеб, для вузов / 2-е изд., перераб. и доп. - Уфа:

Монография, 2008. - 376 с.


3. СНИП 42-01 -2002. Газораспределительные системы. - М.: Госстрой России, 2003.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН МЕТАНОУГОЛЬНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Дата публикации: 17.06. Автор: А.Н. Лапоухов, Г. Г. Булатов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 103, Выпуск: св УДК 622.279. Ресурсы угольного метана оцениваются как инвестиционно привлекательная категория нетрадиционных ресурсов углеводородов, кроме того, их освоение параллельно может быть направлено на решение задачи безопасности угледобычи. В связи с этим продолжаются поиск и развитие технологий эффективного извлечения метана из угольных пластов. В статье рассмотрены научно-технические решения, которые представляются перспективными для этой новой области недропользования.

За последние два десятилетия нефтегазовые компании усилили свой интерес к потенциалу нетрадиционных ресурсов углеводородов. К такой категории сегодня относятся ресурсы метана угольных пластов. Продолжаются поиск, опробование и совершенствование научно-технических решений, направленных на обеспечение стабильного, безопасного и рентабельного производства в этой области. По предварительным оценкам экспертов, инвестиционная привлекательность проектов по освоению метана угольных пластов в пределах СНГ описывается сотнями миллионов долларов [1].

Ключевыми особенностями, в том числе осложняющими технологическую организацию газодобычи на метаноугленосных объектах, являются следующие факторы:

глубина залегания продуктивных пластов - до 1300 м;

невысокий дебит газа (в среднем около 1-10 тыс. м(3));

низкая проницаемость по газу пород-коллекторов;

необходимость создания добывающими скважинами единой депрессионной воронки;

освоение скважин занимает не менее 30 сут (против периода до 4 сут для традиционных газовых скважин);

присутствие в скважине воды и низкие дебиты газа предопределяют необходимость мер по обезвоживанию скважин.

Известен положительный опыт применения российских установок электроцентробежных погружных насосов (ЭЦН) на индийском метаноугольном месторождении. При этом насос располагался ниже перфорационных отверстий скважины, откачиваемая вода нагнеталась по насосно-компрессорным трубам, а газ направлялся к устью по за-трубному пространству. На момент текущей наработки более года насос не требовал замены, хотя установка эксплуатировалась в постоянном режиме с остановками через каждые 3 сут на 4 ч [2]. ЗАО «Новомет-Пермь»

комплектует погружной двигатель кожухом для эффективного охлаждения, а износостойкое исполнение ЭЦН, наличие фильтра для снижения попадания в рабочие органы насоса твердых частиц позволяют использовать его при высоком содержании частиц угля в жидкости [3].

Австралийский опыт извлечения метана из угольных пластов положительно зарекомендовал технологию MRD (технология строительства скважин со средним радиусом искривления), которая предполагает строительство центральной вертикальной скважины (для откачки воды) и одной или нескольких периферических горизонтальных. Забои скважин гидродинамически сообщаются. Такая система позволяет эффективно удалять жидкость и получать большую производительность по газу по сравнению с дебитом вертикально пробуренных скважин.

На австралийских объектах дополнительная стимуляция таких добывающих скважин не производится [4], однако применительно к российским объектам она может быть произведена по технологии, описанной в [5]. Ожидается, что результатом станет возрастание трещинной проницаемости угольных пластов в 3-10 раз независимо от их прочностных свойств. Суть технологии заключается в строительстве добывающей горизонтальной скважины и одной (инициирующей) вертикальной, в которой на расстоянии 0,5-1,0 м за его пределами подошвы и кровли продуктивного пласта создаются инициирующие (зародышевые) полости. В них производится гидроразрыв. Далее осуществляется вибровоздействие путем пульсирующего нагнетания жидкости в полости и образованные гидроразрывом системы трещин. При этом амплитуда, частота и фаза вибровоздействия в обеих гидроинамических системах (над кровлей и под подошвой пласта) должны совпадать по величинам. В результате метан, выделяющийся из угольного пласта, через системы микро- и макротрещин поступает в фильтрационное поровое хорошо проницаемое пространство и в горизонтальный участок добывающей скважины [5].

Технологическая эффективность такого способа извлечения метана из угольных пластов обоснована [5] применительно к залежам Кузнецкого угольного бассейна, где сегодня продолжается реализация передового для отрасли проекта. На текущей стадии проекта большую часть фонда скважин составляют вертикальные разведочные скважины. По планам ООО «Газпром добыча Кузнецк», предприятие должно перейти в этом году к третьему этапу метанового проекта, предусматривающему активное расширение фонда добывающих скважин [6]. Опыт этой работы будет взят за основу освоения угольного метана в других регионах.

