CC BY
314РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН СОВХОЗНОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Жмаева О.В.
Жмаева Ольга Вадимовна — магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: данная статья является частью магистерской диссертации на тему «Проектирование разработки Совхозного газового месторождения». В ней производится расчет технологических режимов работы скважин Совхозного газового месторождения, а также приводится обоснование на применение дальнейших методов. Итогом работы является предложение возможных путей решения имеющихся осложнений.
Ключевые слова: технологический режим работы скажины, скорость потока газа, самозадавливание скважин.
УДК 622.323
В целом по Совхозному месторождению на 01.01.2017г. накопленная добыча газа составила 717,7 млн.м3. Текущий коэффициент извлечения газа относительно запасов (категории АВ1) по месторождению в целом, составил 0,231 д.ед. Отбор от извлекаемых запасов (категории АВ1) в пределах лицензионного участка - 69,5% [4,5]. Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ, чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра, чтобы высота столба жидкой или песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной [2].
В настоящее время предложены различные подходы к определению критической скорости газа, в том числе Дж. Бриллем и Х. Мукерджи, Р. Дж. Тернером, А.А. Точигиным и др. Данные по скважинам представлены в таблице 1.
Таблица 1. Исходные данные по скважинам Совхозного месторождения
Параметр Обозначе ние Блок I Блок II
Скважин а 21 Скважин а 22 Скважин а 17
диаметр твердой частицы, м d,. 0,002 0,002 0.002
вязкость газа в пластовых условиях, Па*с ^г 0.000022 0,000022 0.000022
плотность твердых частиц, кг/м3 Рт 2400 2400 2400
плотность газа, кг/м3 Рзаб 0,722 0,722 0,710
пластовое давление, МПа Р 23,8 23,8 26
дебит газа, тыс. м3/сут Qx 83 29,5 23,6
атмосферное давление, МПа р 1 ат 0,101325 0,101325 0,101325
температура на забое скважины, ОС т Тзаб 92 92 95
температура на устье скважины, ОС Т 12 12 14
коэффициент поверхностного натяжения, д.ед G 0,055 0,055 0,055
линейный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, МПа2-сут/тыс. м3 А 2,669 2,669 2,947
нелинейный коэффициент фильтрационного сопротивления пласта, (МПа-сут/тыс. м3)2 В 0,078 0,078 0,326
устьевое давление, МПа ру 11,9 6,8 6,7
глубина спуска НКТ (залегания пласта), м Н 2766 2695 2760
Согласно работам Мищенко И.Т. [1] давление на забое скважины, МПа, можно рассчитать по формуле (1):
1,293 * 10 "4Нр fi^
Рзаб=Руе Рзабтср, (1)
где Тст - температура при стандартных условиях, К; Н - глубина спуска НКТ (залегания пласта), м; Тср - средняя температура в скважине, К; рзаб-плотность газа, кг/м3; Ру - устьевое давление, МПа.
Среднюю температуру в скважине, К, можно посчитать по формуле (2):
Тср = (Тзаб"Ту) / inTf, (2)
где Тзаб - температура на забое скважины, К; Ту - температура на устье скважины, К.
По скважине 21 Рзаб =14,26МПа, по скважине 22 Рзаб =8,11МПа, по скважине 17 Рзаб =7,99МПа.
Согласно Точигину А.А. [3] для определения дебита газа, при котором происходит вынос песка с забоя скважины, рассчитывают скорость газа V на забое, м/с, при которой начинается вынос частиц песка (3):
v - F /аДтОт-Рг)
где Ет - коэффициент, в том числе учитывающий взаимодействие частиц и силы сцепления песчинок и жидкости (по экспериментально промысловым исследованиям можно принять Еч = 3,5); р - плотность частицы песка, кг/м3; с1т - средневзвешенный диаметр частиц песка, м; g - ускорение свободного падения, м/с2; А - коэффициент формы (для частиц скругленной формы с неровной поверхностью А = 2,5); р - плотность газа в рабочих условиях, кг/м3; £, - коэффициент сопротивления частиц, зависящий от числа Рейнольдса частицы.
В тех случаях, когда количество тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов в газе менее 10%, коэффициент сверхсжимаемости определяют по двум параметрам - критическому давлению и критической температуре.
