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 | 3 ||

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ...»

-- [ Страница 4 ] --

Таблица 3 - Оценка рентабельности № Деб.т Затр. Себесто Экономия С/сть 1т нефти Разница м/у Оценка скв. неф на имость затрат ценой и с/ст-ю, рентабе (после ти, эксп. добычи (в сутки), руб внедрения), руб льности т/сут скв в 1т руб по Qн сут. нефти (до (до факт факт факт РД РД РД внед внедре факт рения, ния), РД руб руб 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 -79 Р 1 3193 0,87 1347 1548 292,85 143,6 1212 1383 2 3204 0,65 1310 2015 292,85 143,6 1565 1794 -261 - 3 3240 0,07 1347 19243 292,85 143,6 15059 17192 -13755 - 4 3241 0,12 1369 11408 292,85 143,6 8968 10212 -7664 - 44 Р 5 3245 0,93 1316 1415 292,85 143,6 1100 1261 6 3267 0,53 1612 3042 292,85 143,6 2489 2771 -1185 - 7 3274 0,91 1544 1697 292,85 143,6 1375 1539 -71 - 110 Р Р 8 3276 1,25 1636 1309 292,85 143,6 1075 1194 9 3280 0,71 1291 1818 292,85 143,6 1406 1616 -102 - 10 3299 0,42 1254 2986 292,85 143,6 2288 2644 -984 - 11 3302 0,21 1453 6919 292,85 143,6 5525 6235 -4220 - 12 3320 0,74 1294 1749 292,85 143,6 1353 1555 -49 - -12 Р 13 3321 0,96 1407 1466 292,85 143,6 1161 1316 14 3341 0,64 1330 2078 292,85 143,6 1621 1854 -316 - 15 3375 0,11 1456 13236 292,85 143,6 10574 11931 -9270 - 16 3385 1,16 2021 1742 292,85 143,6 1490 1618 -185 - 17 3389 1,02 1956 1918 292,85 143,6 1631 1777 -326 - 18 3392 0,2 2295 11475 292,85 143,6 10011 10757 -8706 - 19 2857 0,27 1324 4904 292,85 143,6 3819 4372 -2515 - 20 2861 0,5 1252 2504 292,85 143,6 1918 2217 -614 - -157 Р 21 2864 0,85 1386 1631 292,85 143,6 1286 1462 22 2867 0,29 1261 4348 292,85 143,6 3338 3853 -2034 - -179 Р 23 2868 0,82 1360 1659 292,85 143,6 1301 1483 24 2895 0,74 1385 1872 292,85 143,6 1476 1678 -172 - 97 Р Р 25 2910 1 1351 1351 292,85 143,6 1058 1207 26 2948 0,29 1295 4465,5 292,85 143,6 3456 3970 -2151 - 27 2953 0,11 1349 12264, 292,85 143,6 9601 10958 -8297 - -68 Р 28 2973 0,9 1379 1532,2 292,85 143,6 1207 1373 29 2991 0,38 1426 3752,6 292,85 143,6 2982 3375 -1678 - 30 3003 0,38 1247 3281,8 292,85 143,6 2511 2904 -1207 - 31 3011 0,54 1301 2409,3 292,85 143,6 1867 2143 -563 - 32 3168 0,9 1542 1713,3 292,85 143,6 1388 1554 -84 - 33 3192 0,75 1311 1748 292,85 143,6 1358 1557 -53 - 34 3596 0,32 1424 4450 292,85 143,6 3535 4001 -2231 - 35 3718 0,74 1380 1864,9 292,85 143,6 1469 1671 -165 - 36 3881 0,92 1503 1633,7 292,85 143,6 1315 1478 -11 - 37 3938 0,72 1367 1898,6 292,85 143,6 1492 1699 -188 - 38 3980 0,8 1353 1691,3 292,85 143,6 1325 1512 -21 - 39 4027 0,67 1403 2094,1 292,85 143,6 1657 1880 -353 - Продолжение таблицы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 -143 Р 40 4274 0,88 1417 1610,2 292,85 143,6 1277 1447 41 129 0,62 1394 2248,4 292,85 143,6 1776 2017 -472 - Из 41 скважины, находившихся в нерентабельном фонде, 9 скважин (21%) перейдет в рентабельный фонд. В настоящее время у ряда нефтяных компаний допускается эксплуатация только рентабельного фонда скважин.

Экономия затрат на демонтаже скважин составит 2 700 тыс.руб.

Сохраняем объем добычи нефти, следовательно, получаем дополнительную прибыль: (93+204+230+144+18+3+246+97+27)* 352 сут. = 374 тыс.руб.

Суммарный экономический эффект от перевода скважин из нерентабельного фонда в рентабельный составляет 3 074 тыс.руб.

II Эффект от внедрения модуля Таблица № Затраты до Затраты после Наименование п/п внедрения, тыс.руб внедрения, тыс.руб 1 2 3 1 КРС на установку модуля в скважине, тыс руб:

- стоимость работ, тыс.руб - количество скважин 2 Амортизация на условный год:

1.1300$*29РУБ*85СКВ.*0,67 2. 2050$*29РУБ*85СКВ.*0,67 3. 2800$*29РУБ*85СКВ.*0,67 Итого:

1. 2975+2147 2. 2975+3386 3. 2975+4624 3 Исключение ГДИ И ГИС Рпл 6, Рзаб 6, КВД 18, Обводненность, Qж 70, ГИС 0, Итого 103, Всего на 85 скв. 8761, Эффект от внедрения модуля при его стоимости 1 300$, 2 050$, 2 800$ составляет 3 639,8 тыс.руб, 2 400,8 тыс.руб, 1 162,8 тыс.руб соответственно.

Суммарный экономический эффект от перевода скважин из нерентабельного фонда в рентабельный и эффекта от внедрения модулей составляет 3 713,8 тыс.руб, 5 474,8 тыс.руб, 4 236,8 тыс.руб.

Исходя из полученного результата экономического эффекта и проведенных расчетов окупаемости модуля стоимостью 1 300$, 2 050$, 2 800$ к внедрению рекомендуется модуль «АСИМ» стоимостью 1300$-2050$ на скважинах с дебитом нефти 1 т/сут и выше.

УДК 622.243. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (СКВ) Ю.В.Зейгман, В.В.Мухаметшин (Уфимский государственный нефтяной технический университет) При проведении, контроле и регулировании соляно-кислотного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) важно знать прогнозную эффективность этого мероприятия, отражаемую с помощью различных критериев. Для решения этой задачи в условиях залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах Северо-западной части Башкортостана было проведено обобщение опыта проведения СКВ с построением геолого статистических моделей при использовании различных объемов промысловой информации.

К качестве независимых переменных использовались: эффективная нефтенасыщенная толщина средняя толщина нефтенасыщенных ( Н Э ), пропластков ( Н П ) и их количество ( n ), коэффициент пористости пласта в скважине ( M Г ), доля пород-коллекторов в общей толщине пласта ( К П ), время с начала эксплуатации скважины до момента проведения СКВ (t ), максимальный дебит скважины до проведения СКВ ( QН max ), дебит ( QH 1 ), обводненность ( f 1 ), накопленная добыча нефти ( Qнак ) скважины на момент проведения СКВ, объем (VK ) и максимальное давление ( Р зак ) закачки кислоты в пласт. В качестве функций отклика использовались следующие критерии эффективности: абсолютный ( Э1 ) и относительный ( Э2 ) прирост дебита нефти;

абсолютное ( Э3 ) и относительное ( Э4 ) снижение обводненности продукции;

общий прирост добычи нефти за время эффекта ( Э5 );

относительное увеличение коэффициента продуктивности скважин ( Э6 ).

Наличие столь значительного количества критериев эффективности и различных объемов информации обусловлено необходимостью решения поставленных задач на различных стадиях разработки и в условиях ограниченного объема информации о залежах (в связи с недостаточными объемами промысловых исследований вследствие причин организационного и финансового характера), а также при изменении тактики и стратегии предприятия в рыночных условиях. Это позволит гибко реагировать на изменения внутренних и внешних условий функционирования.

Построение моделей осуществлялось с помощью шагового регрессионного анализа. При использовании полного объема информации (вариант 1) получены следующие модели:

Э1 = 468 0,38t + 0,21QН max 0,76QН 1 40,0 f1 + 8,18 10 5 Qнак + 15,6 Н Э 71,4 Н П 6,64 М Г 81,1n + 7,03VК ;

Э2 = 2254,1 + 0,76t 1,62QН 1 + 38,8 f1 + 0,001Qнак + 104,5 Н Э 407,4 Н П 73,0 М Г 430,0n + 19,3VК H Э + 8,50 Рзак ;

Э3 = 108,2 0,24t + 0,23QН max 0,35QН 1 41,2 f1 3,54 10 5 Qнак 11,1Н Э + + 20,1Н П + 6,98М Г + 36,6n 4,06VК ;

Э4 = 5677,3 2,78t + 0,024QН max + 2,57QН 1 603,0 f1 0,013Qнак 212,9 Н Э + + 658,2 Н П + 206,9 М Г + 886,7 n 15,9VК 10,8 Рзак + 1405,1К П ;

Э5 = 2184,2 2,09t + 0,79QН max 4,18QН 1 225,5 f1 + 0,001Qнак + 67,8 Н Э 393,7 Н П + 6,01М Г 430,7 n + 56,3VК ;

Э6 = 24,1 + 0,0001t + 0,23QН max 0,046QН 1 + 5,31 f 1 1,78 10 5 Qнак + 1,79 Н Э 1,94 Н П 2,12 М Г 3,92n + 0,043VК.

При использовании параметров, отражающих геолого-физические свойства пласта в точке вскрытия его скважиной и технологию воздействия (вариант 2), получены следующие модели:

Э1 = 80,7 + 9,91Н Э 33,9 Н П + 3,74 М Г 13,9n + 212,6 VК Н Э ;

Э2 = 1036,3 + 4,00 Н Э 63,3Н П 82,0 М Г + 16,7 n + 412,1VК Н Э ;

Э3 = 151,0 6,04 Н Э + 21,3Н П + 1,56 М Г + 37,7 n 1,47VК ;

Э4 = 3837,5 79,7 Н Э + 294,5 Н П + 200,3М Г + 358,8n 37,3VК ;

Э5 = 492,5 + 9,61Н Э 246,3Н П + 27,0 М Г 152,8n + 101,85VК ;

Э5 = 0,035 Н Э 0,466 Н П + 0,058М Г 0,264n + 0,616VК ;

Э6 = 11,54 + 0,12 Н Э 1,21Н П 0,37 М Г 1,470n + 0,62VК ;

Э6 = 0,056 Н Э 0,287 Н П 0,100 М Г 0,317 n + 0,469VК.