С технологической точки зрения целесообразно комплексирование этих технологий, которое предполагает строительство трех скважин с гидродинамически сообщающимися забоями: одна вертикальная (инициирующая) и две горизонтальные (добывающие), горизонтальные участки которых образуют друг с другом прямую линию. Вибровоздействие осуществляется через вертикальную скважину в определенном объеме, затем прекращается. По его завершении в скважину спускается насос для откачки жидкости.

Для успешной реализации такого способа интенсификации извлечения метана из угольного пласта необходимо, чтобы развитие системы трещин было инициировано в необходимом направлении и не происходило в направлении, перпендикулярном угольному пласту.

Системно-геодинамическими исследованиями в пределах Кузнецкого угольного бассейна выявлен [7] диагонально-решетчато-блоковый рисунок современных геодинамических процессов, дополнительно намечены две системы флексурно-разрывных нарушений (одна субширотно-субмеридионального простирания, вторая - западно-северо-западного и северо-северо-восточного простираний). Эти особенности современной (голоценовой) геодинамики региона соответствующим образом влияют на характер напряженно-деформированного состояния массивов горных пород, на распределение естественных флюидоподводящих каналов и на характер распространения наведенной трещиноватости. Полноценный учет этого фактора при проектировании размещения и траекторий стволов скважин, а также мер по стимулированию притока газа представляется перспективным путем совершенствования его добычи из углеметановых и газовых залежей.

*** Список литературы 1. Метан угольных пластов. Перспективы разработки нетрадиционных углеводородов на территории СНГ/ Обзор «Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В.», 2011 г. [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Metan_Coal_bed_RUS/$FILE/Metan_Coal_bed_RUS.pdf (Дата обращения: 10.04.2013 г.).

2. Пошвин Е.В., Дроздов А.Н, Первые результаты эксплуатации скважин метаноугольного месторождения в Индии с применением российских погружных насосных установок // Газовая промышленность. Спецвып. «Метан угольных пластов». - 2012. - С. 49-52.

3. Добыча метана из угольных пластов [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://novomet.ru/rus/prod-ucts/smart-solutions/cbm. (дата обращения 10.04.2013 г.).

4. Васильев А.Н., Шиляев В. В, Голубцов Р. В. Организационные мероприятия по оптимизации процесса строительства скважин для добычи метана из угольных пластов // Газовая промышленность, спецвыпуск «Метан угольных пластов». - 2012. - С. 9-11.

5. Трубецкой К.Н., Бобин В.А., Гурьянов В.В. Способ вскрытия углеводородсодержащих пластов // Патент РФ N 2211322, 2003 г.

6. Кириллов А. Метановый проект, или «Имидж ничто» // Кузнецкий рабочий. - 2013. - 23 января.

7. Гридин В. И. Информационное обеспечение освоения газовых ресурсов Кузнецкого бассейна в условиях глобальных изменений окружающей среды // Газовая промышленность. Спецвып. «Метан угольных пластов». - 2012. - С. 95-99.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОН ПЛАСТА НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Дата публикации: 17.06. Автор: Н.Н.Михайлов (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина), С.С.Шелепанов (МФТИ (ГУ)) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 105, 106, 107, 108, Выпуск: св УДК 553.981. В статье рассмотрена специфика техногенных изменений природных фильтрационных свойств в околоскважинных зонах (ОЗ), исследовано совместное влияние различных ОЗ на производительность газоконденсатных скважин и установлен неаддитивный вклад отдельных ОЗ в процесс снижения производительности этих скважин. Показан потенциальный ущерб в добыче газа за счет всей околоскважинной области и за счет индивидуальных ОЗ.

В связи с открытием большого числа газоконденсатных месторождений (ГКМ) по всему миру значение газоконденсатных залежей с каждым годом становится все важнее. Однако разработка ГКМ влечет за собой новые трудности, связанные с неприменимостью классических подходов к анализу продуктивности скважин. Поэтому существует острая необходимость в моделировании эффектов, определяющих производительность газоконденсатных скважин.

При сооружении и эксплуатации скважин в части пласта, прилегающей к скважине, происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств и формируется система ОЗ с особыми условиями фильтрации в них [1]. Околоскважинные зоны обусловливают изменение законов фильтрации, значительные потери пластовой энергии и снижение продуктивности по отношению к природному состоянию пласта. Для поддержания продуктивности скважин разработан широкий набор методов и технологий воздействия на ОЗ. Однако эти технологии не учитывают нелинейную фильтрацию, радиальные изменения проницаемости в этих зонах, зависимость проницаемости по целевому флюиду от фильтрационного уплотнения и действующего градиента. Нелинейная фильтрация, комплексный механизм поражения пласта и изменения состояний ОЗ в различных геолого-технологических условиях обусловливают низкую технологическую эффективность существующих способов интенсификации газодобычи.

