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 | 2 || 4 | 5 |

«60 ЛЕТ АЛЕКСАНДРУ АЛЕКСАНДРОВИЧУ ЕМЕКЕЕВУ Александр Александрович Емекеев родился 3 ноября 1952 г. в семье сельского учителя в Чистопольском районе Татарстана. После ...»

-- [ Страница 3 ] --

1.Математическая постановка задачи. Рассмотрим задачу управления режимами ра боты скважин. Пусть объем нефтяного пласта разбивается на ячейки с номерами i=1,…,Nc, а период времени T, в течение которого осуществляется добыча нефти, разделяется на ин тервалы t n n=1,…,N. Целевой функционал, представляющий количество добытой нефти за время T, имеет вид [1] N f ( n) ( x n, x n 1, u n ), J (1) n где f (n) — целевая функция, равная объему добытой нефти на добывающих скважинах за t n ;

x n — вектор фазовых переменных размерностью 2Nc, компоненты которого время Нефть и газ представляют значения давления и насыщенности одной из фаз в каждой расчетной разно стной ячейке;

u n — вектор управлений (забойных давлений на скважинах) размерностью, равной числу скважин Nw.

Ограничения в виде равенств на фазовые переменные и управления представляют раз ностные уравнения движения фаз (для IMPES-метода) и зависят только от значений x n и и u n, то есть xn F ( n) F ( n) ( x n, x n 1, u n ),n=1,…,N. (2) Значения фазовых переменных в начальный момент времени обозначены соответствен но x0 и u 0. Ограничения в виде неравенств отсутствуют и все управления являются неза un висимыми. Ограничения на эти управления имеют вид umin umax. Целью задачи яв n u ляется определение такого вектора управления (n=1,…,N), при котором max.

J В соответствии с методом Лагранжа функционал J с использованием вектора множи телей Лагранжа (n) (n=1,…,N) и ограничений в виде равенств (2) преобразуется в функ ционал, который определяется следующим образом:

N f ( n) ( n )T F ( n).

n (n ) Здесь знак T вверху означает транспонирование, а вектор множителей Лагранжа определяется из системы сопряженных уравнений:

f (n ) n F (n )T n (n) 0, при n N;

x x f (n ) n f (n n 1) F (n )T n F (n n 1)T (n) ( n 1) 0, при n,1, (3) N 1, x x x x где нижние индексы означают частную производную по соответствующей величине. При этом производная целевого функционала по вектору управления принимает вид f (n ) n F (n )T n n. (4) un F un u u Из (4) легко определяется вектор управления в каждый момент времени [2]:

umax, при un un. (5) umin, при un Решение сформулированной задачи управлениями режимами работы скважин (1)-(5), то n есть определение вектора управления u (n=1,…,N), производится в соответствии с алго ритмом Д0.

1. Задаются начальное значение вектора фазовых переменных x0 и начальное приближе ние для вектора управлений u n (n=1,…,N).

2. Решается «прямая задача» (2).

3. Решается сопряженная задача (3).

4. Рассчитывается градиент функционала (4) и управления u n (n=1,…,N) (5).

5. Если управления не отличаются от значений с предыдущей итерации, то переход к п.2., иначе решение получено.

Рассмотрим теперь задачу назначения типов скважин. Отметим, что эта задача не может Нефть и газ быть решена в рамках алгоритма Д0 в связи с тем, что имеет определенную особенность [2].

Дело в том, что для входящих в выражение для градиента функционала слагаемых выпол 0 и F (n )T n f (n ) n n 0. Причем для нагнетательных няются следующие неравенства: F u u скважин соответствующие компоненты вектора f (n ) равны нулю. Значит и компоненты градиента для этих скважин положительны. Поэтому, согласно алгоритму Д0, скважи un на, находясь в начальный момент нагнетательной, не может изменить свой тип и стать до бывающей в последующие временные шаги. По сути, данный алгоритм позволяет находить оптимальные управления только для тех скважин, которые были заданы добывающими в начальный момент времени.

t1 компоненты градиента функционала При t можно представить в виде g (u1, u1,, u1 1, u1, u1 1,, u1, u1 ) g k (k=1,…,Nw), (6) 2 k kk N 1 N u1 w w k откуда следует, что производная функционала по управлению u1 на k-й скважине зависит k от значений управлений на всех скважинах. В этой связи значение целевого функционала (1) будет зависеть и от варианта задания начальных управлений. Поэтому целью нашей задачи является нахождение такого варианта назначения типов скважин (начальных управ лений), при котором целевой функционал будет иметь максимальное значение. Наиболее точное решение задачи состоит в полном переборе всех возможных вариантов. Однако этот способ может оказаться неприемлемым с точки временных затрат на решение, когда число скважин окажется достаточно большим.

Таким образом, необходимо выработать определенную стратегию направленного выбо ра управлений в начальный момент времени, которая не приводила бы к значительным вре менным затратам. Для этого в настоящей работе предложены следующие алгоритмы, осно ванные на последовательном изменении типов скважин из нагнетательных в добывающие и t1 принимает экстре наоборот, для которых градиент целевого функционала в момент t мальные значения.

Алгоритм Д 0. Полагается kk=1. Множество вариантов назначения скважин пустое U. Множество * значений целевого функционала также пустое J.

1. Множество нагнетательных скважин Ninj состоит из одной скважины с номером k=kk, а множество добывающих скважин N prod образуют остальные Nw-1 скважин. Поэтому соот umax, при mk ветствующий вектор начального управления u 0 задается в виде um umin, при m k для каждого номера скважины m=1,…,Nw.

2. Вектор u 0 включается в множество U : u 0 U. Для всех n=1,…, N задается управле ние u n u 0, при котором решается прямая задача (3) и вычисляется вектор фазовых пере n менных x (n=1,…,N). Рассчитывается целевой функционал J по формуле (1) 3. Решается сопряжённая задача, определяются компоненты градиента целевого функцио нала для всех скважин в первый момент времени (6) g k (k=1,…,Nw).

4. Из множества нагнетательных скважин определяется номер скважины k1, для которой соответствующая компонента градиента целевого функционала g k1 из множества g k (k=1,…,Nw) принимает наименьшее значение. Если g k1 0, то скважина k1 переводится в множество добывающих скважин ( k1 N prod ).

5. Из множества добывающих скважин определяется номер скважины k2 c максимальным значением компоненты градиента целевого функционала g k 2. Если g k 2 0, то эта скважи на переводится во множество нагнетательных скважин k 2 N inj.

Нефть и газ 6. По результатам определения типов скважин в п.4 и п.5 компоненты нового вектора umax, при m N inj управлений u 0 задаются следующим образом: um для каждого umin, при m N prod m=1,…, Nw.

7. Выполняется проверка u 0 на принадлежность к множеству уже рассматриваемых вари антов U, то есть если это управление не встречалось ранее u 0 U, то переходим к п.2, иначе выполняется п.8.

8. Полагается kk=kk+1. Запоминается значение целевого функционала, то есть J J *.

Если kkNw, то переход к п.1. Иначе переход к п.9.

9. Из множества U выбирается такой вариант размещения скважин, для которого J прини мает максимальное значение. Задача решена.

Алгоритм Д2 отличается от алгоритма Д1 лишь заданием начального управления в п.1, u min, при m k а именно: u m.

u max, при m k 2. Результаты. Исследование приведенных выше алгоритмов 1 и 2 производилось на примере моделирования заводнения пласта с шестью скважинами, обозначенными номера ми с 1 по 6. Схематическое представление задачи приведено на рис.1.

Рис.1. Схематическое представление задачи Параметры задачи принимали следующие значения: размеры пласта по горизонтали — 800300м, по вертикали — 1м;

вязкость нефти — 5 сП, вязкость воды — 1 сП;

абсолютная проницаемость породы k=0,1Д;

пористость — 0,2;

начальная нефтенасыщенность равна 1;

зависимости относительных фазовых проницаемостей воды и нефти от водонасыщенности krw=Sw2 и kro=(1-Sw)2;

пластовое давление— 100 атм.;

забойные давления на нагнетательных и добывающих скважинах — 160 и 40 атм. соответственно. Потоки жидкости через границы пласта отсутствуют. Размеры разностных ячеек по горизонтальным осям 2020м, по верти кальной оси — 1м. Шаг по времени t=1сут.

Обратимся к результатам моделирования процесса заводнения на основе изложенных выше алгоритмов. Рассмотрим случай небольшого значения периода заводнения T, в тече ние которого распространение фронта вытеснения несущественно сказывается на обвод ненности добывающих скважин (форсированный режим отбора нефти). В данном случае этот период выбирался равным 1сут.

На рис. 2 представлено распределение суммарного дебита нефти со всех скважин по всем независимым вариантам назначения скважин, полученное полным перебором вариан тов. Под независимым вариантом понимается тот, который невозможно получить из друго го путем преобразования симметрии.

Всего в рассматриваемой задаче имеется 22 независимых варианта.

Нефть и газ Рис. 2. Значения суммарного дебита нефти из всех скважин для различных вариантов расстановки скважин при T =1сут Разброс значений дебита в зависимости от варианта назначения скважин довольно зна чителен (см. рис. 2). Максимальный суммарный дебит превышает минимальный более чем в 3 раза. Поэтому нахождение лучшего варианта назначения скважин может дать сущест венный эффект.

В самом лучшем варианте — №1 скважины расставлены в шахматном порядке. Вариант расстановки скважин галереей (№22) оказался наихудшим из всех.

Сопоставим вычислительную эффективность различных алгоритмов. За эталонный ва риант возьмем тот, который окажется наилучшим при полном переборе вариантов. Пред ставлена диаграмма числа итераций, необходимых для нахождения наилучшего варианта в результате решения на основе данного алгоритма (рис. 3).