При использовании параметров, отражающих технологические особенности работы скважин и залежей, а также технологию воздействия (вариант 3), получены следующие модели:

Э1 = 1,59 0,41t + 0,26QН max 0,84QН 1 67,7 f1 + 0,00001Qнак + 9,63VК ;

Э2 = 255,4 0,65t 2,38QН 1 405,1 f1 + 34,7VК ;

Э3 = 39,9 0,21t 0,08QН 1 15,0 f1 5,28VК + 0,46QН max ;

Э4 = 42,7 104,3VК 1,70t + 1,30QН max + 1,62QН 1 + 414,6 f1 ;

Э5 = 132,7 + 69,0VК 1,81t + 1,28QН max 4,24QН 1 249,7 f1 ;

Э6 = 2,95 + 0,189VК 0,017t + 0,015QН max 0,044QН 1 2,91 f 1.

Значения относительных погрешностей по варианту 1 изменяются от 19, до 48,9 %, составляя в среднем 31,7 %. С использованием ограниченного объема информации погрешности, естественно, несколько увеличиваются и составляют в среднем по варианту 2 – 40,4 %, по варианту 3 – 37,2 %, т.е.

полученные зависимости имеют скорее количественно-качественный характер.

Иначе говоря, они могут быть использованы при выборе скважин для проведения соляно-кислотных обработок путем сравнения их по значениям какого-либо показателя (критерия) эффективности. Планирование приростов дебитов ( Э1, Э2 ) и добычи ( Э5 ) нефти, снижения обводненности ( Э3, Э4 ) и изменение коэффициента продуктивности ( Э6 ) по отдельным скважинам приводят к значительным погрешностям, однако планирование этих показателей по группам скважин менее дает вполне (не 7 - 10) удовлетворительные результаты.

Анализ полученных моделей показывает, что в подавляющем большинстве (93%) направление влияния геолого-технологических параметров на эффективность воздействия не изменилось при использовании ограниченного объема информации.

С увеличением значений эффективной нефтенасыщенной толщины и уменьшением значений средней толщины нефтенасыщенных пропластков, их количества и пористости, приросты дебитов и добычи нефти, а также коэффициентов продуктивности возрастают. При этом наблюдается увеличение прироста обводненности продукции скважин.

Практически по всем параметрам эффективность воздействия снижается (за исключением Э6 ) с увеличением времени с момента пуска скважины в эксплуатацию до момента проведения СКВ. Этот факт объясняется истощением запасов пластовой энергии и снижением резерва добычи по мере выработки запасов нефти.

С увеличением обводненности (за исключением параметра Э6 ) также происходит снижение эффективности воздействия, что подтверждает результаты других исследователей. С ростом максимального дебита скважины до проведения СКВ и снижением дебита нефти на момент воздействия эффективность обработок увеличивается.

Особо необходимо отметить то, что с течением времени, по мере увеличения обводненности продукции, соляно-кислотная обработка приводит к большему увеличению продуктивности. Однако это не говорит об эффективности с точки зрения увеличения дебитов и дополнительной добычи нефти и уменьшения обводненности продукции. С увеличением времени эксплуатации скважины и с увеличением обводненности прирост дебитов и добычи нефти и уменьшение обводненности на единицу изменения коэффициента продуктивности снижается.

С увеличением накопленной добычи нефти на момент проведения воздействия увеличивается прирост дебитов и добычи нефти, но при этом увеличивается и обводненность.

Увеличение объемов закачиваемой кислоты также ведет к росту дебитов, дополнительной добычи нефти и коэффициента продуктивности, но также растет и обводненность добываемой продукции.

Снижение максимального давления закачки кислоты уменьшает относительный прирост дебита нефти, но при этом имеет место и снижение относительного прироста обводненности. Исходя из вышеизложенного, выбор технологических показателей воздействия должен производиться с учетом того, что излишняя закачка кислоты и высокое давление закачки может привести к прогрессирующему обводнению и получению отрицательного эффекта с точки зрения экономики.

Анализ полученных результатов показывает, что необходим комплексный технологический критерий эффективности, который не только в комплексе отражал бы вышеприведенные критерии эффективности и различные стороны процесса соляно-кислотного воздействия, но и отражал бы компромисс между приростом коэффициента продуктивности, приростом дебитов и добычи нефти с приростом обводненности добываемой продукции. Этот критерий значительно упрощает процедуру диагностирования, выбора скважин и оптимальных технологических параметров СКВ.

В качестве такого комплексного критерия эффективности предложено использовать параметр Э7, который записывается в виде QН 2 f, Э7 = QН 1 f где QH 1, QH 2 - дебит скважины до и после проведения СКВ, т/мес;

f1, f 2 обводненность продукции скважины до и после проведения СКВ, %;

продолжительность эффекта, мес.

Продолжительность эффекта определялась временем, в течение которого дебит нефти после воздействия снижается до величины дебита нефти до воздействия. С физической точки зрения критерий эффективности Э характеризует ресурс добывных возможностей скважин по нефти.

При использовании этого комплексного критерия эффективности получены следующие модели:

- вариант 1:

Э7 = 3,85 0,06t 0,02QН max 0,04QН 1 + 15,21 f 1 + 0,0001Qнак 6,89 Н Э + + 11,2 Н П 1,33М Г + 21,83n + 0,64V К, - вариант 2:

Э7 = 55,2 6,11Н Э + 15,4 Н П 1,39 М Г + 28,0n + 4,29V К, - вариант 3:

Э7 = 16,8 0,02V К 0,05t 0,008Qнак 0,05QН 1 + 8,61 f 1.

Множественные коэффициенты корреляции составляют соответственно 0,895;

0,743;

0,820, а относительные погрешности – 20,6;

30,4;

26,0%.

Таким образом проведенное геолого-статистическое моделирование позволяет в условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса проводить прогноз, выбор скважин, контроль и регулирование процесса воздействия с целью сокращения количества неэффективных операций и повышение технико-экономических показателей предприятий топливно энергетического комплекса.

УДК 622.245. ОБЛЕГЧЕННЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ С КАРБОНАТНЫМИ ДОБАВКАМИ Б.С.Измухамбетов, Б.Т.Умралиев, А.К. Сейтов, С.Ж.Алдияров (Министерство энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, Атырауский институт нефти и газа) Одним из основных условий качественного цементирования скважин является применение облегченного, седиментационно-устойчивого тампонажного раствора, твердеющего с образованием прочного и безусадочного цементного камня.

Низкая седиментационная устойчивость тампонажного раствора обусловлена избыточным количеством свободной воды затворения. Если стремиться уменьшать свободную воду затворения, то при этом неизбежно ухудшаются реологические характеристики тампонажного раствора.

Следовательно, необходимым условием должна быть высокой водоудерживающая способность раствора при удовлетворительных реологических характеристиках. Достижение поставленной цели можно обеспечить при вводе высокодисперсных фаз, способных в значительной степени структурировать воду затворения с образованием тиксотропного пространственного каркаса с малой энергией связи. В период формирования цементного камня для обеспечения высокой герметичности заколонного пространства необходимо, чтобы тампонажный раствор твердел без усадочных деформаций.

Анализ показывает, что наиболее распространенные добавки используемые для получения облегченных цементов (диатомит трепел, опока), имеют практически одинаковые характеристики, а именно: плотность в пределах 2100 2600 кг/м3, удельную поверхность 1500-2500 см2/г, водопотребность. При этом очевидна практически линейная зависимость водопотребности от удельной поверхности добавки. Это означает, что при выборе облегчающей добавки следует принимать во внимание другие факторы, такие как седиментационная устойчивость, водоотдача, прочность, условия работы цементного камня и др.

Анализ добавок и реагентов, используемых для регулирования технологических свойств тампонажного раствора позволил (камня), предположить, что эффективными и технически целесообразными компо нентами добавки могут являться карбонат кальция.

Ввод карбоната кальция (природного молотого мела) позволяет в значительной степени повысить седиментационную устойчивость тампонажного раствора. Это обловлено тем, что карбонат кальция обладает способностью структурировать воду на поверхности твердой фазы и вблизи ее за счет ион дипольного и диполь-дипольного взаимодействия.

Кроме того, добавка карбоната кальция может даже способствовать росту прочности образующего цементного камня за счет формирования гидрокарбоалюминатов кальция 3СаO • Аl2O3 (Са, Мg) • 11 H2O, образующихся при взаимодействии карбоната кальция с алюмосодержащими минералами клинкера портландцемента (С4АF и С3А).

Цементный камень с карбонатными добавками должен быть стоек в кислых агрессивных средах, особенно в среде растворенной углекислоты. Это следует из следующих положений. Фазовый состав продуктов твердения представлен высокоосновными гидросиликатами, гидроалюминатами, гидрокарбоалюминатами кальция и свободным Ca(OH)2, равновесный рН камня больше 12,5. Основным продуктом взаимодействия Ca(OH)2 поровой жидкости с углекислотой является малорастворимый CaCO3, выпадающий в осадок и накапливающийся в порах. При этом уменьшается как суммарная пористость камня, так и эффективный коэффициент диффузии. Через некоторое время, когда образуется достаточное количество CaCO3, наступает химическое равновесие в системе, и процесс гидролиза твердой фазы остановится, если нет отвода растворенного Ca(HCO3)2 в окружающую среду. Образующийся в начальной стадии CaCO3 выполняет роль буферного слоя, замедляющего процесс проникновения H2CO3 вглубь цементного камня. Введение же в состав вяжущего CaCO3 будет способствовать повышению коррозионной стойкости цемента за счет более раннего возникновения равновесия между продуктом коррозии, растворенной и агрессивной углекислотой.

Облегчение тампонажных растворов, в основном, сопровождается увеличения водоцементного отношения до 0,7-1,5. При этом прочность и проницаемость камня в ранние сроки твердения значительно ухудшаются.

Прочность падает в несколько раз, пористость и проницаемость увеличиваются в 2-3 раза. Низкая прочность, большая проницаемость приводят к сильному снижению коррозионной стойкости цементного камня. Для повышения прочности кристаллического гидросиликатного каркаса в облегченных цементах необходимо применение высокоактивных вяжущих с высокой степенью гидратации.

Повышение прочности камня возможно за счет механохимической активации тампонажных цементов и добавок при их обработке в дезинтеграторе. Такое воздействие позволяет повысить активность отдельных ингредиентов облегченного цемента.

При исследовании и разработке технологии приготовления облегченных тампонажных композиций исследовано влияния дезинтеграторной обработки на свойства облегченных цементно-меловых тампонажных материалов.

Проведенные эксперименты показали, что при дезинтеграторной обработке смеси портландцемента с мелом в соотношении наблюдается (70:30) существенный прирост удельной поверхности. Так, при 6000 об/мин прирост удельной поверхности достигает 22%, 38% при 12000 об/мин и 59% при об/мин.

Из данных смесей готовились тампонажные растворы, которые при плотности 1500-1600 кг/м3 имели растекаемость 22-24 см и водоотделение менее 2 мл. Прочность полученного камня превышала требования ГОСТ 1581 96.