ПРИЧИНЫ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ И ТИПЫ ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА Несмотря на все многообразие околоскважинных процессов, установлено, что имеется определенная общность механизмов ухудшения фильтрационных свойств пласта в этих зонах.

Основной механизм поражения - блокировка части внутрипорового пространства разного рода частицами. Здесь могут быть объединены такие факторы, как техногенные изменения природной микроструктуры частицами технологических жидкостей, выпадение конденсата, диспергирование глинистых минералов, отложения осадка в порах, засорение пор в результате жизнедеятельности бактерий, химических реакций и др. Эти факторы обусловливают формирование системы ОЗ на этапах сооружения и освоения скважин и определяют закономерности фильтрации на этапе эксплуатации. Кроме того, определенную роль играет фильтрационное сжатие скелета пористой среды под действием депрессии на пласт и колебаний температуры.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ Проницаемость по целевому флюиду в ОЗ определяется структурой порового пространства, насыщенностью порового пространства неподвижными (остаточными) фазами, соотношением насыщенности целевого и сопутствующего флюида, типом смачивания и некоторыми другими факторами. В процессе сооружения и опробования скважин происходят изменения практически всех перечисленных факторов, и на этапе эксплуатации скважин в ОЗ формируется новая техногенно измененная целевая проницаемость. Традиционно изменение проницаемости под влиянием загрязнения описывалось введением ступенчатой функции координат: проницаемость в ОЗ постоянна, но отличается от остальной части пласта. Однако многочисленные исследования показали, что характер изменения проницаемости в ОЗ пласта вследствие загрязнения может быть описан совершенно различными законами [2].

Влияние загрязнения скелета породы на проницаемость. Учитывается обобщенное влияние загрязнения функцией координат А(х, у, z), а в радиально-симметричном случае это будет функция радиуса А(r).

Таким образом, влияние засорения на проницаемость будет выражаться следующей формулой (1):

где k(r) - фазовая проницаемость для газа, k(0) - целевая проницаемость незагрязненного пласта;

r, r(с) и r(к) - радиусы текущий, скважины и контура питания, соответственно;

r(зз) - радиус зоны загрязнения, т. е. расстояние, на котором природная проницаемость пласта и проницаемость загрязненной зоны совпадают;

А(r) - безразмерная функция, описывающая изменение проницаемости. Влияние фильтрационного уплотнения скелета породы на проницаемость.

Фильтрационная деформация скелета породы а,, зависит от тензора напряжения и определяется двумя факторами: существующим горным давлением и напряжениями, вызванными изменением текущего пластового давления р [3]:

где k и k(0) - проницаемость сжатого и несжатого пласта, соответственно;

f* - функция, моделирующая влияние напряжений пласта на проницаемость.

Напряженное состояние околоскважинной области пласта образуется под действием горного давления в результате концентрации напряжений в окрестности скважины. Это приводит к изменению напряжений в радиальном направлении. Измененное напряженное состояние формируется на этапах сооружения и эксплуатации скважин. При эксплуатации эффект напряженного состояния в окрестности скважин проявляется через унаследованное от предыдущих этапов распределение напряжений в зависимости от координат (или радиуса в радиально-симметричном случае). Соответственно, функция f при эксплуатации скважин с постоянной депрессией может быть разделена на две, зависящие только от радиуса и только от давления, а соотношение (2) представится в виде (3):

Для учета влияния изменения давления на проницаемость используются различные законы зависимости проницаемости от перепада давления, например экспоненциальный, степенной и др.

[4, 5]. Специальные исследования показали, что для разных типов пластов зависимость проницаемости от давления может иметь и более сложный, в том числе и немонотонный, характер [6]. В общем случае для любого типа пластов рассматривается зависимость проницаемости от изменения давления и в обобщенном виде, введением функции f(p).

