( 8.13 );

м/с ;

Знайдемо поправочний коефіцієнт Е , який враховує вплив рідини на

зниження пропускної здатності газопроводу :

При см3/м3 і м/с ;

( 8.14 );

де -- водогазове відношення , см3/м3 =0

Використовуючи формулу ( 8.12 ) визначаємо фактичне значення коефіцієнта

гідравлічного опору шлейфу :

( 8.15 );

Розрахунок теоретичних і фактичних коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів інших свердловин проводимо аналогічно, а результати заносимо в

таблицю 8.2.

Таблиця 8.2. – Результати розрахунку теоретичних і фактичних значень коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів Більче-Волицького ГР

№ свердловини | Коефіцієнт гідравлічних опорів |

Коефіцієнт гідравлічних опорів

9 | 0,0216 | 0,0217

18 | 0,0213 | 0,0217

27 | 0,0190 | 0,0205

200 | 0,0253 | 0,0264

502 | 0,0181 | 0,0186

505 | 0,0216 | 0,0219

508 | 0,0223 | 0,0229

510 | 0,0164 | 0,0172

516 | 0,0185 | 0,0191

517 | 0,0193 | 0,0201

520 | 0,0231 | 0,0242

521 | 0,0209 | 0,0217

522 | 0,0238 | 0,0242

Як видно з табл.8.2. додаткові втрати не виникають тільки у свердловині №9. В інших свердловинах , в яких фактичні втрати тиску перевищують теоретичні , може відбуватися накопичення .

Вивчимо можливість утворення гідратів в шлейфах свердловин. Для прикладу розрахуємо роботу шлейфу свердловини №5, яка працює в найгірших умовах а саме—велика довжина шлейфу L=1780 м, дебіт газу q=17,4 тис. м3/добу , великий водний фактор Фв=2,3 л/тис.м3 , внутрішній діаметр шлейфу dвн=0,081 м , зовнішній діаметр dзовн=0,089 м .

Втрати тиску у викидних лініях свердловин визначаємо по формулі пропускної здатності шлейфів :

( 8.16 );

Прийнявши температуру навколишнього середовища рівною середній температурі повітря зимою ( T=268 К ) , знаходимо за формулою (8.2) середню температуру газу по шлейфу

;

За формулою ( 8.5 ) знайдемо приведену температуру :

;

За формулою ( 8.1 ) визначимо середній тиск в шлейфі :

;

За формулою ( 8.4 ) визначимо приведений тиск :

Коефіцієнт стисливості газу знаходимо за формулою ( 8.3 ) :

За формулою ( ) знаходимо середню швидкість газового потоку в газопроводі

м/с ;

За формулою ( 8.14 ) визначаємо поправочний коефіцієнт Е , який враховує вплив рідини на зниження пропускної здатності газопроводу :

За формулою ( 8.16 ) знаходимо розподіл тисків по довжині шлейфу на різних відстанях від устя свердловини :

МПа ;

МПа ;

МПа ; МПа ;

Розподіл температури по довжині шлейфу знаходимо за формулою :

( 8. 17 );

де: Тx—температура газу на відстані x від початку газопроводу К ;

Тгр – температура ґрунту на глибині прокладання шлейфу ,

приймаємо Тгр=268 К ;

Тп – температура на вході в трубопровід, К;

L – довжина шлейфу, м ;

Dі – коефіцієнт Джоуля-Томсона, К/МПа ;

Теплоємність газу визначимо за формулою:

( 8.18 ) ;

де: – молярна маса газу , кг/кмоль ;

кДж/кмоль*К ;

Визначаємо коефіцієнт Джоуля-Томсона за формулою :

( 8.19 ) ;

де: - питома ізобарна теплоємність газу, кДж/кгК;

( 8.20 ) ;

кДж/кгК;

Параметр f(P1T) визначимо за формулою :

( 8.21 ) ;

;

Підставивши значення величин , знайдемо коефіцієнт Джоуля-Томсона

К/МПа ;

Знайдемо коефіцієнт, який враховує зміну температури по довжині

Шлейфу :

( 8.22 ) ;

де k – повний коефіцієнт теплопередачі від газу до навколишнього

середовища. Приймаємо k = 1,5 кВт/м*К ;

Dзовн = 89 – зовнішній діаметр труб , мм ;

;

К ;

К ;

К ;

К ;

Рівноважну температуру гідратоутворення визначаємо в залежності від відношення суми парціальних густин:

( 8.23 ) ;

де – коефіцієнт, що визначається в залежності від відношення суми парціальних густин компонентів газу до суми їх об’ємних концентрацій за виключенням компонентів, що не є гідратоутворюючими (залежить від умовної приведеної густини газу ).

Для знаходження необхідно знати компонентний склад газу. Компонентний склад газу горизонту НД-10-12 Більче-Волицького газового родовища приведено в таблиці 8.3.

Таблиця 8.3 – Компонентний склад природного газу горизонту НД-10-12

Більче-Волицького газового родовища.

Назва | CH4 | C2H6 | C3H6 | C4H10 | C5H12+b | N2 | CO2

Вміст, % | 99,33 | 0,22 | 0,16 | 0,05 | 0,05 | 0,06 | 0,13

Густина, кг/м3 | 0,555 | 1,049 | 1,542 | 2,075 | 2,672 | 0,967 | 1,529

Визначаємо приведену відносну густину :

(8.24)

;

Залежність коефіцієнту від приведеної відносної густини газу приведено в таблиці 8.4.

Таблиця 8.4 - Значення коефіцієнту в залежності від приведеної відносної

густини газу.

Приведена відносна густина газу | 0,56 | 0,57 | 0,58 | 0,59 | 0,60 | 0,61 | 0,62 | 0,63 | 0,64

коефіцієнт | 24,25 | 21,8 | 20 | 18,53 | 17,67 | 17 | 16,45 | 15,93 | 15,47

В нашому випадку при згідно таблиці 8.4 =24,49 :

К

К

К

К

К

За значеннями, які були знайдені , будуємо графік умов гідратоутворення (рисунок 8.1 ). По залежності наочно видно , що гідрати в шлейф свердловини №505 не утворюється

Різниця між теоретичними і фактичними значеннями коефіцієнтів гідравлічного опору шлейфів говорить про те , що понижених ділянках рельєфу накопичується вода , що зумовлює зменшення пропускної здатності шлейфів та збільшення втрат тиску газу на шляху його проходження від свердловини до УКПГ. В зв’язку з чим необхідно запроектувати заходи для видалення із шлейфів свердловин скупченої рідини.

8.2. Проектування заходів з попередження накопичення рідини у викидних лініях свердловин

Для попередження накопичення рідини у викидних лініях свердловини я пропоную використати водозбірники , які можуть встановлюватися як біля гирла свердловини , так і в понижених ділянках рельєфу. Призначення їх полягає у вловлюванні і видаленні основної маси сконденсованої вологи і інших домішок. Вони практично нічим не відрізняються від горизонтальних сепараторів.

Найбільш поширені водозбірники горизонтального