Кроме этого, было показано, что мел после дезинтеграторной обработки может служить модифицирующей добавкой для улучшения седиментационной устойчивости цементно-зольных композиций. В частности, зольные растворы, приготовленные с добавкой 10% мела является более стабильными, чем растворы из чистых цементно-зольных составов. Также необходимо отметить, что добавление в цементно-зольные растворы мела в количестве 10% от веса сухой смеси не снижает прочности камня на изгиб и сжатие.

УДК 622.244. СТАБИЛИЗАЦИИ БУРОВЫХ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ РЕАГЕНТОМ НА ОСНОВЕ АЦЕТАЛЕЙ Б.С. Измухамбетов, Ж.Г. Шайхымежденов (Министерство энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, СП «Казахтуркмунай», г.Астана) Для получения и разработки реагента-стабилизатора глинистых растворов было выбрано высокомолекулярное соединение из класса ацеталей, полиацетальгликоль, условно названное ПАГ-1, полученное путем полиацетализации дивинилового эфира диэтиленгликоля и диэтиленгликоля в присутствии кислых катализаторов.

В макромолекуле ПАГ-1 чередуются связи углерод-углеродные -С-С-, простые эфирные связи (-С-О-С-) и ацетальные (-О-С-О-). На концах макромолекулы имеются гидроксильные группы спиртового характера.

Наличие гетератома кислорода и гидроксильных групп в цепи макромолекулы обуславливает хорошую растворимость его в воде. Одной из особенностей ацеталей является их, как правило, исключительная устойчивость в щелочных средах. В ацеталях кислородные атомы имеют повышенную электронную плотность и поэтому они могут взаимодействовать с катионами поверхности глины за счет некомпенсированной валентности. При этом осуществляется образование двухцентрового адсорбционного комплекса за счет двух атомов кислорода ацетальной группировки с поверхностью твердой фазы.

Получение полиацетальгликоля производится в результате реакции взаимодействия дивинилового эфира диэтиленгликоля с диэтиленгликолем в присутствии кислых катализаторов. Полученный продукт представляет собой жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, устойчив в щелочных и нейтральных средах, имеет низкую температуру стеклования (-700С).

Оптимизация процесса полиацетализации для получения ПАГ-1, оцениваемой по вязкости продукта как защитного реагента проводилась по влиянию ее на технологические свойства глинистых суспензий. Для этого была синтезирована серия образцов ПАГ-1 с различной вязкостью, значения которых приведены в таблице 1. В качестве базового раствора использовалась 8% суспензия бентонита. В этой же табл. приведены результаты исследования стабилизирующей способности ПАГ-1.

Таблица 1- Влияние вязкости ПАГ-1 на его стабилизирующую способность Вязкость, Концентрация Свойства раствора мПа·с ПАГ-1, % Т, сI, I0, П, рН см3/30мин Па Па 2,6 0,5 26 1,8 4,6 14,0 7, 1,0 26 2,0 4,8 12,0 7, 2,0 28 2,0 4,8 8,0 7, 5 0,5 26 1,8 4,6 14,0 7, 1,0 27 1,8 4,8 12,0 7, 2,0 28 2,2 4,8 7,5 7, 10,9 0,5 26 1,8 4,6 14,0 8, 1,0 27 1,8 4,8 11,0 8, 2,0 28 2,2 4,8 7,0 8, 16,2 0,5 28 2,2 5,1 14,0 8, 1,0 28 2,2 5,1 11,0 8, 2,0 30 2,6 5,4 7,0 8, 29,1 0,5 34 2,8 5,6 13,0 7, 1,0 42 3,2 6,8 8,0 7, 2,0 65 5,2 9,2 5,6 8, 39,5 0,5 36 3,0 5,8 12,0 7, 1,0 48 3,4 7,2 7,0 7, 2,0 70 5,8 11,2 4,0 7, 60,0 0,5 37 3,0 6,1 12,0 7, 1,0 50 3,6 7,5 7,0 7, 2,0 72 6,0 12,3 4,0 7, 82,8 0,5 60 5,6 9,2 12,0 7, 1,0 76 8,2 12,6 7,0 7, 2,0 98 13,6 18,8 4,0 7, Из этих данных видно, что стабилизирующее действие у образцов ПАГ- начинает проявляться при концентрациях более 0,5%. При введении ПАГ-1 в количестве 1,0-2,0%, разница в эффективности действия между образцами с различной вязкостью от 29,1 до 82,8 мПа·с не столь существенна. ПАГ- начиная с вязкости мПа·с обладает практически такой же 39, эффективностью, как и ПАГ-1 с вязкостью 82,8 мПа·с.

Изложенное справедливо и для условий агрессии солей как одновалентных, так и двухвалентных металлов. Аналогичные результаты были получены с суспензиями из палыгорскитового и дружковского глинопорошков.

Таким образом, эти результаты показывают, что изменение вязкости ПАГ-1 в пределах от 82,8-39,5 мПа·с практически не приводит к изменению эффективности его стабилизирующего действия.

На основании проведенных исследований были регламентированы следующие требования к ПАГ-1 при его получении как защитного реагента буровых глинистых растворов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Шайхымежденов Ж.Г. Теоретические предпосылки к разработке термосолеустойчивого реагента для стабилизации глинистых растворов // Вестник Национальной инженерной академии РК.- Алматы, 2004.- №3.

2 Физико-химическая механика природных дисперсных систем / под ред.

Е.Д. Щукина. – М.: Изд-во МГУ, 1985.- 266 с.

УДК 622. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА УКПГ-2В В ЗАВЕРШАЮЩИЙ ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий, В.В. Чеботарев, А.Р. Хафизов (ООО «Уренгойгазпром», УГНТУ) В результате приближения завершающего этапа разработки газокон денсатных залежей на Уренгойском месторождении возникает ряд проблем:

самоглушение скважин, снижение пропускной способности и самозапирание газосборных шлейфов, повышение температуры в НТС и, соответственно, ухудшение качества газа и т.п. Для решения этих проблем необходимы раз работки по оптимизации режимов работы и схем сбора газа и конденсата, вводу дожимных компрессорных станций (ДКС) и др. На основе созданной и адаптированной по результатам обследования модели УКПГ-2В, а также результатов моделирования газосборных шлейфов, проведен анализ по режимам работы, материальным балансам, составам и качеству сырья и продукции УКПГ-2В в период его эксплуатации с дальнейшим снижением пластового давления.

В качестве исходных данных для выполнения этой работы использованы проектные отборы газа и усредненные режимы работы скважин по годам разработки, увязанные с усредненным пластовым давлением. На основании этих данных рассчитаны теплогидравлические режимы среднего газосборного шлейфа по модели, созданной на основе обработки результатов исследований режимов работы шлейфа с куста 144. В результате этого получены входные параметры газа на входе УКПГ-2В, исходя из которых выполнены расчеты системы подготовки газа и конденсата.

Расчеты выполнены для усредненных пластовых давлений от 16 до 10 МПа с шагом 1 МПа (для более низких давлений нет данных по режимам ра боты скважин). Состав добываемой смеси в зависимости от пластового дав ления определялся путем расчета ретроградной конденсации в пластовых ус ловиях модельного добываемого флюида, полученного по результатам обследования и моделирования УКПГ-2В. Результаты прогнозных расчетов представлены в таблицах 1 и 2. Результаты расчетов позволяют планировать необходимые работы по рациональной эксплуатации УКПГ-2В.

Таблица 1 – Прогноз режимов работы и материальных балансов УКПГ-2В на завершающей стадии разработки Усредненные пластовые условия:

1 2 3 4 5 6 7 Давление, МПа 16,00 15,00 14,00 13,00 12,00 11,00 10, о Температура, С 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75,0 75, Усредненные параметры на устье скважин:

Давление, МПа 9,70 9,00 8,20 6,80 6,00 5,30 4, Температура, оС 34,0 33,0 32,0 30,6 30,1 29,5 28, Дебит, тыс.м /сут 233 222 218 204 195 185 Основные технологические параметры УКПГ:

Давление ЗПА, МПа 9,00 8,30 7,50 6,00 5,30 4,50 3, о Температура ЗПА, С 13,5 12,0 10,9 8,5 7,3 5,9 4, Давление после ДКС, МПа 9,00 9,00 10,00 10, Давление в С-1, МПа 9,00 8,30 7,50 9,00 9,00 10,00 10, о Температура в С-1, С (*) 13,5 12,0 10,9 20,6 22,3 25,0 25, Давление НТС, МПа 5,30 5,30 5,30 5,30 5,30 5,30 5, Температура НТС, оС -29,2 -25,1 -20,0 -23,7 -21,4 -23,4 -23, Расходы сырья и продукции УКПГ:

Продолжение таблицы 1 2 3 4 5 6 7 Добываемый газ, мрд.м /год 4,400 4,240 4,240 4,240 4,240 4,240 4, Метанол на скважины, тонн/год 2880 3520 3920 3920 3920 4080 Метанол на УКПГ, тонн/год 1760 1440 1040 640 560 320 Товарный газ, мрд.м /год 4,165 4,036 4,061 4,044 4,057 4,046 4, НК на УКПГ, тыс.т/год 526,4 468,8 424,0 445,6 420,8 429,6 420, Метанольная вода, тыс.т/год 14,52 14,77 14,84 14,48 14,35 14,34 14, Примечание (*) - При пластовом давлении 11 МПа и ниже необходим АВО Таблица 2 – Прогноз составов и характеристик сырья и продукции УКПГ 2В на завершающей стадии разработки Пластовое давление, МПа 16,00 15,00 14,00 13,00 12,00 11,00 10, 1 2 3 4 5 6 7 Составы и свойства добываемого газа:

Молекулярная масса 19,6 19,5 19,5 19,4 19,4 19,3 19, Плотность при ст.усл., кг/м 0,816 0,811 0,811 0,807 0,807 0,803 0, Состав, % масс:

Вода 0,351 0,363 0,363 0,364 0,365 0,366 0, Метан 72,967 73,082 73,248 73,444 73,665 73,879 74, Этан 7,864 7,874 7,889 7,907 7,927 7,947 7, Пропан 5,292 5,297 5,304 5,313 5,323 5,332 5, Изо-бутан 1,880 1,881 1,882 1,884 1,886 1,888 1, Н-бутан 2,131 2,132 2,133 2,134 2,135 2,136 2, Изо-пентан 0,858 0,857 0,857 0,856 0,855 0,853 0, Н-пентан 0,770 0,769 0,768 0,767 0,765 0,764 0, Гексан + высшие 7,887 7,745 7,556 7,331 7,080 6,835 6, Потенциал С5+, г/м 77,6 76,0 74,5 72,3 70,2 67,9 66, Составы, свойства и качество товарного газа:

Молекулярная масса 17,6 17,7 17,8 117,7 17,7 17,7 17, Плотность при ст.усл., кг/м 0,732 0,737 0,741 0,737 0,737 0,737 0, Состав, % масс:

