Анализ эффективности системы сбора нефти и газа на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения

Рисунок 6 Зоны распространения высокопроницаемых коллекторов

Выполнено исследование 124 обычных образцов керна, взятых в скважине № 15, исполнитель - компания «Петролеум Тестинг Сервисиз», базирующаяся в г. Хьюстон (штат Техас, США). При исследовании образцов проводилось определение пористости и проницаемости при четырех разных давлениях. Величины эффективного давления выбирались с таким расчетом, чтобы охарактеризовать весь интервал продуктивной толщи в скважине № 15. Минимальное давление 2,1 МПа определялось требованием уплотнения образца в кернодержателе, чтобы исключить проскальзывание флюида по боковой поверхности образца при определении проницаемости. Следующее давление 17,2 МПа моделирует эффективное давление в пластах, залегающих в присводовой части структуры. Полученные при этом давлении данные использовались также как промежуточные значения при оценке влияния давления на глубже залегающие породы. Третье давление 24,1 МПа равно эффективному давлению в кровле XXIS пласта в скважине № 15. Последнее давление 28,9 МПа моделирует эффективное горное давление для образца из XXIII пласта, взятого в скважине № 15.

Дополнительно в нефтяном исследовательском центре компании «Маратон» выполнены определения методом центрифугирования на шести образцах керна и пять определений относительной фазовой проницаемости.

Сжимаемость пород была также определена лабораторным методом при эффективном давлении 24,1 МПа. При этом была получена средняя величина коэффициента сжимаемости пород 16,7·10-4 МПа-1. Это значение характерно для более рыхлых алеврито-песчаных пород.

Электрические измерения проведены на 8 образцах керна, а емкость катионного обмена определена по 9 образцам методом титрования хлоридом бария.

Были исследованы пробы нефти, газа и конденсата, отобранные при испытании скважины № 15 и выполнена интерпретация материалов геофизических исследований скважин.

2.5 Состояние разработки Астохского участка

Схема расположения скважин показана на рисунке 7.

Рисунок 7 Схема расположения скважин

Сезоны добычи 1999-2006 гг.

– продолжительность сезона 195 дней в году

– среднесуточный дебит 1 скважины 725 - 1125 т/сутки

– закачка воды - 16 тыс. м3/сутки

– средний газовый фактор вырос со 127 мі/т до 195 мі/т.

– накопленная добыча нефти - 11964,33 млн.тонн

– накопленная добыча газа - 1,5 млр. мі

– накопленная закачка воды - 5,2 млн. мі

– накопленная закачка газа - 1,3 млр. мі

– КИН - 8,5

3. Платформа «Моликпак»

“Моликпак” - это название передвижной арктической буровой установки, состоящей из полого кольцевого основания, на которое опирается палуба, несущая весь буровой комплекс и верхние строения (включая технологический модуль).

На платформе “Моликпак” различаются две палубы (главная и объемная) и технологический модуль.

Объемная палуба состоит из кессона и собственно объемной палубы, а на главной палубе располагаются жилой модуль, модуль сыпучих материалов, модуль подготовки и хранения буровых растворов, модули инженерного и энергооборудования, модули подвышечного основания буровой установки, склад труб, вертолетная площадка, складское помещение, сварочная мастерская, буровой комплекс, буксировочное оборудование и палубные краны.

Технологический модуль состоит из технологического оборудования, предназначенного для обработки продукции скважин.

3.1 Объемная палуба

Кессон

Кессон представляет собой квадратное стальное сооружение со срезанными углами, что придает ему в плане форму восьмиугольника. В кессоне нет явной носовой и кормовой части; для обеспечения устойчивости решено буксировать платформу северо-западным углом вперед. Платформа “Моликпак” будет использоваться в качестве стационарной гравитационной платформы для эксплуатационного бурения и добычи. Платформа устанавливается на глубине около 30 м.

Благодаря ледовому поясу кессона ледовые нагрузки передаются через набор на основание и песчано-гравийное ядро платформы, в результате чего кессон способен выдерживать значительные ледовые нагрузки. Конструкция обладает значительной избыточностью и в этом отношении напоминает конструкцию ледокольных судов. Обшивка ледового пояса опирается на тесно поставленные ребра жесткости, поддерживаемые системой вертикальных переборок и горизонтальных шпангоутов. Ледовые нагрузки в конечном счете воспринимаются грунтом основания платформы.