Рис. 3. Количество переборов вариантов (слева) и суммарный дебит добываемой нефти (справа) в наилучшем случае для различных алгоритмов при T=1сут Там же приведены соответствующие значения суммарных дебитов нефти. Видно, что алгоритм Д1 правильно находит наилучший вариант расстановки скважин, который совпа дает с вариантом, полученным полным перебором. Алгоритм Д2 в случае малых T показал неудовлетворительный результат. Алгоритм А1 из работы [2] приводит к меньшему числу вычислений, но зато и найденное на его основе значение объема нефти для выбран ного варианта существенно отличается от наилучшего.

Рассмотрим теперь случай большого периода разработки T, за который средняя обвод ненность скважин изменяется существенно, и достигает, например, 80%. В данном случае T=4000сут. Шаг по времени для этого случая t=2сут.

Как следует из изображенных на рис. 4 зависимости коэффициента извлечения нефти для каждого варианта, при T=4000сутсамым благоприятным является вариант №18, в кото Нефть и газ ром скв. 1 и 2 — нагнетательные, а остальные — добывающие. Вариант №22, который был наихудшим при T=1сут, при T=4000сут становится одним из лучших и лишь немного про игрывает лучшему варианту №18. Изменение периода добычи нефти T=1сут на T=4000сутпривело к значительному изменению наилучшего варианта назначения скважин.

Рис. 4. Значения КИН для независимых вариантов расстановки скважин при T=4000 сут Вычислительную эффективность исследуемых алгоритмов можно оценить (рис. 5). На нём приведено число «итераций-расчётов» и расчетный КИН для наилучших вариантов назначения скважин, определенных с применением исследуемых алгоритмов. Видно, что алгоритм Д1 является наиболее эффективным, поскольку он производит меньше вычисле ний, чем алгоритм Д2, но лишь немного уступает ему в точности. Исследования алгоритмов проводились на различных схемах расстановки скважин, в частности, на пятиточечной, девятиточечной и рядной. Положительные результаты получены во всех рассматриваемых случаях. Использование предлагаемых алгоритмов позволило не только значительно сокра тить число расчётов, но и получить варианты назначения типов скважин с более высокими значениями КИН, чем в "классических" вариантах. Преимущество того или иного алгорит ма зависит от конкретных условий расстановки скважин, но в целом любой из них позволя ет получить достаточно благоприятный вариант назначения типов скважин.

Рис. 5. Количество переборов вариантов, необходимых для расчета наилучших вариантов назначения скважин для рассматриваемых алгоритмов (слева). Расчетный КИН для наилучших вариантов назначения скважин (справа), определенных для используемых алгоритмов. T=4000сут Таким образом, в результате выполненного исследования установлена сильная зависи мость объема добываемой нефти от варианта назначения скважин. В свою очередь, вариант назначения скважин существенно зависит от периода добычи нефти.

Определен наиболее эффективный алгоритм определения наилучшего с точки зрения нефтеотдачи варианта назначения типов скважин.

Список литературы 1. Закиров И. С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. – М. – Ижевск: Институт компью терных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. – 356с.

Нефть и газ 2. Халимов Э. М., Леви Б. И., Дзюба В. И., Пономарев С. А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1984. – 271с.

Сведения об авторах Косяков Виталий Петрович, аспирант кафедры механики многофазных систем, Тюменский государственный университет, лаборант Тюменского филиала Института теоретической и прикладной механики им. С. А. Христиа новича СО РАН, e-mail: hammer-rav@mail.ru, тел.: Радионов Сергей Павлович, д.ф-м.н., профессор, гл.научный сотрудник Тюменского филиала Института тео ретической и прикладной механики им. С. А. Христиановича СО РАН, гл.научный сотрудник ЗАО «Конкорд», Москва, e-mail: rodionovsp@bk.ru, тел.: Kosyakov V. P., post graduate student of Department of multiphase systems mechanics, lab assistant of the Tyumen bran chof the Institute of theoretical and applied mechanics named after S.A. Christianovich, SB RAS, e-mail: hammer rav@mail.ru, тел.: Radionov S. P., PhD, professor, chief scientific worker of Tyumen branch of the Institute of theoretical and applied me chanics named after S.A. Christianovich, SB RAS, chief scientific worker of “Concord, LLC.”, phone: _ УДК 532.135.001.

ВЛИЯНИЕ РАДИУСА КОНТУРА ПИТАНИЯ НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕНЬЮТОНОВСКОЙ ЖИДКОСТИ В ПЛОСКОРАДИАЛЬНОЙ МИКРОТРЕЩИНЕ INFLUENCE OF THE EXTERNAL BOUNDARY RADIUS ON MECHANICAL CHARACTERISTICS OF THE NON-NEWTONIAN FLUID MOVING IN PLANE-RADIAL MICROCRACK М. А. Мамедова M. A. Mamedova Азербайджанская государственная нефтяная академия, г.Баку, Азербайджан Ключевые слова: раскрытость микротрещины, направление нагнетания, неньютоновские жидкости, предельное напряжение сдвига Key words: microcrack opening, injection direction, non-Newtonian fluid (liquid), yield shear stress Опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что различные факторы ос ложняют процессы нефтеизвлечения. Оценка степеней влияния этих факторов и разработка мер, безусловно, будет способствовать рациональной разработке залежей нефти. Нефтяные залежи с трещиноватыми породами встречаются в достаточно большем количестве в миро вой добыче нефти, однако, вопросы их разработки изучены все еще недостаточно полно.

Для рациональной разработки таких месторождений необходимо с учетом сведений о процессах, протекающих в трещиноватых коллекторах, устанавливать заметное влияние раскрытости трещин и радиуса контура питания на механические свойства жидкости при движении в плоскорадиальной микротрещине. Однако в настоящее время отсутствует ме тодика учета влияния этих факторов на реологические свойства пластовых жидкостей в технологии разработки трещиноватых пластов. В связи с этим, при разработке продуктив ных пластов с микротрещинными коллекторами большое количество нефти остается неиз влеченным.

Исходя из этого, нами проведены экспериментальные исследования с целью определе ния влияния радиуса контура питания на реологические свойства неньютоновской жидко сти при движении в радиальной микротрещине с различными раскрытостями трещин.

Экспериментальное исследование проведено на установке, позволяющей создать ради альные щели различной раскрытости.

Конструкция щелевой модели, представленная на рис.1, имитирует плоскорадиальное движение жидкости в недеформируемой среде.

Модель имеет следующие конструктивные особенности. Кровлей и подошвой щели яв ляются плиты 6 и 2, зажатые между фланцами 1 и 7. Под действием перепада давления, исследуемая жидкость через штуцер 4 поступает во втулку 5, герметизируемую резиновыми уплотнениями 3 кольцевую полость, затем в щель между плитами и далее в систему для замера протекающего объемного количества жидкости и штуцер 8.

С целью обеспечения недеформируемости щели плиты изготовлены из стали 40Х, име ют после термообработки ТВЧ поверхностную твердость 40–50 единиц по Реквеллу. Внут ренняя поверхность плит обработана и отшлифована с точностью, соответствующей классу.

Между плитами с целью получения щели заданной раскрытости были расположены не смачиваемые прокладки размерами 5х7 под углом 1200. Толщина прокладки выбиралась в зависимости от величины требуемой раскрытости щели.

Нефть и газ Рис.1. Модель плоскорадиальной щели Для контроля распределения движения вдоль радиуса верхней плиты проделали по два отверстия под углом 1200. Радиусы окружностей, на которых расположены отверстия, рав няются 34 и 57 мм. Кроме того, вблизи этих отверстий на расстояниях 43 мм от центра тре щины расположено еще по одному отверстию.

В качестве исследуемой жидкости использовалась, высокосмолистая неньютоновская нефть с содержанием 72% смолы (НГДУ «Ширваннефть» Азербайджанской государствен ной нефтяной компании).

Экспериментальные исследования проводились в двух сериях. В первой серии модели ровалось движение жидкости от скважины по направлению к контуру (при закачке), а во второй от контура к скважине (при добыче). В обеих сериях эксперименты проводились в стационарном режиме движения жидкости.

Изучено влияние изменения расстояния от скважины на процесс движения жидкости в щелях при первой и второй серии опытов. В процессе опытов снимались индикаторные линии всех отверстий при первой и во второй серии опытов.

На основе экспериментальных данных построены кривые зависимостей Q от Р1, Р4, Р2 и Р3 по данным первой и во второй серии опытов при температуре 3030 К. Отметим, что Р1, Р4, Р2 и Р3 соответственно давления в центре, на контуре, во втором и в третьем от верстиях верхней плиты щелевой модели.

Результаты опытов в дальнейшем обрабатывались в координатах., где сред ний градиент скорости;

касательное напряжение сдвига.

На рис 2. представлены зависимости касательного напряжения сдвига от среднего градиента скорости, полученные в первой и второй сериях опытов, при значениях раскры тости щели 240 мкм.

Кривые 1, 4, 2 и 3 соответственно определенные зависимости в центре, на контуре во второй и в третьем отверстиях верхней плиты щелевой модели. Так же кривые 2, 3 соответ ствуют первой, а 2', 3' второй сериям опытов при температуре 3030 К.

Нефть и газ Рис. 2. Зависимости от при движении неньютоновской жидкости в микротрещине с h=240 мкм Механические свойства жидкости в зависимости от R заметно изменяются (см. рис. 2), где графические линии, полученные при первой (кривые 2, 3 и 4) и во второй (кривые 1,2' и 3') серии опытов, существенно отличаются друг от друга при всех значениях скоростей сдвига. Несоответствие объясняется влиянием инерционных сил, которые возникают в ре зультате изменения величины скорости жидкости в радиальном направлении и в направле нии скорости жидкости при нагнетании и отборе [3].