Влияние защемления флюидов. Как уже было отмечено, еще одним фактором, влияющим на проницаемость ОЗ, является насыщение перового пространства неподвижными флюидами. В природном состоянии количественные характеристики неподвижных фаз контролируются физико-химическими процессами, протекающими в геологическом времени (сотни тысяч лет). Эти значения стабилизировались до значений остаточных (реликтовых) неподвижных насыщенностей и связаны только с геологическими особенностями строения коллекторов. При сооружении скважин и в процессе проведения в скважинах геолого-технологических мероприятий происходят процессы взаимного вытеснения газа фильтратами технологических жидкостей, а при освоении и эксплуатации - наоборот, фильтратов технологических жидкостей газом. Такая специфика приводит к образованию капиллярно-защемленных (неподвижных) фаз, которые отсутствовали в природном состоянии пласта. Обобщение экспериментальных исследований позволяет определять режимы фильтрации и образования защемленных фаз [7, 8]. Первый режим (капиллярный) характеризуется постоянным значением остаточной насыщенности при малых значениях капиллярного числа (рис.1, левая горизонтальная часть кривых). При достижении капиллярным числом критического значения N(с1) гидродинамический напор на крупные глобулы становится больше капиллярных сил, и они начинают дробиться, при этом часть мелких глобул становится подвижной и остаточная (неподвижная) насыщенность уменьшается (капиллярно-напорный режим). При достижении второго критического значения N(с2) вся капиллярно-защемленная фаза вымывается из пористой среды (автомодельный режим).

ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПЛАСТА Закон Дарси плохо описывает фильтрацию при больших скоростях, поэтому для газовой фазы в работе был использован закон Форхгеймера (или двучленный фильтрационный закон):

где р - давление;

[эта] - динамический коэффициент вязкости;

k - фазовая проницаемость для газа;

w - скорость фильтрации;

[ро] - плотность;

[бета] - коэффициент нелинейности (параметр Форхгеймера). Все параметры взяты для газовой фазы.

Используя функцию Лейбензона [9] и уравнение неразрывности, а также выражая скорость фильтрации через массовый расход, уравнение (6) можно привести к виду:

где Q - массовый расход (продуктивность скважины);

h - эффективная толщина пласта;

[ро](атм) плотность газа при атмосферном давлении [ро](атм);

r - расстояние от центра скважины;

r(с) радиус скважины;

r(к) - радиус контура.

Коэффициент нелинейности определяется как функция от фазовой проницаемости [10] через соотношение (8):

где k - фазовая проницаемость для газа;

С(1) и C(2) - коэффициенты, подобранные так, чтобы размерность [бета] была равна [1/м].

Моделирование процессов, ухудшающих фильтрационные свойства ОЗ, в данной работе производилось посредством представления функции фазовой проницаемости в виде (9):

где k(абс)- абсолютная проницаемость;

k(отн) - относительная проницаемость газовой фазы;

S(ог) остаточная газонасыщенность;

SK - конденсатонасыщенность;

S(B) - водонасыщенность;

А(r) функция, моделирующая процесс кольматации;

f(p) - функция, моделирующая влияние сжимаемости породы пласта.

Численное моделирование. Уравнение (7) с краевыми условиями в виде заданных давлений на забое и на контуре в работе решалось методом «пристрелки» [11 ] с использованием схемы Рунге - Купа четвертого порядка. Для оценки точности численного метода были проведены расчеты для случаев, допускающих аналитические решения. При достаточном измельчении шага на сетке точность достигала одной тысячной процента.

Моделирование влияния изменения относительной проницаемости выпадением конденсата. В работе [12] доказано, что эффекты, связанные с отклонением от закона Дарси и изменением относительной проницаемости, оказывают значительное влияние на коэффициент продуктивности газоконденсатных скважин. При фильтрации газа в присутствии защемленных фаз (конденсат, водный фильтрат) капиллярное число можно записать в виде:

где v(r) - внутрипоровая скорость газа;

[эта]г -динамический коэффициент вязкости газа;

[сигма](гк) ([сигма](гв)) - коэффициент поверхностного натяжения на границе «газ - конденсат»

(«газ - вода»).

На рис. 1 представлены зависимости остаточных насыщенностей от N(с), основанные на экспериментальных данных и использованные при моделировании.

В работе использована связь (11) между относительной проницаемостью и насыщенностями газа, конденсата и воды:

Моделирование загрязнения околоскважинной зоны. В процессе бурения твердые частицы вместе с буровым раствором проникают в околоскважинное пространство, ухудшая фильтрационные свойства коллектора и, как следствие, оказывая влияние на индикаторные кривые и коэффициенты гидродинамического сопротивления. В работе влияние процессов засорения моделировалось введением функции радиуса А(r) (1) в формулу для коэффициента фазовой проницаемости газа.

При этом функция А(r) представлялась в виде:

где А(min) - постоянная, лежащая в интервале [0,1 ];

r(с) - радиус скважины;

r(3) - радиус зоны загрязнения;

n - степень. Функции А(r) рассматривались в виде различных степенных зависимостей:

линейной (n = 1,0), квадратичной (n = 2,0), корневой (n = 0,5) и ступенчатой (n - [бесконечность]).



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.