Метанол 0,034 0,041 0,050 0,040 0,043 0,039 0, Вода 0,001 0,001 0,002 0,002 0,002 0,002 0, Метан 84,565 83,801 82,955 83,713 83,381 83,825 83, Этан 8,285 8,362 8,417 8,368 8,391 8,353 8, Пропан 4,451 4,697 4,930 4,711 4,803 4,665 4, Изо-бутан 1,123 1,260 1,408 1,269 1,325 1,244 1, Н-бутан 1,040 1,202 1,390 1,217 1,287 1,189 1, Изо-пентан 0,212 0,264 0,337 0,274 0,301 0,268 0, Н-пентан 0,141 0,179 0,237 0,188 0,210 0,185 0, Гексан + высшие 0,148 0,192 0,273 0,220 0,257 0,229 0, Содержание С5+, г/м 3,7 4,7 6,3 5,0 5,7 5,0 5, Точка росы по воде, °С -40,0 -34,8 -28,1 -31,8 -28,6 -30,9 -31, Точка росы по у/в, °С -28,7 -24,6 -19,5 -23,3 -20,9 -23,1 -23, Составы, свойства и сырьевые характеристики НК:

Молекулярная масса 57,3 59,5 61,9 59,2 59,9 57,8 57, Продолжение таблицы 1 2 3 4 5 6 7 Плотность при ст.усл., кг/м3 436,7 445,5 450,6 452,6 460,0 462,0 463, Состав, % масс: Метанол 0,289 0,275 0,249 0,301 0,301 0,315 0, Вода 0,004 0,004 0,005 0,006 0,006 0,006 0, Метан 7,302 6,729 6,236 6,578 6,339 6,757 6, Этан 5,579 4,952 4,330 5,008 4,812 5,318 5, Пропан 10,253 9,207 8,076 9,442 9,139 10,074 10, Изо-бутан 6,293 5,855 5,285 6,029 5,916 6,384 6, Н-бутан 8,482 8,068 7,439 8,300 8,210 8,736 8, Изо-пентан 4,603 4,632 4,552 4,758 4,811 4,925 5, Н-пентан, 4,420 4,524 4,546 4,644 4,730 4,784 4, Гексан + высшие 52,775 55,756 59,281 54,934 55,736 52,701 51, Потенциал НК-70, % масс. 19,53 20,28 20,87 20,82 21,35 21,32 21, Потенциал 70-140, % масс. 28,36 30,40 32,95 30,87 31,89 30,51 30, Потенциал 140-240, % масс. 12,50 13,09 13,67 12,07 11,64 10,31 9, Потенциал 240-КК, % масс. 1,41 1,15 0,89 0,58 0,40 0,27 0, Потенциал 140-КК, % масс. 13,90 14,24 14,56 12,65 12,04 10,58 9, Конец кипения, °С 370 370 360 360 350 340 Составы и свойства подтоварной воды:

Молекулярная масса 19,1 19,2 19,2 19,1 19,0 19,0 19, Плотность при ст.усл., кг/м 969,8 968,0 967,1 966,3 966,7 966,1 966, Продолжение таблицы 1 2 3 4 5 6 7 Состав, % масс: Метанол 12,58 13,86 14,44 12,42 11,78 11,61 11, Вода 87,15 85,86 85,27 87,35 88,01 88,19 88, Метан 0,20 0,21 0,21 0,17 0,16 0,15 0, Этан 0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0, Пропан 0,02 0,02 0,03 0,02 0,02 0,02 0, УДК 622. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМЫ «СКВАЖИНЫ-ГСК-УКПГ»

ДЛЯ ВАЛАНЖИНСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНГКМ О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий, В.В. Чеботарев, А.Р. Хафизов (ООО «Уренгойгазпром», УГНТУ) Во время эксплуатации месторождения происходят осложнения в работе газоконденсатных скважин и газосборных коллекторов, приводящие к их простоям и требующие больших затрат для обеспечения эффективной работы системы «Пласт - Скважины - ГСК»: снижение Рпл., обводнение скважин, многопластовость залежей, различные продуктивные характеристики и пластовые условия, различные конструкции скважин и газосборных коллек торов (ГСК), различные составы добываемой продукции.

Оптимизация работы этой сложной системы требует выработки кри териев, граничных условий и индивидуальных подходов к объектам эксплуатации в определенные моменты времени.

В соответствии с принципиальной схемой расчета для моделирования процессов добычи и сбора газа «Скважина-шлейф-УКПГ» проведен анализ режимов работы и схем конструкций и выявлены основные рациональные, критичные точки (сечения) элементов системы, параметры работы которых влияют на работу системы в целом. Эти точки обеспечены возможностью не посредственных замеров, что значительно упрощает процесс моделирования.

По этим точкам и сечениям производился расчет основных величин и крите риев работы системы. Схема основных точек расчета приведена на рисунке 1.

Как видно из рисунке 1, замеры и расчет основных параметров и критериев производится: в эксплуатационной колонне (ЭК), на башмаке в НКТ, на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ), в начале шлейфа, в конце шлейфа на здание переключающей аппаратуры (ЗПА), по технологической нитке.

Ограничения по работе системы вводятся по перечисленным точкам, а также системе низкотемпературной сепарации конденсато- и (НТС), газопроводу.

Разработка газоконденсатных залежей ведется с 1985 года и с 1.01. года они перешли на период постоянной добычи. В основном прекращено штуцирование потоков в системе сбора. Текущие пластовые давления изменяются в диапазоне 13,5 – 19,0 MПа. Заданная (Рпл. -Рзаб.) менее 7-20 % от Рпл. Скорости газожидкостного потока в НКТ 2,5-6 м/сек., дебиты действующих скважин от 120 до 500 тыс.м3/сут. Расходы в шлейфах от 120 до 1000 тыс.м3/сут и более.

Граничными условиями оптимизации системы являются плановые показатели добычи газа и конденсата, ограничения со стороны газопровода и конденсатопровода и необходимая температура НТС.

Рисунок 1 – Схема замера и расчёта параметров и критериев на УКПГ валанжинских залежей в системе «Скважина-шлейф-УКПГ»

Работа системы нестационарная. Нестационарность различная по эле ментам системы. Амплитуда давления 0,3…0,4 МПа.

Основными исходными данными для моделирования и анализа работы системы «Скважина-шлейф-УКПГ» являются: граничные условия и критерии (критическое давление, критическая температура, относительная и абсолютная плотность, вязкость), значения поверхностного натяжения для различных условий по воде и конденсату;

длина шлейфов;

внутренний диаметр и длина НКТ;

интервалы перфорации;

черновой вариант технологического режима;

давление и температура на устье скважин;

давление и температура шлейфов на ЗПА;

давление и температура низкотемпературной сепарации;

давление и температура газопровода и конденсатопровода из установки комплексной подготовки газачет (УКПГ);

изменения в конструкции;

состояние скважин;

эксплуатационный рапорт.

В этих документах для расчета выбираются параметры: давление устья, температура устья, давление ЗПА, температура ЗПА, дебит газа сепарации, забойное давление, критические параметры газоконденсатной смеси.

Определяются расчетом: скорость смеси в критических сечениях, критические параметры, минимально необходимый дебит, период давления по шлейфу на 1 км шлейфа, перепад температуры по шлейфу от начала до ЗПА на 1 км шлейфа.

Рассчитываются критерии работы элементов системы «Скважина-шлейф ЗПА-НТС-газопровод перепад давления Рпл.-Рзаб., (конденсатопровод)»:

отношение фактического дебита к критическому (ниже которого наблюдается реверс) по эксплуатационной колонне, необходимое давление устья, необходимое давление ЗПА, скорость на башмаке НКТ (в НКТ), отношение фактического дебита к минимально необходимому дебиту скважины, отношение дебита к критическому дебиту (реверс) по НКТ, перепад давления по шлейфу, приходящийся на 1 км, перепад температуры по шлейфу, приходящийся на 1 км, отношение фактического дебита к критическому по шлейфу (максимальный для повышающихся и вертикальных участков), давление низкотемпературной сепарации, температура сепарации, давление в межпромысловом коллекторе, расход метанола, температура шлейфа на входе в ЗПА и равновесная температура гидратообразования.

По мере изменения условий определяются или уточняются граничные критерии: скорости реверса, минимально-необходимый дебит, минимальная скорость выноса, перепады давления по элементам и модулям системы.

Остальные критерии выбираются в зависимости от необходимости со гласно принципам выбора критериев.

В качестве примера исходных данных для анализа технологических режимов скважин и шлейфов приводится таблица 1 по УКПГ-5В (шлейфы 5 159, 5-160, 5-162, 5-163, 5-164, 5-167, 5-168, 5-169). В таблице 1 приведены основные особенности конструкций и некоторые параметры для анализа эффективности.

Расчеты по определению оптимального технологического режима ведутся последовательным приближением до достижения параметров оптимальной или допустимой работы системы исходя из заданных условий и ограничений.

При подъеме газожидкостной смеси затрачивается на 1 м высоты ствола ЭК и НКТ (от точки определения забойного давления) более 0,01 МПа, при накоплении жидкости эта величина увеличивается до 0,01 МПа на 1м высоты пробки.

Перепад давления от забоя до устья по стволу скважины снижается со снижением пластового давления и составляет до 15-30 % от забойного давле ния. Оптимизация перепада (Рзаб.-Руст.) заключается в определении мини мальных потерь давления в диапазоне изменения рабочих параметров техно логических режимов.

Пластовые депрессии с начала разработки снижены с 1,0…10,0 МПа до 0,5…2,5 МПа.

Для сравнения работы валанжинских УКПГ и определения параметров оптимальных технологий необходимо анализировать средние показатели работы скважин и шлейфов.

Средняя по ТР (Рпл.-Рзаб.) к Рпл. в процентах по валанжинским УКПГ меня ется следующим образом:УКПГ-1АВ-8,8;

УКПГ-2В-8,3;

УКПГ-5В-10,2;

УКПГ-8В-6,2.

Средняя скорость в м/с на башмаке НКТ: УКПГ-1АВ-3,9;

УКПГ-2В-4,7;

УКПГ-5В-5,0;

УКПГ-8В-3,8.

Средний дебит в тыс.м3/сут скважин УКПГ: УКПГ-1АВ-226;

УКПГ-2В 198;

УКПГ-5В-252;

УКПГ-8В-275.

Средние скорости отличаются по УКПГ: на БНКТ от 0,3 до 1,2 м/с;

средние (Рзаб.-Руст.)/Рпл. на 2,1…4,0 %, средние дебиты на 28…77 тыс.м3/сут.

Для анализа работы скважин необходимо знать скорости газожидко стного потока, изменение устьевых давлений, (Рпл.-Рзаб.), критерии газо жидкостных потоков, перепады по шлейфу. Величина устьевых давлений учитывается в давлении начала шлейфа.