Постановка на дно и подъем производятся исключительно путем набора воды в 12 балластных цистерн или откачки воды из них. В системе балластировки, дебалластировки и контроля дифферента имеется 6 насосов (по три в каждой из двух насосных), 2 кольцевых магистрали и система управления задвижками. Для удобства обслуживания все клапаны установлены в двух насосных (северной и южной) и в двух помещениях для задвижек (восточном и западном).

Для предотвращения замерзания воды в балластных цистернах или в ядре участки внутренней обшивки балластных цистерн и палуба покрыты теплоизоляцией. Предусматривается также подача горячего воздуха от воздухоподогревателей и котлов. Измерение температуры и регулировка подачи тепла производятся из помещения ПУД, находящегося в объемной палубе, так же как и все остальные операции, связанные с кессоном. Управление буровым оборудованием, осуществляется из операторской жилого модуля (ПУЖМ).

Объемная палуба

Объемная палуба высотой 4,6 м опирается на резиновые амортизаторы на полке внутри кессона. Полость кессона, имеющая размеры в плане примерно 72 72 м, будет заполнена песком для обеспечения сопротивляемости горизонтальным ледовым нагрузкам. Верхняя поверхность объемной палубы и верхний край кессона находятся на одном уровне. Имеющийся между ними зазор 900 мм закрыт скользящими стальными листами, что позволяет палубе перемещаться относительно кессона. Объемная палуба разделена по всей высоте составными балками на 49 отсеков. Проемы в балках обеспечивают доступ к котельным, помещениям электрооборудования и помещениям научно-исследовательского оборудования, находящимся внутри этих отсеков.

Насосы и основные задвижки управляются дистанционно из помещения ПУД, находящегося в объемной палубе, но возможно и управление вручную в тех помещениях, где они установлены.

3.2 Главная палуба

Вся верхняя часть платформы носит название “главной палубы”. Здесь находятся верхние строения, буровой комплекс и связанное с ним оборудование. Главная палуба является также местом хранения материалов для приготовления буровых растворов и сыпучих материалов. Эта часть разделена на 20 отсеков, используемых для хранения дизельного топлива и воды для пожаротушения, а также для размещения насосных и обеспечения доступа к насосным балластной воды и помещениям для задвижек, находящимся ниже.

Для хранения дизельного топлива служат 12 цистерн, которые расположены в верхних отсеках кессона и вмещают до 5400 м3 дизельного топлива. Из цистерн топливо перекачивают в центрифугу для очистки, после чего очищенное топливо подается в сборную цистерну на палубе. Из сборной цистерны дизельное топливо перекачивается в суточные баки потребителей.

Для удобства обслуживания в кессоне предусмотрены лазы, трапы, проходы, леса и подъемные механизмы. Среди других устройств имеются точки крепления буксирных крюков и швартовные кнехты, а также временные кранцы для причаливания судов обеспечения.

Жилые модули

В жилых модулях A1 и A2, находящихся на восточной стороне главной палубы, расположены жилые помещения экипажа, офисы, комнаты отдыха, столовая и ПУЖМ. В модуле инженерного оборудования A3, расположенном севернее рядом с жилым модулем A2, находится инженерное оборудование и система аварийного электроснабжения.

Модули сыпучих материалов

В модулях B1, B2 и B3, расположенных в северо-восточной части палубы, находятся напорные емкости для хранения барита и цемента, воздушные компрессоры и другое вспомогательное оборудование.

Модули подготовки и хранения буровых растворов

В модулях подготовки и хранения буровых растворов М1 и М2 находятся насосы подачи раствора, емкости для хранения и оборудование для очистки раствора. Эти модули располагаются севернее рядом модулем инженерного и энергооборудования U1.

Модули инженерного и энергооборудования

В модулях U1 и U2, расположенных в юго-восточной части палубы, находится электрогенераторы и распределительные устройства, два воздушных компрессора, два паровых котла, емкость для воды, теплообменники-утилизаторы и небольшая механическая мастерская.