На основе графика уравнения кривых зависимости =(), оценены предельное напря жение сдвига оh и структурной вязкости µh. На рис. 3 и 4, соответственно, представлены зависимости предельного напряжения сдвига и структурной вязкости от величины R.

Рис. 3. Зависимость 0h от R при движении неньютоновской жидкости в микротрещине:

кривые 1 соответствуют первой, а кривые1' второй серии опытов при Т=303 K Отличие значений оh и µh, определенных в первой и второй сериях опытов, объясняет ся возникновением местных сопротивлений и характером потока при нагнетании и отборе.

На основе результатов экспериментальных исследований можно придти к выводу, что при разработке месторождений с трещинными коллекторами большой запас нефти может ос таться в неподвижном состоянии, если не учесть особенности движения их в тонких щелях.

В конечном итоге значительный запас нефти остается не извлеченным в пласте.

Нефть и газ Рис. 4. Зависимость µh от R неньютоновской жидкости в микротрещине:

кривые 1 соответствуют первой, а кривые1' второй серии опытов при Т=303 K В ходе экспериментального исследования так же сделано обобщение результатов иссле дований плоскорадиального движения неньютоновской жидкости в плоскорадиальных ще лях.

На рис. 5 и 6 представлены результаты изменения безразмерных величин 0h/’0h и µh/µ’h в зависимости от отношения R/Rk. Все точки зависимости в обеих серях опыта укладывают ся на одну прямую (см. рис. 6).

Отметим, что 0h и µh соответственно предельное напряжение сдвига и структурная вязкость определенные из различных отверстий верхней плиты щели, а ’0h и µ’h предель ное напряжение сдвига и структурная вязкость определенные в контре и в центре соответ ственно при первой и во второй серии опытов.

Рис. 5. Зависимость 0h/’0h от R/Rk при движении неньютоновской жидкости в микротрещине: кривые 1 соответствуют первой, а кривые1' второй серии опытов при Т=303K Рис. 6. Зависимость µh/µ’h от R/Rk при движении неньютоновской жидкости в микротрещине при Т=303 K Нефть и газ Выводы Проявляется правильный выбор параметров и направления нагнетания, характери зующие эффективность процесса при заводнении неньютоновских жидкостей чисто трещи новатых пластов;

при заводнении трещиноватых коллекторов неньютоновской жидкостью в зависи мости от расстояния и от контура питания механические свойства пластовых жидкостей изменяются в широких пределах;

появляется возможность косвенно судить о состоянии призабойной зоны скважины, что имеет большое значение для повышения успешности проведения различных методов воздействия на пласт.

Список литературы 1. Мамедова М. А. Экспериментальное исследование движения неньютоновских жидкостей в плоскорадиальной микротрещине. // М.: Научное обозрение. -2010. - №5. - С. 51-58.

2. Гурбанов Р. С., Мамедова М. А. Теоретико-экспериментальный метод изучения движения жидкостей в тонких микротрещинах // Известия вузов. Нефть и газ. - 1992. - № 7. - С. 41-45.

3. Гурбанов Р. С., Абдинов Э. Т., Агаева С. Е. Индикаторные кривые при плоскорадиальной фильтрации несжи маемой вязкой жидкости.// Докл. АН Азерб. ССР, 1981. - Том. ХХХV11-№10. - С. 46-50.

Сведения об авторе Мамедова Малейка Агамоглан, к.т.н., доцент, Азербайджанская государственная нефтяная академия, Баку, Азербайджан, тел.: + Mamedova M. A., Candidate of Technical Sciences, associate professor of Azerbaijan State Petroleum Academy, phone:

+ _ УДК 658.012.011.56. СПОСОБ КОРРЕКТИРОВКИ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ С5+в ПРИ СОЗДАНИИ МОДЕЛЕЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ METHOD OF CORRECTION OF MOLECULAR MASS OF C5+В GROUP AT CREATION OF FLUID MODELS OF GAS CONDENSATE SYSTEMS Д. Г. Фатеев, А. Г. Козубовский, А. Д. Ефимов D. G. Fateev, A. G. Kozubovsky, A. D. Ephimov ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «КогалымНИПИнефть»

Ключевые слова: молекулярный вес, ИТК-дистилляция, флюидальная модель, давление начала конденсации Key words: molecular weight, ITC-distillation, fluidal model, initial condensation pressure Создание адекватной флюидальной модели углеводородной газожидкостной компози ции требует точных сведений о концентрациях и физико-химических свойствах каждого составляющего ее компонента. При этом характеристики чистых компонентов с углеводо родным числом до С5 задаются по умолчанию. Для представления свойств углеводородов группы С5+В – С7+В используют процедуры описания либо всей группы в целом, либо от дельных фракций, на которые разбивается группа в зависимости от используемого вида композиционного анализа. Параметры, которые необходимо при этом идентифицировать – это мольные концентрации, молекулярные массы и плотности групп (фракций).

Основным источником информации о свойствах групп (фракций) является лаборатор ный эксперимент: различные модификации газохроматографического анализа или ИТК дистилляция.

Точность создаваемой модели напрямую зависит от кондиционности оценок вышеобо значенных характеристик, которые могут проявлять себя индивидуально и в совокупности.

Пример индивидуального влияния приводится в [1], где указывается, что поправка объем ной концентрации в смеси углеводородов группы С6+ всего лишь на 0,01% может существенно определять корректность последующих расчетов фазового равновесия.

Там же говорится о том, что ошибка в определении молекулярной массы тяжелых фракций Нефть и газ на 5–10% может обусловить ошибку в предсказании величины давления точки росы более чем на 700 psi (4,8 МПа).

Значения плотности и молекулярной массы углеводородов группы С5+В – С7+В оказыва ют непосредственное влияние на точность определения критических свойств фракций, ко торая, в свою очередь, отражается на расчете фазового поведения всей смеси в целом.

Из перечисленных параметров молекулярная масса, в плане значимости при формиро вании адекватного результата вычислений, несет дополнительную нагрузку. Дело в том, что процедура композиционного анализа позволяет получить содержание в пластовом газе групп (фракций) в виде весовых концентраций. Поскольку при дальнейших вычислениях их молекулярная масса используется для конверсии состава из массового процента в мольный, то очевидно, что погрешность в определении молекулярного веса групп (фракций) перено сится на погрешность мольного содержания всех компонентов смеси.

В силу того, что применение традиционных экспериментальных методов оценки моле кулярного веса тяжелых фракций допускает погрешность в 5-10%, исполнителю расчетов часто приходится прибегать к ее корректировке. Суть ее заключается в изменении молеку лярного веса всей группы углеводородов С5+В – С7+В (или какого-то количества выделенных в ней фракций) на определенную величину [2]. В качестве параметра настройки для газо конденсатных смесей используют величину давления начала конденсации. Поскольку ка кие-либо конкретные рекомендации на этот счет в соответствующей литературе отсутству ют, процесс корректировки носит итерационный характер, а количество итераций зависит от уровня и квалификации исполнителя.

Для сокращения времени расчетов авторы данной статьи разработали способ, позво ляющий сократить количество итераций до минимума, а именно до двух.

На первом этапе формировалась так называемая «обучающая» выборка, представляю щая собой совокупность промысловых и лабораторных данных по определению состава пластового газа, пластовых потерь насыщенного конденсата, свойств дебутанизированного конденсата (ДБК), в том числе в виде разгонки по истинным температурам кипения (ИТК) и т. д. В выборку включили данные по 15 объектам испытания поисково-разведочных сква жин, пробуренных в Ямальской и Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносных областях.

Далее, используя имеющуюся исходную информацию, с привлечением уравнения со стояния Пенга-Робинсона производился расчет текущего фазового состава смеси с оценкой 0 давления начала конденсации ( Pнк ). Полученное значение ( Pнк ) сопоставлялось с факти ф ческим значением давления начала конденсации ( Pнк ), определенным в лаборатории.

0 ф 0 ф 0 ф Если Pнк не равно Pнк, то возможны два варианта: Pнк Рнк, и Pнк Рнк.

0 ф 1. Рассмотрим первый случай. Если в результате сопоставления Pнк было меньше Pнк, выполнялся повторный расчет, но при этом начальная молекулярная масса ДБК ( М 0 ) уве личивалась из-за изменения молекулярного веса (n) последних фракций в общей совокуп ности фракций разгонки ИТК (N). Увеличение молекулярного веса (n) фракций производи р лось на одинаковый процент. Расчеты производились до тех пор, пока величина Pнк не становилась равной фактическому значению давления начала конденсации. По каждому р скважинному объекту определения Pнк реализовывались при нескольких фиксированных значениях n и %.

ф р Установлено, что изменение разницы между величинами Pнк и Pнк (dP) описывается линейным уравнением вида ф р ф Pнк, (1) dP Pнк Pнк A dM Pнк где dM M 0, М - значение молекулярной массы ДБК после корректировки.

M 0 ф Обозначив через Z Pнк Рнк, преобразуем уравнение (1) к виду ф Pнк 1 Z. (2) dP A dM Нефть и газ Коэффициент А имеет сложную структуру и может быть определен из соотношения:

n a2 * N, (3) A a1 e где n — количество фракций разгонки ИТК с измененной молекулярной массой;

N — общее количество фракций в разгонке ИТК;

а1 и а2 — коэффициенты, зависящие от параметра Z и от глубины залегания объекта опробования, h (в расчетах использовались значения абсо лютных отметок середины интервала перфорации).

В общем случае коэффициенты а1 и а2 могут быть выражены уравнениями вида a11 ( Z h) a1 a12 Z h a13, (4) a2 a 21 ( Z h) a 22 Z h a 23.