В таблице 2 приведены результаты расчетов скоростей перепадов температуры и давления по скважинам и шлейфам УКПГ-5В (шлейфы 5-159, 5 160, 5-162, 5-163, 5-164, 5-167, 5-168, 5-169).

Таблица 1 – Перепады давления по основным рациональным точкам схемы моделирования УКПГ-5В Ру.-Рзпа., МПа Ру.-Рзпа., МПа (Рзпа.-Рсеп.)/ (Рзаб.-Ргол.)/ Рзпа..100 % Рзаб..100 % Рзаб., МПа (Рпл.-Рзаб.)/ Рсеп., МПа Ргол., МПа Рзпа., МПа Рзпа., МПа Рпл..100 % (Ру.-Рзпа.)/ (Ру.-Рзпа.)/ Рпл., МПа Рзпа.-Рсеп., Рзаб.-Ргол., Ру..100 % Ру..100 % т.м3/сут № скв.

Дебит, № шл.

МПа МПа 5-159 5358 17,2 14,8 300 14,0 11,1 3,7 25,0 10,4 0,1 6,3 10,4 0,7 6,3 5,5 4,9 47, 5-160 5318 14,6 14,2 260 2,7 10,4 3,8 26,8 10,3 0,1 1,0 10,3 0,1 1,0 5,5 4,8 46, 5359 14,8 14,0 250 5,4 10,5 3,5 25,0 10,3 0,2 1,9 5,5 4,8 46, 5-162 5315 17,8 14,3 150 19,7 10,4 3,9 27,3 10,3 0,1 1,0 10,3 0,1 1,0 5,5 4,8 46, 5-163 5311 14,9 14,2 350 4,7 10,5 3,7 26,1 9,9 0,1 1,0 9,9 0,6 5,7 5,5 4,4 44, 5312 15,1 14,0 180 7,3 10,6 3,4 24,3 9,9 0,7 6,6 5,5 4,4 44, 5410 16,7 14,1 130 15,6 10,0 4,1 29,1 9,9 0,1 1,0 5,5 4,4 44, 5411 15,1 12,8 170 15,2 10,6 2,2 17,2 9,9 0,7 6,6 5,5 4,4 44, 5-164 5309 15,0 14,6 300 2,7 11,1 3,5 24,0 10,4 0,7 6,3 10,4 0,7 6,3 5,5 4,9 47, 5310 16,6 15,4 300 7,2 11,9 3,5 22,7 10,4 0,15 12,6 5,5 4,9 47, 5-167 5300 15,0 13,2 300 12,0 10,3 2,9 22,0 10,2 0,1 1,0 10,2 0,1 1,0 5,5 4,7 46, 5301 16,6 14,5 190 12,7 11,6 2,9 20,0 10,2 0,14 12,1 5,5 4,7 46, 5372 16,7 16,7 11,0 5,7 34,1 10,2 0,8 7,3 5,5 4,7 46, 5373 17,2 17,2 11,5 5,7 33,1 10,2 0,13 11,3 5,5 4,7 46, 5-168 5302 16,5 14,2 360 13,9 10,7 3,5 24,6 10,1 0,2 1,9 10,1 0,6 5,6 5,5 4,6 45, 5356 15,0 14,5 300 3,3 11,0 3,5 24,1 10,1 0,9 8,2 5,5 4,6 45, 5362 16,5 14,5 190 12,1 10,3 4,2 29,0 10,1 0,2 1,9 5,5 4,6 45, 5-169 5303 15,8 12,8 150 19,0 10,7 2,1 16,4 10,6 0,1 0,9 10,6 0,1 0,9 5,5 5,1 48, 5304 14,8 13,9 250 6,1 10,7 3,2 23,0 10,6 0,1 0,9 5,5 5,1 48, 5369 17,1 14,9 150 12,9 11,1 3,8 25,5 10,6 0,5 4,5 5,5 5,1 48, По данным, приведенным в таблице 2, можно с достаточной степенью точности определить скважины и шлейфы с неустановившимся режимом работы. По скважинам и шлейфам определяются параметры со значениями ниже критических (выделены в таблице), затем по исследованиям скважин и по текущей работе определяется оптимальный диапазон, совпадение оптимального диапазона работы скважины с диапазоном оптимальных параметров системы сбора и УКПГ. Далее обратным расчетом определяется устьевое давление оптимального или допустимого режимов, определенное на основе сопоставления диапазонов изменения оптимальных, допустимых, текущих и критических параметров. Определяется минимальное давление ЗПА при данных условиях. По устьевым давлениям рассчитываются параметры технологического режима, вносятся ограничения по другим критериям (близость ГВК, распределение дебитов по интервалам и т.д.).

Из таблицы 2 по УКПГ-5В видно, что скорости в НКТ изменяются в пределах от 2,8 до 6,4 м/с, скорости в шлейфах от 0,3 до 3,1 м/с. Отношение фактического дебита к критическому на уровне БНКТ в ЭК изменяется о 0,9 до 2,5. Перепады температуры изменяются по шлейфам в диапазоне от 1,8 до 7,3 оС/км. при средней около 3,5 °С на 1 км.

Минимальная критическая скорость газожидкостной смеси - 2,5 м/с на башмаке НКТ определена и обоснована НТЦ. Более высокие или низкие скорости определяются особенностями конструкции, системой сбора, необходимостью выноса жидкости из ЭК, близостью газоводяного контакта (ГВК).

Распределение скоростей газожидкостного потока в БНКТ действующих скважин по валанжинским УКПГ обусловлено возможностями скважины, нижним ограничивающим критерием (по забойному давлению, скорости и минимально необходимому дебиту) и оптимальностью максимального дебита при прогнозируемых рабочих параметрах, давлением на устье при работе в кусте скважин для обеспечения расчетного поступления газа из низкодебитной или с низким давлением скважины куста в шлейф. Кроме того, огра ничивающими критериями являются давление ЗПА, температура и расход шлейфа, максимальный удельный выход конденсата.

Скорости в башмаке НКТ по валанжинским УКПГ различные, это связано с конструкциями, условиями вскрытых залежей, обеспечением равномерного дренирования данным количеством скважин по площади и разрезу (на каждую скважину приходится различная площадь и объем пласта, запасы), различными (Рпл.-Рзаб.) и т.д.

По скважинам УКПГ-5В скорости в БНКТ изменяются от 2,5 до 7,0 м/с.

Распределение скоростей количественное скважин, (количество действующих в данном диапазоне скорости) по диапазонам изменения скоростей в скважинах (БНКТ) УКПГ-5В представлено на гистограмме (рисунок 2).

Рисунок 2 – Распределение скоростей в БНКТ УКПГ-5В При условии возможности снижения скорости и понижения (Рпл.-Рзаб.)/Рпл.

в скважинах со скоростями более 2,5…4,0 м/с можно повысить удельный выход конденсата.

В таблице 3 приведены результаты оценочного прогнозного расчета по шлейфам 5-159, 5-160, 5-162, 5-163, 5-164, 5-167, 5-168, 5-169 УКПГ-5В.

Таблица 2 – Расчет скоростей потока по скважинам и шлейфам УКПГ-5В №№ №№ НКТ ЭК Шлейф ЭК Забой Шлейф шл. скв. Wбашм., Wуст., WЭК, Wкольца (Рпл.-Рзаб.)/ Рпл. Wпл. Qф/Qкр.ЭК (Рпл.- (tнач.шл.- Qшл, Dщл, Qкр., Рпл..100 % Рзаб., т.м3/сут. т.м3/сут.

м/с м/с м/с Рзаб.)/L, мм.

ЭК-НКТ, tзпа.)/L, о м/с МПа МПа/км С/км 5-159 5358 5,1 4,9 1,3 1,9 1,0 2,1 14,0 2,4 0,1 4,8 307,5 203 5-160 5318 4,6 6,1 1,2 1,7 1,8 1,8 2,7 0,4 0,02 3,5 522,75 206 5356 3,3 4,3 1,1 1,9 1,8 5,4 0,8 1,9 5,4 5-162 5315 4,1 5,5 1,6 0,9 0,3 1,1 19,7 3,5 0,02 4,5 153,75 253 5-163 5311 6,2 6,0 1,6 2,3 1,9 2,5 4,7 0,7 0,11 4,0 850,75 253 5312 5,1 6,4 0,8 1,1 1,3 7,3 1,1 2,0 4, 5410 3,6 4,9 1,4 0,8 0,9 15,6 2,6 1,85 3, 5411 5,3 6,0 2,0 1,1 1,2 15,2 2,3 1,96 3, 5-164 5309 5,1 4,9 1,3 1,9 1,3 2,1 2,7 0,4 0,13 2,8 615 253 5310 2,8 3,5 1,3 2,5 2,1 7,2 1,2 2,24 4, 5-167 5300 5,7 5,3 1,5 2,1 1,1 2,1 12,0 1,8 0,02 3,9 502,25 253 5301 3,3 3,0 0,8 1,2 1,3 12,7 2,1 2,19 7, 5-168 5302 6,4 6,1 3,8 2,4 3,1 2,5 13,9 2,3 0,11 3,0 871,25 203 5356 5,2 4,9 1,3 1,9 2,1 3,3 0,5 2,05 5, 5362 3,3 3,3 0,8 1,2 1,3 12,1 2,0 1,92 5, 5-169 5303 4,6 5,3 0,8 1,0 1,9 1,1 19,0 3,0 0,02 1,8 563,75 203 5304 4,5 4,2 1,2 1,7 1,8 6,1 0,9 2,02 6, 5369 4,0 5,1 0,6 0,8 1,1 12,9 2,2 2,07 4, Из таблицы 3 видно, что расслоенный режим потока теоретически присутствует в шлейфе 5-162, в переходном режиме от расслоенного к кольцевому может работать шлейф 5-159. Скорости газожидкостного потока и скорости реверса изменяются незначительно и выбранные критерии будут действовать до 2006 г.

Результаты расчета коэффициента эффективности трубопроводов показали, что наиболее эффективно по гидравлике работают шлейфы 5-160, 5-164, 5-168, 5 169, расходы которых выше средних в процентах отбора по УКПГ.

По шлейфам УКПГ-5В величины критериев Бейкера и Хьюита, Кутателадзе показывают, что в расслоенном режиме на горизонтальных участках и пробковом (вспененном) на восходящих участках могут при определенных ТР работать шлейфы: 162, 170, 173, 186, 187, 193, 196.

Расчеты показали, что скорости в скважинах кустов различные и иногда отличаются до 1…3 м/с. Различие параметров усложняет регулировку и баланс работы в кустах и системе сбора.

По скважинам необходимо установить индивидуальные пределы забойных депрессий. Рекомендуемые граничные условия для валанжинских УКПГ – около или выше 0,5 МПа - обусловлены текущими изменениями давления в системе.

