);
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 типу , які врізаються в газопровід. Накопичену у водозбірнику вологу ( воду ) і інші домішки періодично відбирають автоцистернами. Конструктивно вони являють собою раптове розширення труби , по якій тече газ. Степінь очищення розширювальних камер досягає 90%. Довжину водозбірника визначають реакцією траєкторій частини мінімального заданого діаметру на вісь