Анализ коэффициентов а11, а12, а13, а21, а22 и а23 потребовал дополнительных исследова ний, которые позволили установить, что их значения зависят от стратиграфической приуро ченности объектов опробования, что обусловлено изменением свойств газоконденсатных систем по глубине напластования залежей. По используемому исходному информационно му массиву данных о характеристиках природных газожидкостных композиций для вариан 0 ф та Pнк Рнк удалось выявить два диапазона глубин, в которых указанные коэффициенты принимают свои, присущие только этим глубинам значения:

h = 2983-3300 (м), h = 3490-3633 (м).

Между параметром (dM) и значением процента (pct), на величину которого увеличива ется молекулярный вес выбранного количества фракции (n), выявлена линейная взаимо связь:

dM B pct, (5) где B — коэффициент, зависящий от исходного общего молекулярного веса ДБК ( M 0 ), количества фракций с измененным молекулярным весом (n), общего молекулярного веса этих фракций ( M фр ) и от величины h, которая определяется стратиграфической приуро ченностью объекта опробования, как и в уравнении (4).

Используя методы многофакторного регрессионного анализа, мы получили уравнение, связывающее коэффициент В с обозначенными параметрами:

M0 n M0 n B M0 b1 b2 b3. (6) M фр N M фр N Условия в точке, соответствующей давлению начала конденсации:

M M нк, dM нк M нк M0, (7) р ф Pнк Pнк, р ф ф ф dPнк Pнк Pнк Pнк Pнк 0.

Согласно данному условию с учетом 3, 4 и 5 уравнение 2 можно представить в виде n a11 ( Z h) 2 a 21 ( Z h) a12 Z h a13 exp a 22 Z h a N (8) M0 n M0 n ф pct M 0 b1 b2 b3 Pнк 1Z 0.

M фр N M фр N Решив его относительно (pct), получим значение процента, на который необходимо увеличить массу n фракций:

Нефть и газ Pф 1 Z нк pct нк n a (Z h)2 a Z h a exp a21 (Z h)2 a22 Z h a 11 12 N Mn Mn 0 Mb b b.

01 2 MN Mфрr N фр (9) С использованием выражения (9) произведены соответствующие расчеты по оценке давления начала конденсации по всем объектам опробования из «обучающей» выборки. С целью нахождения оптимальных величин исходных параметров, вычисления выполнялись во всем возможном диапазоне их изменения. Результаты, в виде взаимосвязи относительной погрешности определения давления начала конденсации (dP, %) и комплекса n/N, представ лены на рисунке, откуда видно, что при малых (до 0,2) и высоких (более 0,8) значениях n/N наблюдается противоречие между условием (7) и количественными определениями давле ния начала конденсации. Данное обстоятельство объясняется следующим образом. Очевид но, что при числовых значениях n/N менее 0,2 концентрации тяжелых фракций в общем их объеме незначительны. В результате процедура выполнения условия (7) через (9) «присваи вает» им нереальную, существенно завышенную молекулярную массу. Такое противоречие между математической обоснованностью (7) и физической сутью явления обуславливает значительную погрешность в расчетах. По мере увеличения n / N 0,2 данное различие в оценках давления фазового перехода нивелируется (рисунок), величиной погрешности ± %. С другой стороны, при значениях n/N 0,8 происходит чрезмерное увеличение молеку лярного веса всей совокупности фракций углеводородов группы С5+В – С7+В, что приводит к началу процесса трансформации газоконденсатной системы в нефтяную, и как следствие, уменьшению давления фазового перехода и увеличению погрешности вычислений (см.рисунок).

|dP|,% 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 n/N Рисунок. Изменение относительной погрешности оценки давления начала конденсации (dP) в зависимости от величины отношения (n/N) 2. В случае, когда исходная величина давления начала конденсации ( Pнк ) при M M выше величины фактического давления начала конденсации системы, необходимо умень шить значение молекулярного веса. Снижение молекулярной массы группы С5+, в отличие от вышеприведенного случая, должно происходить из-за снижения молекулярного веса каждой фракции. При снижении общего молекулярного веса данное условие исключает возникновение случаев, когда более тяжелая фракция в ходе пересчета будет иметь значе ние молекулярного веса ниже, чем более легкая.

Анализ результатов расчета давления начала конденсации флюидов при снижении об щего молекулярного веса С5+ позволил выявить следующую зависимость:

Нефть и газ ф ф Pнк Pнк dP* exp m М 0 M, (10) р Pнк Pnk р где Pнк — значение давления начала конденсации при молекулярном весе, равном M ;

0 ф Pnk — значение исходного давления начала конденсации при M M 0 ;

Pнк — давление начала конденсации, определенное при лабораторном эксперименте;

m — коэффициент уравнения.

С учетом выражения (2) уравнение (16) равно ф Pнк dP* exp m M 0 M. (11) р Z Pнк В корректировке молекулярного веса С5+ участвуют все фракции, то есть n N, отсюда * M 0 M pct M 0, где pct — процент (доля), на который будет сни следует, что dM жена молекулярная масса С5+. Тогда (11) можно преобразовать в следующее выражение:

ф Pнк dP* exp m pct M 0. (12) р Pнк Z Условие, при котором расчетное давление в ходе снижения молекулярного веса фрак р ф ций достигнет фактического давления начала конденсации, то есть Pнк Pнк, выглядит следующим образом:

exp m pct M 0 1. (13) Z Отсюда процент, на который необходимо снизить величину общего молекулярного веса фракций для достижения фактического значения давления начала конденсации смеси, равен ln Z 100. (14) pct нк m M Для проверки разработанного способа сформирована «экзаменационная» выборка, со стоящая из 10 объектов испытания поисково-разведочных скважин той же нефтегазоносной территориальной приуроченности, что и в «обучающей» выборке. В таблице представлены результаты вычислений, откуда видно, что после двух итераций предлагаемый способ с достаточной степенью точности позволяет за счет корректировки молекулярной массы оце нить давление начала конденсации с погрешностью в среднем ±0,6 %.

Свойства ДБК и результаты расчета давления начала конденсации пластовой смеси Молекулярный вес ДБК Плотность ДБК Давление конденсации (г/см3) (г/моль) (МПа) Объект Расчет Факт, Расчет Pнк, Факт (М0) M (%) Факт Расчет (%) (Рфнк) (Ррнк) (М) (%) 132,0 135,1 2,34 0,7914 0,7947 0,41 38,72 38,66 0, 151,8 156,7 3,20 0,8141 0,8201 0,74 53,41 53,33 0, 141,4 151,7 7,30 0,8110 0,8213 1,26 47,63 47,86 0, 139,7 151,1 8,17 0,8131 0,8243 1,38 46,06 46,06 0, 114,7 117,1 2,14 0,7761 0,7793 0,42 31,46 31,51 0, 110,9 116,9 5,38 0,7599 0,7677 1,03 29,71 30,07 1, 111,9 114,5 2,30 0,7563 0,7597 0,46 28,00 27,64 1, 114,0 116,3 2,05 0,7678 0,7765 1,14 29,83 30,05 0, 130,0 132,4 1,85 0,7758 0,7805 0,61 42,14 41,89 0, 127,0 128,7 1,31 0,7872 0,7906 0,43 36,59 36,17 1, Нефть и газ Таким образом, разработанный способ корректировки молекулярной массы углеводоро дов группы С5+В – С7+В существенно сокращает время вычислений, сохраняя приемлемый уровень точности.

По описываемой схеме так же проведены расчеты с использованием уравнения состоя ния Соаве-Редлиха-Квонга. Получены сопоставимые результаты с той лишь разницей, что коэффициенты в регрессионных уравнениях имели иные значения.

Способ опробован только для конкретных горно-геологических условий. Использование данного подхода для других нефтегазоносных областей требует дополнительных исследо ваний.

Список литературы 1. Hamoodi A. N., Abed A. F., Firoozabadi A. Compositional Modeling of Two-Phase Hydrocarbon Reservoirs. Рaper SPE 36244 presented at 7th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 13-16 October 1996, Abu Dhabi, United Arab Emirates.

2. Pedersen K. S., Christensen P. L. Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. CRC Press Taylor&Francis Group, 2007.

Сведения об авторах Фатеев Дмитрий Георгиевич, заведующий сектором анализа разработки ачимовских залежей ООО «Тюмен НИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: 8(3452)286483, e-mail: fateev@tngg.info Козубовский Александр Геннадьевич, главный специалист Управления гидродинамических и петрофизических исследований Центра промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин ООО «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, тел.: 8(3452)792214, e-mail: KozubovskiiAG@tmn.lukoil.com Ефимов Александр Дмитриевич, начальник отдела гидродинамических исследований скважин Управления гид родинамических и петрофизических исследований Центра промысловой геофизики и гидродинамических исследований скважин ООО «КогалымНИПИнефть», г. Тюмень, тел.: 8(3452)792214, e-mail: KozubovskiiAG@tmn.lukoil.com Fateev D. G., head of Department of analysis of Achimov deposits development, «TyumenNIIgiprogas», LLC, phone:

(3452)286483, e-mail: fateev@tngg.info Kozubovsky A. G., chief specialist of Administration of hydrodynamic and petrophysical studies of the Center of devel opment geophysics and well surveying, «KogalymNIPIneft», LLC., phone: 8(3452)792214, e-mail: Kozubovs kiiAG@tmn.lukoil.com Ephimov A. D., head of Department of well surveying of Administration of hydrodynamic and petrophysical studies of the Center of development geophysics and well surveying, «KogalymNIPIneft», LLC., phone: 8(3452)792214, e-mail: Kozu bovskiiAG@tmn.lukoil.com УДК 622.276. ПРИМЕНЕНИЕ СО2-СОДЕРЖАЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ APPLICATION OF CO2-CONTAINING COMPOSITIONS FOR ENHANCED OIL RECOVERY А. О. Солодовников, О. В. Андреев A. O. Solodovnikov, O. V. Andreev Тюменский государственный университет, г. Тюмень Ключевые слова: СО2-содержащие составы, воздействие на пласт, фильтрация, повышение нефтеотдачи, остаточная нефтенасыщенность Key words: CO2-containing compositions, formation stimulation, filtration, enhanced oil recovery, residual oil saturation К эффективным технологиям разработки низкопродуктивных пластов относятся газовые методы воздействия на пласт, при применении которых повышается коэффициент вытесне ния нефти водой, снижаются потери давления в области ближней от скважины зоны пласта.