Модули подвышечного основания

Модули подвышечного основания S1 и S2, находящиеся в центральной части палубы, служат опорой для буровой установки и бурового и вспомогательного оборудования. В этих модулях располагается такое оборудование, как буровая лебедка, пульт бурильщика, противовыбросовые превенторы и т.д.

Склад труб

Склад труб (модуль Р1) вместе с оборудованием для перемещения и укладки труб находится на западной стороне палубы и служит для хранения всех трубных изделий, таких как бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы, УБТ и т.д. В северной части склада располагается сварочная мастерская.

Вертолетная площадка

Вертолетная площадка, находящаяся на крыше блока жилых модулей А1 и А2, имеет вид восьмиугольника размером около 29 30 м. Закрытый зал ожидания размером 5,0 6,7 м находится под площадкой на стороне модуля А2. В отдельном помещении под площадкой хранится противопожарное оборудование.

Склад

Здание склада для хранения деталей, необходимых для пуска оборудования, находится в северо-восточной части палубы. В нем имеется офис, электромастерская, помещение для хранения лакокрасочных материалов и общее складское помещение.

Сварочная мастерская

Сварочная мастерская примыкает с севера к модулю Р1 в северо-западной части палубы.

Буровой комплекс

В буровом комплексе платформы “Моликпак” имеется ротор с приводным электродвигателем, воздуходувка с приводным электродвигателем постоянного тока и воздушно-гликолевый теплообменник. Буровая вышка может быть установлена на позиции любой из двух буровых шахт, имеющихся на палубе. Опорой для вышки служит модуль подвышечного основания S2.

Буксировочное оборудование

На платформе имеется буксировочное оборудование, в состав которого входят:

- 2 пневматические лебедки в северо-западном секторе палубы;

- пять 90-см цепей для крепления буксирных тросов; длина 4 м, предел прочности каждой составляет 656 т;

- 5 буксирных шкентелей: длина 60 м, диаметр 165 мм, предел прочности (каждого) составляет 522 т;

- 8 скоб с обухом и овальным пальцем, размер 90 см;

- шкивы, скобы и проволочный канат для выбирающих лебедок;

- палубные краны.

На кессоне установлены 3 пьедестальных крана грузоподъемностью 65 тонн с вылетом стрелы 37 м и склад сыпучих материалов на 6000 т.

3.3 Технологический модуль

Технологический модуль, установленный на западной стороне кессона, служит для подготовки нефти в течение этапа 1.

В этап 1 входит переоборудование платформы “Моликпак” в платформу (с жилыми помещениями) для эксплуатационного бурения и добычи нефти на Астохской площади Пильтун-Астохского месторождения. Производительность платформы составит 4,5 млн. т/год нефти и 0,74 млрд. м3/год газа. Добываемая нефть будет поступать в пришвартованное плавучее нефтеналивное хранилище (ПНХ) для отгрузки в танкеры покупателей. Нефть - легкая, малосернистая, с высоким содержанием нафтенов и ароматических углеводородов. Попутный газ будет закачиваться обратно в пласт. Из-за использования плавучей системы отгрузки нефти продолжительность добычи ограничивается безледовым периодом и составит примерно 180 - 200 дней в году.

3.3.1 Технологическая схема

Схема сбора нефти и газа показана на рисунке 8 Б (Приложения Б).

Пластовая жидкость из 13 добывающих скважин, имеющая температуру около 59 С, поступает в эксплуатационный сепаратор высокого давления (ВД).

Для наблюдения за поведением скважин и контроля за разработкой пластов продукция любой из добывающих скважин может быть поворотом задвижек манифольда отведена в замерный сепаратор.

Эксплуатационный сепаратор ВД работает под давлением 2,568 МПа, разделяя продукцию скважин на газообразную и жидкую фазы. Жидкость, давление которое понижается, соединяется с жидкостью из замерного сепаратора и поступает в эксплутационный сепаратор среднего давления (СД).