Далее, при определении вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа, пользуются так называемыми приведенными давлениями, МПа, и температурами, К.
Коэффициент сверхсжимаемости также можно определить по формуле Латонова-Гуревича (4):
z = 0.4 * Log Тпр + 0 . 7 3 р-р+0 1рпр (4)
По Блоку I z=0.9125, по Блоку II z=0,93
Плотность газа для условий в продуктивном пласте, стволе скважины, газопроводах и аппаратах при соответствующих давлениях и температурах определяется по формуле (5):
Р^Рст^г, (5)
где Рат - атмосферное давление, МПа; рст - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; z -коэффициент сверхсжимаемости газа, д.ед.
Плотность газа при стандартных условиях находится (6):
Рст = Рзаб (6)
где рзаб - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3.
По скважине 21 рг=111,666кг/м3, по скважине 22 рг=63,513кг/м3, по скважине 17 60.21кг/м3.
Критическая скорость будет зависеть от режима течения газа и диаметра выносимых частиц. Режим течения определяется параметром Рейнольдса. Для забойных условий применима формула (7):
R е = 1ТСА (7)
г
где ^ - вязкость газа в пластовых условиях, Па*с.
Коэффициент сопротивления частиц рассчитывается по-разному в зависимости от числа Рейнольдса (8):
- 21
— при R e < 0 , 2 ;
Re
;= 21 + "4г + 0,28 при 0,2 <R e < 4 * 1 0 3 ; (8)
Re Re°'s ' f ' '
0 ,4 7 при R e >4*1 0 3 .
Расчет скорости газа проводится в два этапа:
1) коэффициент i; принимают равным 0,47 и рассчитывают
2) полученное значение подставляют в формулу расчета числа Рейнольдса Re и новое значение i; используют для расчета по формуле окончательного значения при котором начинает происходить вынос частиц песка.
По скважине 21 К=2,047м/с, по скважине 22 2,74м/с, по скважине 17 2,819м/с.
Так как по обоим блокам Re > 500, то режим течения турбулентный, а критическая скорость газа для выноса твердых частиц рассчитывается по формуле (9):
Кр = 5,46 ^т(Рртг~Рг) (9)
По скважине 21 1,105м/с, по скважине 22 1,481м/с, по скважине 17 1,522м/с.
Согласно Точигину А.А. [3] минимальный расход газа QМН.пecок, тыс. м3/сут, при котором происходит вынос частиц песка, рассчитывается по формуле (10):
_ Уг^ ^ вн ГстРзаб * ^ ¡л
Ч;МН.песок = 77 , (10)
заб ат
где t - количество секунд в сутках, с, П
°МН.
По скважине 21 О™ „,,=66277-, по скважине О™ „,,„,=50508-, по скважине
ч:МНЛесок сутки -схушлеток сутки'
сутки
Рассчитывается минимально необходимый дебит для обеспечения непрерывного выноса жидкости на устье по формуле (11):
_ ^m iппd|н 7ст р заб ^ /114
°МН - 47 р z , (11)
4 7 заб р ат-6
где - минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, критическая скорость,
м/с.
Минимальная скорость газа рассчитывается по формуле (12):
0,2 5, (12)
где а - коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м; рж - плотность воды в пластовых условиях, кг/м3.
Минимальная скорость по скважине 21 1,591м/с, по скважине 22 2,085м/с, по скважине 17 2,14м/с. Минимально необходимый дебит для обеспечения непрерывного выноса жидкости на устье по
скважине 21 0^=51507——, по скважине 0^=38397——, по скважине 0^=37678——.
МН сутки МН сутки МН сутки
Из уравнения можно вывести формулу для нахождения фактической скорости газа на башмаке НКТ (13):
эд^ _ *Зг47забРат^ (13)
^ d вн ^ст Рзаб ^
Фактическая скорость в скважине 21 2,564м/с, в скважине 22 1,602м/с, в скважине 17 1,321м/с. Согласно Мищенко И.Т. [1] критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины рассчитывается по формуле (14):
И£р ж - 3,5 * (45 - 0,455 * Рзаб) 02 5 * -¡= (14)
V Рзаб
Критическая скорость в скважине 21 2,309м/с, в скважине 22 3,116м/с, в скважине 17 3,14м/с. Формула минимального дебита сходится с формулой в работах А.А. Точигина [3]. Минимальная скорость газа, при которой не происходит осаждения капель находится по формуле (15):
_ 1 .2 3(4 5 - 0 .4 5Рзаб)02 5 п ^
™ (15)
Минимальная скорость в скважине 21 0,937м/с, в скважине 22 0,953м/с, в скважине 17 0,953м/с. Минимально необходимый дебит для обеспечения непрерывного выноса жидкости на устье по
скважине 21 0^=30323——, по скважине 22 0^=17549——, по скважине 17 0^=16784——.