Методы позволяют перевести трудноизвлекаемые запасы углеводородов в категорию сред не-, а иногда и высокопродуктивных по объемам добычи нефти [1].

Разработка углеводородных запасов высоковыработанных полимиктовых пластов, ха рактеризующихся низкими дебитами скважин, определяет необходимость подбора методов увеличения притока нефти. В качестве наиболее эффективных вытесняющих агентов выступают двуокись углерода, которую закачивают в пласт в виде сжиженного углекислого газа (СО2 до 99,8% об.), карбонизированная вода (до 8% об.) и отработанные газы горения тепловых установок (11–13% об.) [2].

Нефть и газ Выделяют следующие эффекты, объясняющие причины повышения нефтеотдачи в про цессе закачки СО2 в пласт:

эффект смешивающегося вытеснения при применении сжиженного диоксида угле рода. По мере продвижения оторочки СО2 в пласте при высоком давлении и температуре формируется зона смешивающегося вытеснения из-за перехода остаточной нефти в состав двуокиси углерода, что сопровождается экстрагированием из нефти легких и тяжелых ее компонентов;

объемный эффект, который заключается в увеличении объема нефти при растворе нии в ней двуокиси углерода, что обеспечивает более эффективное вытеснение нефти из пород-коллекторов;

комплексный эффект, связанный с изменением соотношения подвижностей закачи ваемого и вытесняемого агентов при растворении в них двуокиси углерода.

Результаты воздействия СО2 на пластовую систему неоднозначны. При внедрении тех нологии закачки СО2 на объектах с различными геолого-техническими характеристиками зафиксировано проявление побочных, зачастую отрицательных эффектов [3]. Проявляю щееся снижение фильтрационных характеристик пласта связывается с возможностью выпа дения осадков, образованием гидратов.

Неоднозначность результатов воздействия СО2 на пластовую систему определяет необ ходимость лабораторных исследований воздействия СО2 на керновую модель полимикто вых пластов.

Цель работы — оценка эффективности воздействия СО2-содержащих составов (угле кислый газ, полиакриламид + углекислый газ, модель дымового газа, карбонизированная вода) на керновую модель пласта для повышения нефтеотдачи.

Лабораторные испытания проводились в условиях, приближенных к пластовым: при температурах 82 и 61°С и давлении 10 МПа. Объектами исследований являлись составные колонки из цилиндрических образцов керна полимиктовых пластов. Расход закачки флюида – от 1,5 до 2,4 см3/ч. В качестве тестовых СО2-содержащих составов для проведения фильт рационных опытов использованы сжиженная двуокись углерода (99,6 % об.), модель дымо вого газа (в % об.: СО2 = 20, N2 = 80) и карбонизированная вода (6,3 % об.). Эксперимент заключался в моделировании процесса заводнения продуктивных горизонтов и прокачки оторочек составов двуокиси углерода при одиночном воздействии и в комбинации с линей ным гелем полиакриламидом (ПАА) через модели пластов.

Фильтрационные испытания проводились на многопрофильной модульной системе, предназначенной для проведения экспериментальных исследований по определению коэф фициентов фазовой проницаемости породы пласта для нефти, воды или газа в условиях трехфазного потока при нестационарном режиме фильтрации, а также ее остаточной нефте насыщенности при вытеснении нефти водой или газом до этапа прокачки оторочек составов химических реагентов [4].

Двуокись углерода в зависимости от термобарических условий может существовать в различных агрегатных состояниях, которые отражает фазовая диаграмма (рис.1).

Давление, МПа Кривая плавления Твердая область фаза пластовых Жидкая условий 10 Точка сублимации фаза (Р=0,1 МПа;

t=-78,5оС) Критическая точка Кривая испарения 0,1 (Ркр=7,38 МПа;

t кр=31,2оС) Тройная точка 0, 2 (Р=0,51 МПа;

t=-56,6оС) Газовая 0, 1 Кривая сублимации фаза 0, -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 Температура, оC Рис. 1. Диаграмма фазового состояния диоксида углерода [5] Нефть и газ В области закритических температур (выше 31,2 оС) плотность углекислого газа при давлении 10-20 МПа близка к плотности нефти, а при давлении выше 20–25 МПа прибли жается к плотности воды. В пластовых условиях (температура 60–100 оС, давление 10–30 МПа) двуокись углерода находится в закритическом состоянии, по характеру изме нения вязкости и плотности проявляет свойства жидкости (плотный газ) (см. рис.1, табл.1).

Таблица Плотность () и вязкость () двуокиси углерода при различных давлениях (P) и температурах (t) [5] t, оC P, МПа 60 80, кг/м3, кг/м3, кг/м, мПа·с, мПа·с, мПа·с 10 285,8 0,0252 219,1 0,0234 186,9 0, 20 719,4 0,0626 590,0 0,0476 476,4 0, 25 781,5 0,0727 681,3 0,0583 584,1 0, 30 824,0 0,0807 739,6 0,0667 656,4 0, По результатам исследований (табл. 2) установлено, что фильтрация двуокиси углерода в зависимости от порового объема ее прокачки через составные колонки из образцов керна в опытах №1–2 (рис. 2) приводит к дополнительному увеличению коэффициента вытесне ния нефти от 17 до 19% при снижении остаточной нефтенасыщенности коллектора породы в среднем на 20%.

Таблица Результаты определения остаточной нефтенасыщенности моделей полимиктовых пластов при вытеснении нефти водой и довытеснения остаточной нефти СО2-содержащими составами (сепарационный метод), % Начальная нефтенасыщенность, % Коэффициент вытеснения Коэффициент вытеснения Прирост вытеснения нефти после вытесняющего агента, % щенность модели пласта Остаточная нефтенасы прокачки оторочек химических нефти после прокачки (ретортный метод), % нефтенасыщенности нефти водой, % модели пласта Вытесняющий агент Остаточная Номер опыта реагентов, % До прокачки После прокачки вытесняющего вытесняющего агента агента 1 СО2 63 30 53 70 19 2 СО2 66 34 48 67 21 3 СО2 64 29 55 77 14 4 СО2 65 30 54 66 22 Гель ПАА 5 68 34 50 66 23 (СПАА =0,1%) + СО Гель ПАА 6 67 32 53 70 20 (СПАА =0,1%) + СО Карбонизированная 7 вода 64 32 49 61 25 (ССО2 = 6,3% об.) Дымовой газ 8 (ССО2 = 20% об., 56 31 45 52 27 СNО2 = 80% об.) Нефть и газ водой нефти GradP, атм/м воды Оторочка CO нефти оторочки пластовой Вытеснение Фильтрация М одель 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17, V зак /V пор (V пор = 28.91 см 3 ) Градиент давления по длине модели пласта Рис. 2. Опыт №1. Изменение градиента давления на торцевых концах модели полимиктового пласта при фильтрации модельной нефти, модели пластовой воды и оторочки двуокиси углерода Прямая фильтрация — насыщение модели пласта нефтью;

обратная: вытеснение нефти моделью пластовой воды, фильтрация оторочки двуокиси углерода, фильтрация модели пластовой воды.

В опытах №3–4 на составных колонках достигнут еще больший прирост извлечения нефти, который в результате прокачки различной по объему сплошной оторочки плотного углекислого газа составил от 12 до 22%, что обеспечило снижение насыщенности породы пласта для нефти от 22 до 14%, соответственно. Повышение коэффициента извлечения нефти из составных колонок керна можно объяснить объемным эффектом, который про порционален изменению относительного объема растворенного СО2 в нефти и проявляется при большой кратности объемов фильтруемой двуокиси углерода. По мере увеличения объ ема двуокиси углерода в нефти происходит ее уплотнение, которое объясняется уменьше нием суммарного объема составляющих смеси (нефти и СО2) при их взаимном растворении.

Увеличение плотности смеси способствует более равномерному вытеснению нефти вслед ствие уменьшения отрицательного воздействия гравитационного разделения нефти и воды.

Однотипный вид кривой градиента давления при фильтрации двуокиси углерода через модели пластов свидетельствует о том, что в начальный период контакта углекислого газа с нефтью эффекта смешения фаз не наблюдается. Фиксируется повышение градиента давле ний на торцах образцов (см. рис. 2;

рис. 3). Формирование зоны смешивающегося вытесне ния начинает происходить только в процессе нагнетания более 0,1–0,2 объемов пор диокси да углерода из-за экстрагирования из нефти ее отдельных компонентов с последующим продвижением вала нефти (снижение градиента) и его выносом при прорыве фронта вытес нения из модели пласта. В связи с этим полученное в опытах снижение остаточной нефте насыщенности керновых колонок после прокачки оторочек жидкой углекислоты является почти недостижимым при применении базовых составов физико-химических методов воз действия на пласт.

Высокие показатели прироста дополнительно вытесненной нефти получены после по следовательной фильтрации через модели пластов оторочек линейного геля ПАА (СПАА = 0,1 % мас.) и двуокиси углерода. Основная задача при моделировании комбинированного воздействия на пласт — максимально возможное извлечение остаточной нефти из-за вре менной кольматации наиболее проницаемых участков горной породы раствором полимера.