В математическом моделировании до выяснения тенденций изменения и возможностей учета критерия и регулировки ТР (PTQ каждого элемента системы) участвуют многие критерии и параметры. Из всех возможных критериев на каждом этапе разработки выбираются те, которые могут влиять на процессы добычи и сбора. Например, до подъема ГВК детально не рас сматривается минимальный дебит, до снятия штуцеров не анализируется использование пластовой энергии, до снижения фактических скоростей газожидкостного потока ниже оптимальных или допустимых не пересматриваются критерии работы системы. После регулировки определяются сроки изменения параметра или критерия и необходимость повторного расчета через определенный период. Критерии и параметры многофакторного анализа и параметры, которые выбраны для уточнения технологического режима, не всегда совпадают. Для регулирования технологического режима выбираются критерии, изменение которых за рассматриваемый или проектируемый срок адекватно значениям давлений, поддающихся учету и регулированию при изменении ТР, т.е. более одной атмосферы.

Для учета в ТР анализировались температурные режимы работы шлейфов. Перепады температуры определялись по разнице средневзвешенной по дебиту или средней температуры начала шлейфа и температуре входа шлейфа в ЗПА.

На гистограмме рисунка 3 показана средняя температура входа в ЗПА УКПГ-5В. Видно, что в безгидратном режиме с температурой входа более 20 °С практически весь год работали 168, 184, 187, 188 шлейфы.

Периодически гидратные по сезонам и ТР шлейфы 179, 202, 174, 167, 193, 163, 164, 185, 176, 333, 192. Наиболее гидратные шлейфы 169, 160, 200, 159, 173, 198, 162, 186, 196, 170. Метанол в шлейфы на УКПГ -5В подавался оптимально.

Температуру максимальной конденсации ниже -30 °С при существующем оборудовании в С-2 можно создавать штуцированием газа на устье скважин куста, снижением температуры шлейфа штуцированием на ЗПА, дросселированием газа сепарации 1 ступени между С-1 и С-2, теплообменом.

Замеры и расчеты температуры и давления на ЗПА, С-1 и С-2 показали, что перепад давления между ЗПА и С-1 составляет от 0,15 до 0,5 МПа.

Температура максимальной конденсации по валанжинским УКПГ в С- выдерживается.

Многие байпасы на теплообменниках открыты и сохранена возможность регулировки (снижения температуры). Для экономии метанола температуру входа шлейфов в ЗПА необходимо повышать, а температуры между ЗПА и С- или С-1 и С-2 снижать.

Таблица 3 – Скорости потока газоконденсатной смеси и основные характеристики по шлейфам УКПГ-5В Куст Рнач, Р ЗПА, Т ЗПА, Дебит Эфф.


Понижения Понижение % расхода Lшл., Dвн., Qкр. Wшл. Vф/Vкр о шл.. м мм МПа МПа С шлейфа, по Ku, ЗПА, Р по шк. к Р по шк. к шлейфа т.м3/сут т.м3/сут м/сек. эт.в Рнач, % Рнач/L, к QУКПГ, факту выше %/км 159 6016 203 10,2 8,6 3 252,0 350 0,72 1,03 14,5 15,69 2,61 1, 160 6810 203 9,3 8,6 6 423,0 350 1,23 1,77 40,4 7,53 1,11 3, 162 4916 253 8,7 8,5 0 153,0 530 0,25 0,32 11,8 2,30 0,47 1, 162 5926 253 9,0 8,5 6 477,0 530 0,90 1,16 29,4 5,56 0,94 3, 164 7970 253 9,4 8,6 9 585,0 530 1,13 1,45 33,1 8,51 1,07 4, 167 5610 253 9,6 8,5 8 423,0 530 0,82 1,05 16,9 11,46 2,04 3, 168 6670 203 9,1 8,6 9 873,0 350 2,62 3,76 99,9 5,49 0,82 6, 169 6260 253 9,1 8,6 8 477,0 530 0,91 1,17 30,3 5,49 0,88 3, Давление ЗПА имеет приблизительно постоянную величину на квартал (снижение в пределах точности замера – до 0,1 МПа) и за год снижается пропорционально среднему снижению пластового давления – 0,3…0,4 МПа.

Нагрузка сепарации по поступающей жидкой фазе постоянно меняется от средней температуры входа в УКПГ.

Для определения времени ввода ДКС необходимо определить ми нимальную величину давления ЗПА для обеспечения необходимого дроссель эффекта ЗПА - С-2. Время ввода ДКС по валанжинским УКПГ различное и зависит от параметров работы шлейфов, возможностей УКПГ, условий системы сбора. Давление из валанжинских УКПГ наиболее низкое на УКПГ-2В.

Температуры входа наиболее низкие на УКПГ-2В и 5В. Более низкие температуры входа несколько компенсируют необходимый запас давления на дроссель-эффект. На 0,1 МПа снижения давления в системе подготовки от ЗПА до С-2 приходится более 1 °С снижения температуры.

Рисунок 3 – Средняя температура входа шлейфа в ЗПА УКПГ-5В В настоящее время среднее снижение температуры ЗПА в год около 0,3 °С. Эта величина характеризует работу шлейфов при заданных отборах и данных технологических режимах и может меняться. Использование запаса температуры по скважинам и шлейфам в рамках технологического допустимого режима определяется по исследованиям и работе в системе сбора. По шлейфам температура ЗПА может изменяться во времени в зависимости от использования добывных возможностей скважин.

УДК 622. ПРОГНОЗ ВЫХОДОВ И ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗА И КОНДЕНСАТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВОК НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ (УКПГ-1АВ) О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий, В.В. Чеботарев, А.Р. Хафизов (ООО «Уренгойгазпром», УГНТУ) Проведены расчетные исследования работы УКПГ в условиях изменения параметров работы систем сбора пластового флюида и транспорта осушенного газа.

Расчеты выполнены по компьютерным моделям валанжинских УКПГ (с учетом особенностей их обвязки), «собранным» на основе адаптированной модели технологической линии НТС установок комплексной подготовки газа и конденсата валанжинских залежей УНГКМ. Указанная модель НТС создана в среде системы технологического моделирования и «ГазКондНефть»

адаптирована на основе результатов обследования УКПГ-1АВ, выполненных в 2000 г. Для моделирования состава добываемого флюида использованы экспериментальные данные по составам газа и конденсата из первой ступени сепарации, полученные в процессе обследования УКПГ-1АВ. Подача метанола по точкам ввода принята по фактическим данным. Расчетные выходы сухого газа и нестабильного конденсата с УКПГ, а также расчетные режимы работы аппаратов при моделировании также подобраны по фактическим данным.

Приведенные на рисунках 1-5 результаты могут использоваться для прогнозных расчетов технологических параметров и оптимизации работы УКПГ на конкретный период эксплуатации месторождений.

Рисунок 1 – Выход нестабильного конденсата от термобарических параметров НТС Рисунок 2 – Выход газа сепарации от термобарических параметров НТС Рисунок 3 – Изменение содержания С5+ в газе сепарации от термобарических параметров НТС Рисунок 4 – Изменение содержания С5+ в газе сепарации от термобарических параметров НТС Рисунок 5 – Изменение выхода С5+ НК от термобарических параметров НТС УДК 55:553. ГЕОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСОПОТАМСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА И ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ РЕСУРСОВ ИРАКА Ж.Х.Калаф, М.Н.Схаб, В.Х.Салех, Д.А-Р.Зайдан, А.В.Сиднев (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Ирак – одна из самых богатых нефтью стран Ближнего Востока.

Суммарные извлекаемые запасы Ирака в настоящее время оцениваются в 29, млрд т. Доказанные запасы газа в Ираке (3 трлн м3) ставят его на десятое место в Мире. Весь потенциал нефтяных и газовых углеводородов сосредоточен в трех общих нефтяных системах: «Палеозойская Кусайба», «Юрская Готниа» и мелового-третичная». Все они формируют «Загрос-Месопотамская Месопотамский передовой прогиб. Прогиб расположен в северо-восточной части бассейна Персидского залива на стыке Аравийской плиты и иранского континентального блока. Он образовался в палеогене перед горно-складчатым поясом Загроса и имеет протяженность более 2000 км при ширине от 300 до 500 км. На протяжение большей части мезозоя на месте прогиба располагалась впадина Готниа (начиная с мела – Загросская впадина), которая на юге граничила с погруженной платформой «Фарс», являющейся продолжением крупного Катарского свода. Эта впадина входила в состав Аравийской плиты, которая в свою очередь была частью древней пассивной окраины Гондваны.

Устойчивое прогибание в сочетании с уникальными ландшафтно климатическими условиями способствовали формированию здесь мощнейшей толщи осадочных пород, в составе которой преобладают карбонатные породы и эвапориты. Среди первых широко распространены разности с прекрасными коллекторскими свойствами, вторые играют роль региональных флюидоупоров. На разных уровнях в разрезе присутствуют отложения, обогащенные органическим веществом (ОВ), которые способны генерировать жидкие и газообразные углеводороды (УВ).

Древнейшими отложениями в составе осадочного чехла бассейна Персидского залива являются соли позднедокембрийского-раннекембрийского возраста, известные как Ормузские соли. В конце ордовика большая часть Аравийской плиты была покрыта ледниками. После их таяния в силуре, здесь сформировалась толща граптолитовых сланцев Кусайба), (формация обогащенных ОВ. В карбоне значительная часть Аравии оказалась в зоне тектонической активизации, что привело к частичному размыву ранее накопленных отложений. Это событие нашло отражение в крупном перерыве и несогласии («главное герцинское несогласие»), которые фиксируются в большинстве палеозойских разрезов данного региона. Масштаб эрозии оценивается примерно в 1000 м размытых осадков. Тенденция к погружению земной коры вновь проявилась в позднепермскую эпоху, когда на пенепленизированной поверхности Аравийской плиты, полого погружающейся в северо-восточном и восточном направлениях, стали накапливаться карбонатные осадки и эвапориты. Ими сложена мощная толща, известная как формация Куфф [1].

Триасовый период был отмечен активными растяжениями, связанными со спредингом дна океана Нео-Тетис. На Аравийской плите они вызвали подвижки по глубинным разломам, обновление рельефа и снос терригенного материала с Аравийско-Нубийского щита. Карбонатные отложения во многих районах уступили место терригенным, а эвапориты накапливались в ассоциации с глинами и глинисто-алевритовыми осадками. Основной областью аккумуляции последних была впадина Готниа.

В юрское и меловое время большую часть Аравийской плиты занимали обширные эпиконтинентальные моря, в которых происходила аккумуляция преимущественно карбонатных осадков. Если в юрской части разреза они ассоциируются с эвапоритами, то в мелу главным образом с песчаниками и глинами, зачастую обогащенными ОВ. Конец позднемеловой эпохи ознаменовался событиями, приведшими к осушению значительной части Аравийской плиты в начале палеогена. Лишь в двух впадинах: Загросской и Расаль-Хайма - седиментация не прерывалась.

