520 | 17,1 | 0,001 | 0,011 | 5,4·10-5 | 6,317·10-3

? | 61,1 | 0,0789 | 0,839 | 4,155·10-3 | 4,861·10-3

7.4 Технологія і техніка закачки ПАР на вибій свердловини. Технологічна карта. Організація і послідовність виконання запроектованих робіт

Розчин неонолу АФ-09-12 будемо подлавати по інгібітор проводах від УКПГ. Інгібітропроводи діаметром 32 мм прокладені до кожної свердловини паралельно шлейфам. Подачу здійснюють насосами дозаторами.

Для зберігання розчину неонолу на території УКПГ встановлюють резервуар не менше 5 м3. Після встановлення резервуару монтують насоси дозатори і виконують обв’язку обладнання. Частоту поповнення запасів розчину ПАР здійснюють виходячи з його добової витрати і об’єму резервуару. Так при ємності 5 м3 періодичність завозу складає близько 103 доби.

Для боротьби з піною в газовому потоці перед сепаратором І-ої ступені встановлюють сітки (якщо буде така необхідність).

Після встановлення заданих режимів подачі піноутворювачів необхідно періодично проводити наступні заходи:

1) проводити промислові дослідження з метою уточнення об’ємної витрати і оптимальної концентрації розчинів ПАР;

2) проводити періодичні контрольні заміри дебітів газу і води, для визначення ефективності запроектованої технології.

7.5 Розрахунок прогнозної технологічної ефективності боротьби з обводненням свердловин за допомогою ПАР

Розрахунок технологічної ефективності від застосування неонольного розчину для винесення вибійної рідини будемо проводити спираючись на середньостатистичні дані проведення аналогічних заходів по родовищах Прикарпаття. Дебіт оброблених свердловин в середньому зростав на 10-20 %. Приймаємо ц=15З врахуванням ефекту визначимо очікуваний дебіт свердловин після обробки.

Для свердловини БВ-520 отримано:

тис.м3/д

тис.м3/д

Визначаємо добовий приріст дебіту:

тис.м3/д

Обчислюємо річний приріст видобутку по свердловині БВ-520:

тис.м3/рік

де - інтервал часу рівний 365 діб

Ке – коефіцієнт експлуатації свердловин, Ке=0,95

тис.м3/рік

Результати розрахунку для інших свердловин заносимо в таблицю 7.3.

Таблиця 7.3 – Результати розрахунку прогнозної ефективності від застосування розчину неонолу для винесення води з вибою свердловини

№ св-ни | Дебіт свердловини до обробки, тис.м3/д | Ефект, ц, % | Дебіт свердловини після обробки, тис.м3/д | Приріст дебіту свердловини, тис.м3/д | Приріст річного видобутку, тис.м3/рік

18 | 16,3 | 15 | 18,745 | 2,445 | 847,8

200 | 10,3 | 15 | 11,845 | 1,545 | 535,73

505 | 17,4 | 15 | 20,01 | 2,61 | 905,02

520 | 17,1 | 15 | 19,665 | 2,565 | 889,91

? | 61,1 | 15 | 70,265 | 9,165 | 3177,96

Отже внаслідок застосування ПАР додатковий річний видобуток газу складе

3,178 млн.м3.

8. Проектування заходів по підвищенню ефективності

роботи системи збору та підготовки газу

8.1. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин і оцінка

можливості утворення в них гідратів

Для оцінки можливості утворення гідратів в шлейфі необхідно розрахувати теоретичне і фактичне значення коефіцієнту гідравлічного опору і порівняти їх. Для прикладу проведемо розрахунок теоретичного і фактичного значення коефіцієнта гідравлічного опору шлейфа свердловиниБВ-9.

Вихідні дані для розрахунків приведені в таблиці 8.1

Таблиця 8.1. – Результати розрахунку теоретичних і фактичних значень коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів Більче-Волицького ГР.

№ св | Дебіт газу тис.м3/ доб | Тиск на буфері, МПа | Тиск на вході в УКПГ, МПа | Темпера-тура на буфері, °К | Темпера-

тура на вході в УКПГ,0К

9 | 25,5·10-3 | 1,37 | 1,24 | 284 | 276,65

18 | 16,3·10-3 | 1,36 | 1,24 | 284 | 276,65

27 | 13,4·10-3 | 1,45 | 1,24 | 284 | 276,55

200 | 10,3·10-3 | 1,38 | 1,19 | 280 | 276,45

502 | 7,4·10-3 | 1,38 | 1,21 | 283 | 276,45

505 | 17,4·10-3 | 1,37 | 1,23 | 282 | 276,35

508 | 10,5·10-3 | 1,60 | 1,24 | 284 | 276,55

510 | 0,8·10-3 | 1,43 | 1,18 | 281 | 276,15

516 | 1,9·10-3 | 1,29 | 1,2 | 283 | 276,35

517 | 1,4·10-3 | 1,41 | 1,24 | 284 | 276,55

520 | 17,1·10-3 | 1,42 | 1,10 | 282 | 276,45

521 | 4,6·10-3 | 1,32 | 1,18 | 282 | 276,45

522 | 12,8·10-2 | 1,48 | 1,24 | 284 | 276,55

Розрахунок:

1. Визначаємо середній тиск в шлейфі:

; ( 8.1 ) ;

де Pк – тиск на вході в УКПГ , МПа ;

Pпл – тиск на усті свердловини ;

;

2. Визначаємо середню температуру газу в шлейфі :

( 8.2 ) ;

де Ту – температура газу на усті свердловини;

Тк – температура газу на вході в УКПГ , МПа;

К;

3. Визначаємо коефіцієнт стисливості газу :

( 8.3 ) ;

Знайдемо приведений тиск і температуру;

( 8.4 ) ;

4. Визначаємо динамічний коефіцієнт в’язкості газу.

Для цього спочатку визначимо приведену густину газу;

( 8.6 ) ;

де - критична густина газу,

Знаходимо динамічний коефіцієнт в’язкості газу при атмосферному тиску :

( 8.7 );

мПа*с;

Оскільки , то динамічний коефіцієнт в’язкості газу знаходимо за

формулою :

( 8.8 );

=0,046 – за результатами розрахунків в попередніх розділах .

мПа*с ;

5. Знаходимо число Рейнольдса.

( 8.9 );

де q – середньодобовий дебіт газу; Dвн – внутрішній діаметр шлейфу;

– динамічна в’язкість газу.

;

6.Визначаємо теоретичне значення коефіцієнта гідравлічного опору шлейфу для турбулентного режиму руху газу :

( 8.10 );

де = ( 8.11 );

ek—абсолютна шорсткість труб , для старих труб еk=0,12 мм

;

;

7. Знаходимо фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опору шлейфу

за формулою :

( 8.12 );

де Q—пропускна здатність газопроводу , м3/добу ;

-- коефіцієнт гідравлічного опору ;

-- відносна густина газу ;

Tсер—середня температура газу по довжині газопроводу , К ;

Zсер—середній коефіцієнт стисливості газу по довжині

газопроводу ;

L—довжина газопроводу ;

Знайдемо