При последующей фильтрации углекислого газа происходит перераспределение потоков в ранее не охваченные воздействием зоны моделей пластов. В опытах №5–6 (см рис. 3) не выявлено большего снижения остаточной нефтенасыщенности составных колонок, чем от одиночной прокачки двуокиси углерода. Экспериментально определенное снижение насы щенности породы-коллектора для нефти в результате поочередной фильтрации оторочек реагентов составило от 23 до 20% соответственно.

Нефть и газ Оторочка воды Фильтрация оторочки воды Оторочка геля ПАА 0, Оторочка двуокиси углерода GradP, атм/м Вытеснение нефти водой Модель пластовой нефти 0,0 1,6 3,2 4,0 4,4 4,8 5,2 5,6 6,0 6,3 6,7 7,1 7,5 7,9 8,3 8,9 10,5 12,1 12, Vзак/Vпор (Vпор= 38.03 см 3) Градиент давления по длине модели пласта Рис. 3. Опыт № 5. Изменение градиента давления на торцевых концах модели полимиктового пласта при фильтрации модельной нефти, модели пластовой воды, оторочек геля ПАА (СПАА =0,1%) и двуокиси углерода Наиболее вероятным объяснением полученной сопоставимости результатов исследова ний между фильтрацией оторочек СО2 в чистом виде и в комбинации с полимером может выступать линейный характер структуры однородного порового пространства моделей пла стов, скомпонованных из образцов керна с близкими фильтрационно-емкостными и литоло гическими параметрами. Исходя из поведения кривой перепада давления на торцах состав ных колонок, прокаченная вслед за полиакриламидным гелем оторочка двуокиси углерода приводит к устранению фильтрационных сопротивлений, вызванных закупоркой поровых каналов раствором полимера повышенной вязкости, что обеспечивает восстановление флюидопроводимости моделей пласта. При этом целесообразность применения на промы словых объектах линейного геля ПАА или других вязких композиций при закачке оторочек углекислоты в пласт не вызывает сомнений, так как позволяет более полно охватывать его интервалы воздействием.

Относительно меньшее снижение остаточной нефтенасыщенности коллектора породы получено при апробировании карбонизированной воды и модели дымового газа.


В результате фильтрации оторочки воды, содержащей в своем составе растворенную двуокись углерода с концентрацией 6% об., прирост вытеснения нефти на модели пласта в опыте №7 (рис. 4) составил 12% при снижении ее остаточной нефтенасыщенности до 25%.

Процесс прокачки карбонизированной воды через пустотное пространство породы пласта протекает по механизму двухфазной фильтрации (нефть–вода), СО2 растворен в обеих фа зах, но в большей мере присутствует в воде, чем в нефти. Одним из основных эффектов, влияющих на полноту извлечения нефти из модели пласта, следует считать повышение коэффициента ее охвата из-за изменения соотношения подвижностей закачиваемого и вы тесняемого агентов.

В случае испытания модели дымового газа в опыте №8 выявлен самый низкий показа тель извлечения нефти. Наблюдается снижение остаточной нефтенасыщенности модели пласта до 27% при приросте коэффициента вытеснения 7%. Несмотря на высокое содержа ние СО2 в газовой смеси (20% об.), полученное довытеснение остаточной нефти, уступает другим составам. Данный факт свидетельствует о протекании поршневого (не смешиваю щегося) вытеснения нефти инертным газом, так как в отличие от двуокиси углерода раство римость азота в нефти начинает проявляться при давлении выше 30–35 МПа и почти не зависит от температуры залегания объекта разработки.

Нефть и газ GradP, атм/м Оторочка карбонизированной воды Модель пластовой нефти Вытеснение нефти водой Фильтрация оторочки воды 0,0 1,1 2,3 3,4 4,5 5,6 6,8 7,9 9,0 10,2 11,3 12,4 13,6 14,7 15,8 16,9 18,1 19, Vзак/Vпор (Vпор= 26.55 см3) Градиент давления по длине модели пласта Рис. 4. Опыт № 7. Изменение градиента давления на торцевых концах модели полимиктового пласта при фильтрации модельной нефти, модели пластовой воды и оторочки карбонизированной воды (СCO2=6,3% об.) Выводы Наибольшая эффективность при газовом воздействии на пласт ожидается от примене ния сжиженной двуокиси углерода (жидкой углекислоты) при ее одиночной закачке и в комбинации с потокоотклоняющими составами технологий физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Повышение проницаемости колонок по воде после их обработки двуокисью углерода приведет к увеличению приемистости скважин и обеспечит предельное извлечение остаточной нефти на низкопродуктивных, высокообводненных и с непредель ным нефтенасыщением залежах.

Список литературы 1. Байков Н. М. Закачки СО2 и пара – основные методы увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 10. - С.156-158.

2. Валиханов А. В. Транспорт и закачка углекислоты в нефтяной пласт / Валиханов А.В., Ибрагимов Г. З., Соро кин В. А. // Обзорная информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 24. - С.8-10.

3. Ибрагимов Г. З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. / Ибрагимов Г. З., Н. И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1983. – 312 с.

4. Липчинский К. Н. Взаимодействие спиртокислотных составов с горной породой месторождений со сложным геологическим строением / К. Н. Липчинский, О. В. Андреев, К. В. Киселев // Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. – № 6. - С.48-55.

5. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1983. – 308 с.

Сведения об авторах Солодовников Антон Олегович, аспирант кафедры неорганической и физической химии, Тюменский государст венный университет, тел.: 89829113996, е-mail: Solodovnikov@inbox.ru Андреев Олег Валерьевич, д.х.н., профессор, заведующий кафедрой неорганической и физической химии, Тюмен ский государственный университет, тел.: 8(3452)453797, е-mail: аndreev@utmn.ru Solodovnikov A. O., post graduate of Department of Inorganic and Physical Chemistry, Tyumen State University, phone:

89829113996, е-mail: Solodovnikov@inbox.ru Andreev O. V., PhD, professor, Head of Department of Inorganic and Physical Chemistry, Tyumen State University, phone: 8(3452)453797, е-mail: аndreev@utmn.ru Нефть и газ Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта УДК 622. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СИСТЕМЫ ПРИВОДОВ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ДЛЯ НОВЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ALTERNATIVE SYSTEMS OF PUMP UNITS DRIVES FOR A NEW OIL PIPELINES В. А. Шпилевой, И. В. Тырылгин, Ю. Д. Земенков V. A. Shpilevoy, I. V. Tyrylguin, Yu. D. Zemenkov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: магистральный транспорт нефти, энергоэффективность, энергоемкость Key words: trunk оil pipeline transport, energy conservation, energy intensity Существующая система нефтепроводов и газопроводов сложилась в 60-80 годах про шлого века, а наибольший размах их сооружений получил в связи с необходимостью транс портировки больших объемов нефти и газа от месторождений Западной Сибири в цен тральные районы страны и на экспорт.

Государственная политика развития российских экспортных магистральных нефтепро водов предопределила необходимость создания двух новых направлений:

северного: с месторождений Западной Сибири (начало в районе г. Сургута) и Тимано Печерской нефтегазоносной провинции до побережья Баренцева моря и далее экспорт неф ти морем в страны Северо-Западной Европы и Северной Америки;

восточного: с перспективами освоения ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Вос тока и организации экспорта нефти в Китай, Японию и другие страны Азиатско Тихоокеанского региона.

Поскольку значительная часть трасс обоих проектов намечается в северных широтах, а также по территории Сибири, то опыт проектирования и строительства подобных нефте проводных систем в соответствующих природно-климатических условиях в России имеется и может быть дополнен зарубежным в отдельных аспектах.

В частности, выбор привода насосов насосных перекачивающих станций (НПС) магист ральных нефтепроводов имеет большое значение. В отечественной практике магистрально го транспорта нефти применяется только электрический привод насосных агрегатов с элек троснабжением от централизованных электроэнергетических систем. В зарубежной практи ке широко используются газотурбинные приводы с двигателями, работающими на жидком или газовом топливе, эффективность применения которых по зарубежным и ориентировоч ным нашим оценкам выше электроприводных НПС с централизованным электроснабжени ем.

На выбор типа привода НПС влияет ряд основных факторов. В первую очередь наличие достаточно мощных источников энергии, а также технические, энергетические и экономи ческие аспекты.

В начальный период отечественного развития нефтепроводного транспорта выбор типа привода насосных агрегатов НПС не представлял трудностей. Во многих случаях имелся только один источник энергии — энергия сгорания перекачиваемого продукта. При этом обеспечивалось автономное надежное и бесперебойное снабжение энергией. Это решение широко используется и в настоящее время для газотурбинного привода компрессорных станций магистральных газопроводов, где источником энергии является энергия сгорания отбираемой части перекачиваемого газа, а система автоматического управления и регули рования прекрасно обеспечивает все требования эксплуатации магистральных газопрово дов.

Многолетние исследования и практика использования энергоприводов компрессорных станций (КС) отечественных магистральных газопроводов (МГ) предопределили предпоч тительное применение газотурбинных установок различной мощности и типов, которые целесообразно использовать на КС, расположенных в удаленных от централизованного Нефть и газ электроснабжения регионах и сложных климатических условиях, а электроприводные КС — в районах крупных электроэнергетических систем с относительно дешевой электроэнер гией от атомных и гидроэлектростанций.

В течение многих лет аргумент энергетической автономии перевешивал аргументацию в пользу применения других видов приводов. Тем не менее в последующем и для отдаленных районов, и районов со сложными природно-климатическими и географическими условиями (Западная Сибирь), для НПС магистральных нефтепроводов повсеместно стал использо ваться электропривод. Этому во многом способствовала отечественная идеологическая мо тивация приоритетности и утверждение, что «электрификация является стержнем развития экономики социалистического общества».