В конце раннего миоцена аллохтон Загроса был надвинут на восточный край Аравийского автохтона. Эти события сопровождались формированием Месопотамского передового прогиба с ростом многочисленных диапировых структур. Однако в наземных частях передового прогиба такие структуры не получили широкого распространения. В условиях сжатия здесь возникли протяженные, высокоамплитудные антиклинальные складки с довольно крупными крыльями, рост которых сопровождался подвижками по разломам в фундаменте. Этот пояс простирается от северной оконечности Персидского залива через восточные районы Ирака к его границе с Турцией. Причем, если на юге мощность осадочного чехла превышает 12 000 м, то севернее, на границе Ирака и Сирии, она сокращается вдвое. Наиболее крупные, симметричные складки приурочены к осевой части и внутреннему борту Месопотамского прогиба, где фиксируются резкие градиенты значений силы тяжести. Формирование надвигово-складчатого пояса Загроса и передового Месопотамского прогиба продолжается вплоть до настоящего времени. В этой зоне расположены важные нефтяные месторождения Ирака, в числе которых: супергигантских (извлекаемые запасы 13,5 млрд т) и 11 гигантских (извлекаемые запасы 3,6 млрд т). Нефтяные запасы и ресурсы Ирака включают:

доказанные, вероятные и возможные запасы и неоткрытые ресурсы.

Доказанные (или остаточные) запасы определяются как количество нефти, которое на основании анализа геологических и проектных данных может быть оценено с разумной точностью как промышленно извлекаемые (с вероятностью не менее 90%).

Вероятные запасы – это те недоказанные запасы, которые на основании анализа геологических и проектных данных считают скорее извлекаемыми, чем неизвлекаемыми. (Вероятность их не менее 50%). Возможные запасы – это недоказанные запасы, которые на основании анализа геологических и проектных данных считают более трудно извлекаемыми, чем вероятные запасы.


В этом контексте, если использовать вероятностный подход, то он будет не менее 10%.

Общий объем нефти в Ираке, включающий запасы (доказанные, вероятные и возможные) и накопленную добычу, по состоянию на конец 1998 г. составил 21,6 млрд т нефти и 2880 млрд м3 газа из 84 месторождений.

Среди них– 23 месторождения действующие, 41 – недействующее и 20 – непромышленные (с индивидуальными запасами нефти от 1,6 до 41 млн т).

Запасы в некоторых недействующих и во всех непромышленных месторождениях классифицируются как вероятные или возможные. Кроме того, по 17 месторождениям пока ведутся оценочные подсчеты;

наиболее заметные из них – Абу-Гир и Западный Багдад, индивидуальные запасы нефти которых оцениваются в 64-160 млн т.

Двадцать три действующих промысла содержат 83,3% извлекаемых запасов газа. Пять недействующих месторождений (Маджнун, Халфайя, Химреен, Ратави и Туба) с доказанными индивидуальными запасами от 95 до 1200 млн т нефти еще не разрабатываются. Из недействующих месторождений самыми крупными запасами нефти и газа обладают Маджнун и Ратави (соответственно 1200 и 400 млн т нефти, 150 и 36 млрд м3 газа [2].

Существенный нефтяной потенциал Ирака представляют «неоткрытые»

ресурсы – это потенциальные углеводороды, которые не были обнаружены во время бурения и эксплуатационных испытаний. Их вероятность по нефти составляет 5% и оценивается в 500 млн т. Они рассеянно содержатся в километровой толще осадочных пород Месопотамского прогиба и требуют некоторого дополнительного внимания специалистов. Но научное изучение геологического разреза Ирака, равно как и работа с недействующими и непромышленными месторождениями, требуют мирных условий жизни, спокойствия и стабильности социально-экономического развития государства.

Восполнение кадрового потенциала, подготовка новых специалистов и повышение квалификации действующего состава осуществляется новым правительством Ирака при поддержке многих крупных нефтяных компаний, в т.ч. «Лукойла» и Иракской национальной нефтяной компании (ИННК). Это важная государственная задача Ирака, и мы будем ее решать.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Малеки Бижан, Конюхов А.И. Обстановка аккумуляции позднепалеозойских и мезо-кайнозойских осадков в бассейне Персидского залива // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы 8-й Международной конференции. - М.: МГУ,2005.-С.254-256.

2 Верма М.К., Албрандт Т.С., Аль-Гайлани М. Запасы нефти и ресурсы недр Ирака / Нефть, газ, энергетика.-2005.-№3.-С.9-21.

УДК 622. РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ВОДОМЕТАНОЛЬНЫХ РАСТВОРОВ Ю.В. Калиновский, А.В. Минеев (Уфимский государственный нефтяной технический университет) В настоящее время в качестве основного ингибитора гидратообразования в нефтяной и газовой промышленности применяется метанол.

Водометанольные растворы различной концентрации могут (ВМР) подаваться как на забой газовых скважин, так и в систему сбора газа. При гидравлических расчетах метанолопроводов, движения систем газ – ВМР в газовых скважинах необходимо иметь данные о динамической вязкости ВМР и ее изменении в зависимости от термобарических условий, характерных для ствола скважины и системы сбора. Желательно иметь зависимость вязкости в виде аналитического выражения, что является очень удобным при проведении расчетов на компьютере.

Экспериментные данные по некоторым свойствам как чистого метанола, так и его водных растворов приведены в [1-6]. Отметим, что приводимые в различных работах значения свойств метанола и ВМР различаются довольно значительно – до 10 %, в том числе и по вязкости ВМР. Будем, однако, считать такую погрешность приемлемой для технических расчетов. Кроме этого, будем пренебрегать влиянием давления на вязкость ВМР, т.к. для характерных для ствола скважины и системы сбора давлений (до 20 МПа) гораздо большее влияние на изменение вязкости жидкостей оказывает температура. Например, при t=130 оС увеличение давления от 1 МПа до 20 МПа увеличивает вязкость метанола на 14 %. В то же время при давлении 1 МПа уменьшение температуры с 130 оС до 120 оС увеличивает вязкость метанола на 10 %. Для воды влияние давления на вязкость еще менее значительно по сравнению с влиянием температуры.

Система метанол – вода представляет собой неидеальный раствор, свойства которого трудно рассчитать по свойствам его компонентов.

Экспериментальные данные показывают, что вязкость ВМР немонотонно зависит от концентрации метанола – имеется максимум при его концентрации масс. Расчет вязкости таких растворов особенно сложен.

30-40 % Рекомендованы два способа расчета таких систем [1, 4].

Уравнение Тамуры и Кураты имеет вид ln µ см = х 11 ln µ1 + x 2 2 ln µ 2 + 2µ1, 2 (x 1 x 2 1 2 ) 0,. (1) Здесь х1, х2, 1, 2 – соответственно мольные и объемные доли компонентов µ1,2 – коэффициент, который предполагается раствора (метанола и воды);

постоянным при постоянной температуре, а при изменении температуры меняется согласно зависимости ln µ1, 2 = A В Т, (2) где Т – температура раствора, К;

А и В –некоторые постоянные. Значение µ1,2 рекомендуется вычислять по экспериментальному значению вязкости раствора µсм, а если известно более чем одно значение, то следует для каждого из них вычислить µ1,2 и затем вычислить среднее значение.

Для того чтобы воспользоваться формулой (1), мы должны иметь зависимости вязкости воды и метанола от температуры. В [4] рекомендуется зависимость, предложенная Жирифалко:

lg µ = + + (3) T2 T Для воды =236110, =-689,22, =-0,3908. Сопоставление расчетов по (3) с экспериментальными данными [4] в диапазоне температур 273…373 К показало, что относительная погрешность составляет 2 %. При продолжении зависимости (3) до 423 К сравнение с экспериментальными значениями вязкости воды на линии насыщения показывает, что погрешность расчета возрастает до 2,6 %. Таким образом, зависимость (3) вполне пригодна для расчета вязкости воды. Мы будем использовать (3) и для расчета вязкости воды при отрицательных температурах («кажущаяся» вязкость, т.к. при Т273 К вода, в зависимости от давления, находится или в твердом, или в газообразном состоянии).

Для метанола рекомендуются значения =34280, =275, =-1,567 [1, 3, 4].

Эти значения обеспечивают приемлемую точность расчета в диапазоне температур 183…333 К (максимальная погрешность – 6,3 % при Т=333 К, средняя погрешность по модулю 2,5 %). При увеличении температуры до 393 К погрешность резко возрастает (максимальная – 33 % при Т=393 К, средняя погрешность по модулю 20 %). Более точные результаты получаются, если для интервала температур 183…333 К принять значения =34280, =275, =-1, (максимальная погрешность 4,3 % при Т=253 К, средняя погрешность по модулю 1,8 %). Для более высоких температур вплоть до 393 К приемлемая точность расчета получается при =37280, =280, =-1,680 (максимальная погрешность – 10 % при Т=393 К, средняя погрешность по модулю 5,6 %).

Окончательно для метанола примем следующее значения:

= 34280 = = 275 Т 333К = 280 Т 333К = 1,577 = 1, Сравнение экспериментальных и расчетных значений вязкости воды и метанола приведено на рисунке 1.

Для нахождения значений µ12 использовались экспериментальные данные по вязкости ВМР в зависимости от температуры и концентрации метанола [2, 3, 8].

Для каждой изотермы были рассчитаны средние значения величины µ12 (Т).

Однако оказалось, что ни зависимость (2), ни какая-либо другая простая зависимость (линейная если квадратичная от температуры, квадратичная от обратной температуры) не описывает поведение µ12 (Т). В силу этого уравнение Тамуры не может быть рекомендовано для расчета вязкости ВМР.

В [1, 4] для расчета кинематической вязкости смеси двух жидкостей рекомендуется также зависимость Макалистера:

ln cм = х 1 ln 1 + 3x 1 x 2 ln 12 + 3x 2 21 + x 3 ln 2 + Ro 3 (4) 2 1 + 2 М 2 М1 2 + М 2 М1 М М Ro = x 3 ln + 3x 1 x 2 ln + 3x 1 x 2 ln ln x 1 + x 2 2, (5) М 2 3 М1 где - кинематическая вязкость, х1, х2 - мольные доли компонентов, М1, 12, 21 – коэффициенты, зависящие от М2 – их молекулярные массы, температуры.

Учитывая известное соотношение =µ/, понятно, что для расчета динамической вязкости требуется уметь рассчитывать плотности как компонентов, так и смесей (ВМР).