МН сутки МН сутки МН сутки
На основании расчета технологических режимов работы скважин на Совхозном газовом месторождении установлено, что фактические скорости на башмаке НКТ и фактические дебиты скважины 21 больше критических, т.е. необходимых для полноценного выноса твердых и жидких частиц на поверхность. На скважинах 22 и 17 Совхозного газового месторождения ситуация противоположная: фактические скорости и дебиты не соответствуют требуемым. Также на данных скважинах наблюдается пониженное забойное давление. Следовательно, для скважин 22 и 17 необходимо проведение оптимизации в виде подбора диаметра НКТ с дальнейшей заменой лифтовых труб, а также проведение ОПЗ.
Список литературы
1. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. 296 с.
2. Тер-Саркисов P.M. Новый этап в изучении газожидкостных потоков в вертикальных трубах / P.M. Тер-Саркисов. Р.С. Сулейманов. С.Н. Бузинов и др. // Газовая промышленность, 2006. № 3. С. 64-67.
3. Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / А.А. Точигин, Г. Э. Одишария. М.: Газпром ВНИИГАЗ; Ивановский государственный энергетический университет, 1998. 400 с. 4.
4. Жмаева О.В. Анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи углеводородов на Совхозном месторождении. Вестник науки и образования, 2018. 7(43), 22-25.
5. Жмаева О.В. Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на Совхозном месторождении. Наука и образование сегодня, 2018. 12(35), 27-29.
ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ НАДЕЖНОСТЬ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Холодов С.С.
Холодов Степан Сергеевич - студент, Электроэнергетический институт Дальневосточный государственный университет путей сообщения, г. Хабаровск
Аннотация: в статье рассматриваются функциональная надежность микропроцессорных устройств релейной защиты, статистические денные об отказах данного оборудования. Проведено сравнение аппаратной и функциональной надежности микропроцессорных устройств релейной защиты.
Ключевые слова: микропроцессорные устройства релейной защиты, аппаратная надежность, функциональная надежность, показатели надежности.
Введение
Какими бы надёжными ни были электроэнергетические системы, в них неизбежно возникают повреждения и ненормальные режимы, которые в свою очередь могут приводить к возникновению аварий. Из-за дефицита времени и необходимости высочайшей точности действий в условиях аварий, управление осуществляется автоматически с помощью устройств релейной защиты и автоматики (РЗА).
Релейная защита — это огромная управляющая система, представляющая собой совокупность, согласованно и целенаправленно действующих, взаимосвязанных элементов и автоматических устройств [1]. Она охватывает практически все основные элементы электроэнергетической системы, от генераторов до приёмников электрической энергии.
Основными требованиями, применяемыми к комплексам релейной защиты и автоматики, являются селективность, чувствительность, быстродействие и надежность [2].
Последние два десятка лет в электроэнергетике осуществляется интенсивный переход от электромеханических устройств релейной защиты к микропроцессорным. Причем этот переход осуществляется не только по мере строительства новых энергетических объектов, но и путем замены старых электромеханических реле защиты на подстанциях, построенных еще в те годы, когда никто даже не предполагал использование в них микропроцессорных устройств. Данные устройства имеют множество преимуществ по сравнению с микроэлектронными, или электромеханическими устройствам РЗА.
Структура микропроцессорных устройств РЗА
Микропроцессорные устройства РЗА различного назначения имеют много общего, а их структурные схемы очень похожи. Центральным узлом цифрового устройства является микропроцессор, который через свои устройства ввода-вывода обменивается информацией с периферийными узлами. С помощью этих дополнительных узлов осуществляется сопряжение микропроцессора с внешней средой: датчиками исходной информации, объектом управления, оператором и т. д. Структурная схема микропроцессорного устройства релейной защиты представлена на рисунке № 1.