Вместе с тем проектирование использования того или иного привода насосов НПС должно определять наличие источника энергии и экономические аспекты его целесообраз ности и необходимости, связанной с унификацией оборудования, различного для каждого вида источника энергии (электричества, нефти, газа). Влияние факторов, определяющих принятие решения по виду привода, в каждом случае может иметь различную весомость.

При этом необходимо проведение технико-экономических сравнений.

С энергетических позиций коэффициент полезного использования (КПИ) энергии при электроприводе определяется как произведение КПД элементов электроэнергетической i ' " цепи:, эп эс пс л пс с эд где эс — КПД питающей электростанции (для тепловых электростанций 0,35–0,4, для ' " атомных и гидроэлектростанций существенно выше);

пс и пс — КПД повышающей и понижающей подстанции (0,98);

— КПД линии электропередачи (0,95);

— КПД рас л с пределительной (питающей) сети (0,96);

— КПД приводного электродвигателя эд (0,85–0,9). При тепловых электростанциях эп = 0,27 – 0,31.

При газотурбинном приводе КПД современного газотурбинного двигателя (ГТД) равен 0,25 — 0,29 (в перспективе повысится до 0,35 — 0,4). Он же представляет и КПИ газотур бинного привода ГТП.

В энергетическом аспекте электропривод от тепловых электростанций и газотурбинный привод НПС являются почти равноэффективными.

С экономических позиций расчет эффективности сравниваемых систем НПС является достаточно рутинным, требующим обобщения и оценки большого числа исходных данных в текущих условиях, предыдущих проектных решений, условий будущей эксплуатации нефтепровода и зарубежного опыта.

Вместе с тем можно отметить, что при нерегулируемом электроприводе насосов мень шие затраты на здания и оборудование значительно повышаются затратами на сооружение системы электроснабжения.


При газотурбинном приводе насосов состав и стоимость сопутствующего оборудования (установки по отбору, подготовке и использованию топлива) существенно увеличиваются.

ГТД в приводе насосов магистральных нефтепроводов могут использоваться в районах с различными климатическими условиями. Предпочтительнее применять их в районах с от носительно низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха, то есть в районах Крайнего Севера и Сибири.

В мировой практике имеет место достаточно примеров широкого использования ГТД на магистральных нефтепроводах, в том числе Трансаляскинский протяженностью около 1300 км в северных условиях, близких к Западной Сибири России (рис.1).

Рис. 1.

Суровые условия работы на Транс-аляскинском нефтепроводе Нефть и газ Особое место при эксплуатации ГТД на нефтепроводах занимает вопрос использования перекачиваемого топлива. Такие виды топлива, как керосин, бензин, дизельное, газ попут ный и природный, прямо соответствуют требованиям, предъявляемым к топливу для газо вых турбин. Природный газ эффективно использовать, когда параллельно нефтепроводу проложен газопровод. Попутный газ можно использовать, если он перекачивается вместе с нефтью. Перекачиваемую сырую нефть можно использовать после подготовки на специ альных блочных ректификационных установках. После ректификации нефти получается 25–30% широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а остаток (мазут) закачивается в нефтепровод. Применение такой системы является экономически выгодным в районах, уда ленных от мощных источников электроснабжения. Утилизация продуктов сгорания решает проблемы теплопотребления НПС.

Для регулирования подачи насосной установки газотурбинный привод является наибо лее экономичным, а система регулируемого электропривода — наименее экономичной.

В отечественной практике привода насосных агрегатов магистральных нефтепроводов также имеют место отдельные примеры оценки и использования регулируемого электриче ского и газотурбинного привода. Особого внимания заслуживают разработки ОАО «Авиа двигатель» для проекта «Сахалин–2» (рис.2).

Рис. 2. Блочно-модульное исполнение ГТНА-6000, проект «Сахалин–2»

Однако для полной оценки эффективности того или иного вида привода НПС необхо димо дальнейшее проведение их технико-экономической оценки с учетом надежности для конкретных условий эксплуатации. В районах с низкой стоимостью электроэнергии от гид роэлектростанций или атомных электропривод НПС может быть экономичней газотурбин ного привода. Вместе с тем в условиях частого изменения режима работы нефтепровода предпочтительным может оказаться газотурбинный привод НПС.

Полезный зарубежный опыт проектирования и строительства НПС и линейной части магистральных нефтепроводов, включая опыт надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты, должен учитываться при сооружении новых магистральных нефтепроводов.

Список литературы 1. Зайцев Л. А., Ясинский Г. С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. – М: Недра, 1980. – 187с.

2. Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин А. М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций – М.: Недра, 2001. – 475с.

3. Корзун Ю. Н., Черекиди Э. И. Регулируемый электропривод в транспорте нефти. ТЭК №1, 2003. – С. 60-62.

4. Поршаков Б. П., Апостолов А. А., Калинин А. Ф. Основы энергоресурсосберегающих технологий трубопро водного транспорта природных газов. – М.: Нефть и газ, 2004. – 180с.

5. Кретов П. И. Сооружение Транс-аляскинского нефтепровода.// Стройка, 2006. №131.- С. 41-42.

6. Иноземцев А. А. Хайрулин М. Ф. Новые технические решения для проекта «Сахалин-2». // Тяжелое машино строение. - 2010. - №3. – С.30-32.

7. Земенков Ю. Д., Антипьев В. Н., Бахмат Г. В. и др. Эксплуатация магистральных нефтепрводов. – Тюмень:

Вектор бук, 2003.

8. Ильинский Н. Ф., Москаленко В. В. Электропривод. Энерго- и ресурсосбережение. – М.: Академия, 2008.

Сведения об авторах Земенков Юрий Дмитриевич, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Шпилевой Виталий Алексеевич, д.т.н., профессор, директор НИИ энергетики и энергосбережения НГК, Тю менский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Тырылгин Иван Витальевич, аспирант, ассистент кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Zemenkov Yu. D., PhD, professor, head of Department «Transport of hydrocarbon resources», Tyumen State Oil and Gas University Нефть и газ Shpilevoy V. A., PhD, professor, Director of Research Institute of energetics and energy conservation, Tyumen State Oil and Gas University Tyrylguin I. V., post graduate, assistant of Department «Transport of hydrocarbon resources», Tyumen State Oil and Gas University УДК 620.193/ НОВЫЕ ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ЗАЩИТЕ ОТ КОРРОЗИИ NEW INNOVATION SOLUTIONS FOR CORROSION PROTECTION Ф. М. Мустафин, Д. А. Терехов, Чэнь Цюнь, А. А. Бахтиярова F. M. Mustafin, D. A. Terekhov, Chen Tsyun, A. A. Bahtiyarova Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Ключевые слова: защита от коррозии, электрохимический потенциал, промысловые трубопроводы, подземные конструкции Key words: corrosion protection, electrochemical potential, field pipelines, underground constructions Железо и низколегированные стали подвергаются разрушению коррозией. Из обнару женных в природе оказались коррозионностойкими лишь частички железа в лунном грунте, доставленном на Землю. Установлено, что придать такие свойства железу можно испарени ем его в глубоком вакууме с последующей конденсацией, что в промышленных условиях осуществить достаточно трудно и экономически не эффективно. Преобладающая часть ме таллических изделий и строительных сооружений подвергается коррозионно-эрозионному разрушению.

Особенно большой ущерб от коррозии в химической и нефтяной промышленности, так как оборудование в этих отраслях эксплуатируется в очень агрессивных средах. Велики и косвенные потери от коррозии, связанные с простоем оборудования, ухудшением условий труда, загрязнением окружающей среды и авариями.

По оценке Всемирной организации по борьбе с коррозией общемировые потери, связан ные с коррозией, составляют порядка 2,2$ трлн — это 3–4% ВВП в развитых странах. Доля России в этой сумме немалая. По стране в целом протяженность трубопроводов составляет более 1 млн км.

Как известно, на магистральных трубопроводах (МТ) применяется электрохимзащита (ЭХЗ) с использованием катодной поляризации, при которой потенциал металла труб по вышается до значений минус 0,85…минус 1,1В.

Защита от коррозии промысловых трубопроводов (ПТ), водоводов, теплопроводов, трубопроводов системы межпоселкового газоснабжения, объектов городской подземной инфраструктуры выполняется, в большинстве случаев, только защитными изоляционными покрытиями без применения ЭХЗ. При этом естественный потенциал металла трубы находится в пределах минус 0,4…минус 0,5В.

На рис. 1 показана совместная защита двух трубопроводов с различными электрохими ческими потенциалами с применением электрической перемычки (соединительным кабе лем) для выравнивания потенциалов металла труб.

Рис. 1. Совместная защита двух трубопроводов с различными электрохимическими потенциалами:

1 — магистральный трубопровод;

2 — промысловый трубопровод;

3 — станция катодной защиты;

4 — анодный заземлитель;

5 — соединительные провода Нефть и газ Защитный ток перетекает с трубопровода с большим потенциалом к трубопроводу с меньшим потенциалом, что приводит к значительному увеличению потребления электро энергии на станции катодной защиты (СКЗ) первого трубопровода. Также этот метод не допускается ввиду того, что трубопроводы имеют различных собственников.

На сегодняшний день на практике в случаях пересечения или параллельной прокладки МТ с ПТ совместная или раздельная способы электрохимической защиты не применяются.

При этом возникает электрическая цепь между этими трубопроводами, так как ПТ эксплуа тируется без применения ЭХЗ. Ввиду наличия разности потенциалов - МТ становится като дом, а ПТ анодом, что влечёт за собой интенсивное электрохимическое разрушение металла труб ПТ, и возникновение аварийной ситуации. На рис. 2 представлена схема при отсутст вии электрохимической защиты на ПТ.