Для расчета плотности метанола нами принята зависимость Нарсимхана [5] с небольшой поправкой [ ) ] ( 1 = 1028 1 + 2,5 1 T Tкр 0,, (6) кр а для расчета плотности воды зависимость, приведенная в [9]:

999, ] 2 = (7) 1 + 10 4 (Т 273)[0,269 Т 273 0, 0, 1, 1, 1, 1, Вязкость. мПа*с эксперимент вода 1 расчет вода эксперимент метанол расчет метанол 0, 0, 0, 0, -30 -10 10 30 50 70 90 Температура, 0С Рисунок 1 – Зависимость вязкости воды и метанола от температуры Зависимости (6) и (7) обеспечивают приемлемую точность расчета в требуемом диапазоне температур, что видно из рисунка 2. Отметим, что при отрицательных температурах (7) характеризуют «кажущуюся» плотность воды, а при температурах, превышающих температуру кипения, (6) и (7) характеризуют плотность при давлении, большем или равном давлению насыщенных паров.

Для нахождения плотности ВМР использовался закон Амага см =, (8) С1 1 + C 2 где С1, С2 – весовые доли компонентов ВМР.

Из таблицы 1 видно, что (8) вполне пригодна для вычисления плотности ВМР (относительная погрешность всегда менее 4 %).

Оптимальные значения коэффициентов 12, 21 при каждой температуре рассчитывались из условия минимизации функционала 1 Nc µ смi F 1 э, N i=1 µ смi (9) где µсмi – расчетное значение вязкости ВМР при постоянной температуре и i той концентрации;

µ смi - экспериментальное значение вязкости ВМР;

Nс э максимальное число концентраций на изотерме.

Плотность, кг/м эксперимент вода расчет вода эксперимент метанол 800 расчет метанол -30 -10 10 30 50 70 90 Температура, 0С Рисунок 2 – Зависимость плотности воды и метанола от температуры Таблица 1 – Зависимость плотности ВМР от концентрации метанола (числитель – эксперимент, знаменатель – расчет) Содержание Температура, оС метанола, -20 0 10 20 30 40 % масс.

1 2 3 4 5 6 7 10 – 984,2 983,4 981,5 979,4 975 963, 980,7 976,7 975,2 972,6 969,0 964,8 954, 20 – 972,5 970,0 966,6 962,5 956,7 960,5 954,7 952,2 948,6 944,2 939,2 927, 1 2 3 4 5 6 7 30 – 960,4 956,0 951,5 944,2 938,3 941,1 933,7 930,2 925,8 920,7 914,9 901, 40 955 945,9 940,3 934,5 925 920 906, 922,5 913,5 909,2 904,0 898,2 891,9 877, 50 938,5 928,7 922,1 915,6 905 900 884, 904,5 894,2 889,1 883,3 876,9 870, 854, 60 919,7 909,0 901,8 894,6 883,5 878,3 860, 887,3 875,7 869,9 863,4 856,5 849,1 833, 70 900,5 886,9 879,4 871,5 861 854 835, 870,7 858,0 851,5 844,5 837,1 829,3 812, 80 879,1 863,4 855,1 846,9 836,1 828 808, 854,7 840,9 833,9 826,4 818,5 810,3 792, 90 855,1 837,4 828,7 820,2 809 800 839,3 824,6 816,9 809,0 800,7 792,2 774, Суммирование ведется по всем значениям концентрации метанола на изотерме (от 10 до 90 % масс). Минимум функционала (9) достигается при условиях F = (10) F = 21 Система (10) решалась методом Ньютона, в результате чего были определены оптимальные значения коэффициентов 12 и 21 на каждой изотерме.

Далее для оптимальных значений 12 и 21 была подобрана их зависимость от температуры. Если подбирать единую зависимость для всего рассмотренного диапазона температур 253…333 К, то наилучшей оказалась линейная зависимость от температуры, но при этом максимальное отношение рассчитанного значения коэффициента 12 от оптимального значения составило 1,21 % при Т=253 К, а 21 – 3,34 % при Т=283 К. Гораздо лучшие результаты дает кусочно-линейная аппроксимация Т 293К 8,9179 + 657,85 / Т 12 = (11) 12,1326 + 1602,996 / Т Т 293К Т 293К 2,621 2,6338 10 2 / Т 21 = (12) Т 293К 4 3,222 10 2 / Т Максимальное отклонение от оптимальных значений при расчетам по (11) составило 0,45 % (Т=313 К), по (12) – 0,51 % (Т=303 К). Сравнение расчетных и экспериментальных значений вязкости ВМР приведено на рисунке 3. При расчете вязкости ВМР использовались зависимости (3),(6),(7),(11), (12), (4),(5).

6, 5, t=-20 C эксперимент t=-20 C расчет t=0 C эксперимент 4, t=0 C расчет Вязкость ВМР, мПа*с t=10 C эксперимент t=10 C расчет t=20 C эксперимент 3,4 t=20 C расчет t=30 C эксперимент t=30 C расчет t=40 C эксперимент 2,4 t=40 C расчет t=60 C эксперимент t=60 C расчет 1, 0, 10 20 30 40 50 60 70 80 Содержание метанола, % масс.

Рисунок 3 - Зависимость вязкости ВМР от концентрации метанола Из рисунка видно, что расчетные значения вязкости ВМР удовлетворительно совпадают с экспериментальными. Кроме этого, учитывая довольно высокую точность зависимостей (11) и (12), можно рекомендовать приведенный метод расчета вязкости ВМР и для более широкого диапазона температур СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 Рид Р., Праустниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. – Л.:

Химия, 1972.

2 Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Физматгиз, 1963.

3 Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. – М.: Недра, 1986.

4 Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. – Л.: Химия, 1966.

5 Столяров Е.А., Орлова Н.Г. Расчет физико-химических свойств жидкостей.

– Л.: Химия, 1976.

6 Караваев М.М., Мастеров А.П. Производство метанола.-М.: Химия, 1963.

7 Вукалович М.П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.:

Физматгиз. 1963.

8 Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений // Добыча нефти / Под ред. Ш.К.Гиматудинова.- М.:

Недра, 1983.

СОДЕРЖАНИЕ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЧАСТЬ 1) Алиев М.М., Шипилова О.А. ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ВЕЛИЧИНУ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ, УДЕРЖИВАЮЩЕЙ В РАВНОВЕСИИ СТЕНКУ СКВАЖИНЫ................................................ Андреев А.В., Сулейманов Д.Д. ЗАКАЧКА ПРИРОДНОГО ГАЗА В РИФОВУЮ ЗАЛЕЖЬ ТЕРЕКЛИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СОЗДАНИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПХГ................................................. Андреев В.Е., Селимов Ф.А. О.Ф.Кондрашев, А.В.Андреев, Э.Ф.Селимов. МИКРОРЕОЛОГИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ РЕАГЕНТОВ…………………………………………………………….. Ахметов Р.Т., Зиннатуллин М.Н. СРЕДНИЙ РАДИУС И ДИСПЕРСИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ………………………………………………………….... Барахнина В.Б., Кирюшин О.В., Ягафарова Г.Г., Бородин А.В.

ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВНЕДРЕНИЯ УСТАНОВКИ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ В ООО НГДУ «ЮЖАРЛАННЕФТЬ»................................................................. Воронова Е.В. СОЗДАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ…………………….. Воронова Е.В. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВИБРОУДАРНЫХ И ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ.. Вэй Чжань Цзюнь, Чжао Син, Хэ Гочан, Чжао Цзюнь.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ВОСТОЧНОГО КИТАЯ И НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ ИХ РАЗРАБОТКИ.................................... Вэй Чжань Цзюнь, Чжао Син, Хэ Гочан, Чжао Цзюнь.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ЗАПАДНОГО КИТАЯ И ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ КНР В 21 ВЕКЕ............................. Гильманова А.М. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГО ТЕХНИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ГИС В БС, БГС И ГРС................................................. Гильманова А.М. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АППАРАТУРЫ АКЦ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН................................................................................................. Гильманова А.М. ПРИНЦИПЫ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СОЗДАНИЯ ВЫСОКОТОЧНОЙ АППАРАТУРЫ ДЛЯ ГИС.............. Гуторов Ю.А. К ВОПРОСУ О ПРОБЛЕМАХ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ……………………………………………………………... Гуторов Ю.А., Шакиров А.А. ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОГО ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ РЕЖИМОВ ДОБЫЧИ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ОБЪЕКТОВ……………………………………………………………… Гуторов А.Ю., Воронова Е.В. О НЕКОТОРЫХ ОСОБЕННОСТЯХ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ТЕРМОИМПЛОЗИИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ………………………. Гуторов А.Ю., Шариков Г.Н., Чупикова И.З. ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ........................................ Гуторов А.Ю., Шакиров А.А. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ОСНОВЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ СКВАЖИННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ (ИССУ)........................................................................... Дьяконова А.Г., Астафьев П.Ф., Коноплин А.Д. НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ГЕОЭЛЕКТРИКИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО И НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ................................................................................. Ермоленко О.Ф., Рубанова И.Г., Шакиров А.А. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ МОДУЛЯ «АСИМ»..................................................................................................... Зейгман Ю.В., Мухаметшин В.В. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОЛЯНО КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (СКВ)……………………………… Измухамбетов Б.С., Умралиев Б.Т., Сейтов А.К. Алдияров С.Ж.

ОБЛЕГЧЕННЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ С КАРБОНАТНЫМИ ДОБАВКАМИ……………………………………. Измухамбетов Б.С., Шайхымежденов Ж.Г. СТАБИЛИЗАЦИИ БУРОВЫХ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ РЕАГЕНТОМ НА ОСНОВЕ АЦЕТАЛЕЙ.............................................................................. Кабанов О.П., Ставицкий В.А., Чеботарев В.В., Хафизов А.Р.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА УКПГ-2В В ЗАВЕРШАЮЩИЙ ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ............................... Кабанов О.П., Ставицкий В.А., Чеботарев В.В., Хафизов А.Р.

РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМЫ «СКВАЖИНЫ-ГСК-УКПГ» ДЛЯ ВАЛАНЖИНСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНГКМ.................................................. Кабанов О.П., Ставицкий В.А., Чеботарев В.В., Хафизов А.Р.

ПРОГНОЗ ВЫХОДОВ И ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗА И КОНДЕНСАТА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВОК НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ (УКПГ-1АВ)..................................................................... Калаф Ж.Х., Схаб М.Н., Салех В.Х., Зайдан Д.А-Р., Сиднев А.В.

ГЕОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСОПОТАМСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА И ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ РЕСУРСОВ ИРАКА…………………………………………………...... Калиновский Ю.В., Минеев А.В. РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ВОДОМЕТАНОЛЬНЫХ РАСТВОРОВ……………………………….. Научное издание АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА ТОМ Редактор Л.А.Маркешина Подписано в печать 04.09.06. Бумага офсетная №2.

Формат 60х84 1/16. Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная.

Усл. печ. л. 11,3. Уч.-изд. л. 10, Тираж 100 экз. Заказ 2519.

Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета РБ ГУП «Октябрьская городская типография»

Адрес издательства:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, Адрес типографии:

452620, республика Башкортостан, г.Октябрьский, ул. Чапаева, 18.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
 





 
© 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.