Рис.2. Схема при отсутствии электрохимической защиты на ПТ:

1 — магистральный трубопровод;

2 — промысловый трубопровод;

3 — станция катодной защиты;

4 — анодный заземлитель;

5 — соединительные провода Применяется раздельная защита трубопроводов от коррозии при пересечении с другими трубопроводами, осуществляемая катодными станциями, при этом раздельную защиту применяют в том случае, когда устройство совместной катодной защиты затруднено.

При этом методе добиваются одинакового потенциала металла труб регулированием силы тока на станциях катодной защиты. При одинаковых значениях потенциалов на двух пересекающихся объектах коррозионных процессов не происходит.

На рис. 3 показан раздельный способ защиты двух трубопроводов. Однако раздельной защиты МТ и ПТ осуществить невозможно, так как на ПТ, в большинстве случаев, отсутст вуют станции катодной защиты.

Рис.3. Схема раздельного способа защиты двух трубопроводов 1 — магистральный трубопровод;

2 — промысловый трубопровод;

3 — станция катодной защиты;

4 — анодный заземлитель;

5 — соединительные провода Подобные коррозионные разрушения могут проходить не только на стальных ПТ, но и на любых подземных металлических (алюминиевых, титановых, железобетонных, из не ржавеющих сталей и др.) объектах, например, трубопроводах, резервуарах, емкостях, обо рудовании и т.д., в частности, можно отметить следующие конструкции: трубопроводы системы городского и межпоселкового газоснабжения, водоводы, теплопроводы, резервуа ры на нефтебазах и нефтеперерабатывающих заводах, емкости на АЗС, рельсы, анкеры раз личных сооружений и т.д. Объекты городской подземной инфраструктуры также подверже ны сильному риску коррозионного разрушения.

В связи с этим кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехрани Нефть и газ лищ» УГНТУ предложены и запатентованы наиболее экономически эффективные, простые в конструкции и сравнительно мало трудоемкие сооружения для защиты от коррозии под земных металлических конструкций, в частности, промысловых и городских трубопроводов (патенты №106714 «Сооружение для защиты промыслового трубопровода от коррозии», № 111665 «Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии»).

В приведенных сооружениях для защиты от коррозии заземлитель (или протектор) при соединяется непосредственно к подземной металлической конструкции и устанавливается в грунт между этой конструкцией и другим подземным металлическим объектом (например, магистральным трубопроводом) или источником блуждающих токов (например, электри фицированная железная дорога, трамвайные пути, линии электропередач и т.д.).

В качестве электродов заземлителей могут применяться сосредоточенные, глубинные, распределенные и протяженные металлические, графитовые и другие электропроводящие электроды, а также магниевые протекторы, состоящие из одиночных, сосредоточенных или протяженных протекторов или их групп, и предназначены они для создания надежного, с минимальным сопротивлением электрического контакта подземной металлической конст рукции, в частности, промыслового трубопровода с грунтом (электролитом грунта).

На рис. 4 – 7 представлены примеры сооружений для защиты подземных металлических конструкций от коррозии. Представлен пример защиты подземной металлической конст рукции от коррозии на пересечении или при параллельной прокладке с электрифицирован ной железной дорогой или трамвайными путями (см. рис. 4).

Рис.4.

Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии на пересечении или при параллельной прокладке с электрифицированной железной дорогой или трамвайными путями (при отсутствии УДЗ):

1 — подземная металлическая конструкция (например, газопровод, водовод, теплопровод и т. д.);

2 — заземлитель или протектор;

3 — условно показана электрическая цепь;

4 — источник блуждающего тока (наземные рельсы) Представлен пример защиты подземной металлической конструкции от коррозии на пе ресечении с высоковольтными линиями электропередач (см. рис. 5).

Рис. 5.

Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии на пересечении с высоковольтными линиями электропередач:

1 — подземная металлическая конструкция (например, газопровод, водовод, теплопровод и т.д.);

2 — заземлитель или протектор;

3 — условно показана электрическая цепь;

4 — источник блуждающего тока (опора высоковольтной линии электропередач с заземлителем) Нефть и газ Представлен пример защиты подземной металлической конструкции от коррозии на пе ресечении с подземным кабелем высоковольтной линии электропередач (см. рис. 6).

Рис.6. Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии на пересечении с подземным кабелем высоковольтной линии электропередач:

1 — подземная металлическая конструкция (например, газопровод, водовод, теплопровод и т.д.);

2 — заземлитель или протектор;

3 — условно показана электрическая цепь;

4 — источник блуждающего тока (кабель линии электропередач) Представлено сооружение для защиты подземной металлической конструкции (напри мер, газопровод, водовод, теплопровод, резервуар, емкость и т.д.) от коррозии на пересече нии или при параллельной прокладке с МТ, имеющим систему электрохимзащиты (см. рис. 7).

Рис.7.

Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии на пересечении или при параллельной прокладке с МТ, имеющим систему электрохимзащиты:

1 — подземная металлическая конструкция;

2 — заземлитель или протек тор;

5 — станция катодной защиты;

6 — анодный заземлитель;

7 — соединительные провода;

8 — магистральный трубопровод Принцип работы заключается в том, что к подземной металлической конструкции 1, не имеющей собственной системы электрохимзащиты, присоединяют заземлитель или протек тор 2, который устанавливают между этой конструкцией и источником блуждающего тока 4. Возникающая электрическая цепь 3 разрушает заземлитель или протектор 2, а не саму конструкцию. Тем самым мы повышаем эксплуатационную надежность и долговечность подземной конструкции.

Причем установка заземлителей производится после тщательных электрохимических изме рений в одном, двух или более местах, в соответствии с рекомендациями разработчиков.

Коррозия — процесс неизбежный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспо собности трубопроводов и других подземных металлических конструкций в течение доста точно длительного времени.

Сведения об авторах Мустафин Фаниль Мухаметович, д.т. н., профессор, заведующий кафедрой «Сооружение и ремонт газонеф тепроводов и газонефтехранилищ», Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, тел.: (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Терехов Дмитрий Александрович, магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический универси тет, г. Уфа, тел.: 8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Бахтиярова Айгуль Азаматовна, магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический универси тет, г. Уфа, тел.: 8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Чэнь Цюнь, магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, тел.:

8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Mustafin F. A., PhD, professor, head of Department «Construction and repair of oil and gas pipelines and storage facil ities», Ufa State Petroleum Technical University, phone: 8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Terekhov D. A., post graduate, Ufa State Petroleum Technical University, phone: 8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Bahtiyarova A. A., post graduate, Ufa State Petroleum Technical University, phone: 8 (347) 2420814, е-mail:

st@rusoil.ru Chen Tsyun, post graduate, Ufa State Petroleum Technical University, phone: 8 (347) 2420814, е-mail: st@rusoil.ru Нефть и газ УДК 665.6–403. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОДВОДНОГО ТЕПЛООБМЕННИКА MODELING OF UNDERWATER HEAT EXCHANGER М. С. Кирик, А. М. Пароменко, А. Н. Чернов M. S. Kirik, A. M. Paromenko, A. N. Chernov ОАО «Гипроспецгаз», г. Санкт-Петербург Ключевые слова: подводный теплообменник, охлаждение газа, придонный слой воды Key words: underwater heat exchanger, gas cooling, bottom water Интенсивное развитие оборудования для обустройства шельфовых месторождений при родного газа позволит в ближайшее время приступить к эксплуатации подводных компрес сорных станций (ПКС). Следующим этапом развития шельфовых технологий могут стать подводные установки подготовки природного газа к транспорту. Основаниями для такого прогноза является наличие почти всей элементной базы для таких подводных установок:

подводные блочные сепарационные установки, подводные блочные насосные, необходи мый спектр подводной запорно-регулирующей арматуры, подводные системы ввода инги биторов гидратообразования и т.д.

Принципиальная возможность создания подводной установки низкотемпературной се парации (ПНТС) теоретически обоснована в [1]. При этом установлено, что для обеспече ния подготовки газа для однофазного транспорта по морскому трубопроводу на береговые объекты может быть использована придонная морская вода, которая в арктическом регионе имеет относительно низкую температуру – (–1,7…+0,88) 0С.

В настоящее время главной технической проблемой создания и практического примене ния ПНТС является разработка подводного теплообменника. Существующие подводные теплообменники применяют для охлаждения газа морской водой в антипомпажных систе мах ПКС. Разработчикам удалось создать вполне надёжные конструкции, где охлаждение газа обеспечивается морской водой без принудительной подачи, используя естественное природное течение воды со скоростью 0,25-0,3 м/с.

Однако условия работы подводных теплообменников в ПНТС будут существенно отли чаться, поскольку охлаждение природного газа в этом случае сопровождается конденсацией паров воды и тяжелых углеводородов природного газа.

В статье представлены основные результаты расчётного моделирования работы подвод ного теплообменника, проведенного для выявления особенностей работы такого теплооб менника в ПНТС и определения основных его конструктивных параметров для разработки опытно-промышленного образца.

При этом решен комплекс задач.

1. Разработка модели охлаждения природного газа морской водой при течении газа в трубке подводного теплообменника.

2. Расчетные исследования охлаждения природного газа в трубке с целью определения параметров этого процесса в зависимости от определяющих факторов: длины трубки;

диа метра трубки;

скорости течения придонного слоя воды, состава природного газа.

3. Расчётные исследования температуры охлаждающей воды вокруг и вдоль трубки подводного теплообменника.

4. Оценка массовых и габаритных характеристик подводного теплообменника для ПНТС.

5. Разработка рекомендаций для проектирования опытно-промышленного образца подводного теплообменника для ПНТС.

Для моделирования процесса охлаждения природного газа морской водой при течении газа в трубке подводного теплообменника использовали программный комплекс OLGA, основанный на решении нестационарных, двумерных уравнений Навье-Стокса для газо жидкостного потока многокомпонентной углеводородной смеси, включающей воду, глико ли и другие компоненты, составляющие природный газ.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 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.