Эксплуатационный сепаратор СД работает под давлением 0,793 МПа и разделяет поступающую жидкость на газ, нефть и воду. Давление нефти в нем падает до 0,145 МПа, и нефть идет в эксплуатационный сепаратор низкого давления (НД), в котором происходит окончательное отделение газа от нефти. Упругость паров падает до уровня, требуемого техническими условиями для танкерного хранения, а именно 0,110 МПа при температуре 38 С. Перед перекачкой нефти по трубопроводу в ПНХ ее охлаждают в охладителе сырой нефти до температуры 27 С.

Газ, отделяемый в эксплуатационных сепараторах, обрабатывается следующим образом. Газ, поступающий из эксплуатационного сепаратора НД, сжимается в газовом компрессоре НД до 0,793 МПа и объединяется с потоком газа из эксплуатационного сепаратора СД. Объединенный поток вначале охлаждается до температуры 38 С в охладителе газа на входе газового компрессора СД, и затем сжимается этим компрессором до 2,586 МПа. Конденсат из охладителя газа на входе компрессора СД возвращается в эксплуатационный сепаратор НД. Газ из газового компрессора СД объединяется с потоком газа из замерного сепаратора и эксплуатационного сепаратора ВД и охлаждается до 38 С в охладителе газа на входе газового компрессора ВД. Если при охлаждении образуется конденсат, то он возвращается в эксплуатационный сепаратор СД. Около 7360 м3/ч отбирается на использование в качестве топлива, а остальной газ сжимается в газовом компрессоре ВД до 9,515 МПа. Этот газ также охлаждается до 38 С в охладителе на выходе газового компрессора ВД. Если при охлаждении образуется конденсат, то он возвращается в эксплуатационный сепаратор СД. Окончательное сжатие газа происходит в газонагнетательном компрессоре, из которого газ под давлением 31,3 МПа закачивается в пласт через нагнетательную скважину.

3.4 Вспомогательное оборудование технологического модуля

Факельная система

Газ, остающийся после закачивания, направляется в факельную башню, установленную на крыше технологического модуля, на сжигание. Имеется две независимые системы для сжигания попутного газа - факельная система НД и факельная система ВД. Обе системы управляются с одной панели зажигания, откуда на факельные наконечники подается электрическая искра, зажигающая газ.

В факельной системе ВД имеется коллектор диаметром 400 мм, факельная стойка длиной 30 м на крыше технологического модуля, реактивный факельный наконечник EEF-HYDRA-16 производства компании «John Zinc» диаметром 400 мм с 2 горелками и разгрузочный газожидкостный сепаратор, имеющий внутренний диаметр 1829 мм и длину цилиндрической части 6096 мм, установленный на первом ярусе технологического модуля. Система рассчитана на пропускание двухфазного потока в объеме 2,04 106 м3/сут. при давлении 0,173 МПа и температуре 27 С.

В факельной системе НД имеется коллектор диаметром 200 мм, факельная стойка длиной 30 м на крыше технологического модуля, факельный наконечник EEF-U-8 производства компании «John Zinc» диаметром 200 мм с 1 горелкой и разгрузочный газожидкостный сепаратор, имеющий внутренний диаметр 1067 мм и длину цилиндрической части 2438 мм, установленный на первом ярусе технологического модуля. Система рассчитана на максимальный расход 0,14 106 м3/сут.

Система подачи топливного газа и газа для продувки

Топливный газ для аппаратов технологического модуля и газ для их продувки поступают из двух источников. Основной источник топливного газа для всей платформы - это скруббер на всасывании газового компрессора ВД; запасной источник, который является также источником топливного газа при

запуске системы, - это эксплуатационный сепаратор ВД и замерный сепаратор. Количество газа, отбираемого из скруббера на всасывании газового компрессора ВД для использования в качестве топлива или для продувки, составляет приблизительно 7360 м3/ч.

Энергоагрегат

Энергоагрегат технологического модуля, состоящий из электрогенератора, приводной турбины и вспомогательного оборудования, располагается на третьем ярусе, а помещение панелей управления двигателями (ПУД), распределительных устройств (РУ) и батареи аккумуляторов - на южной стороне второго яруса.

В состав оборудования помещения ПУД/РУ входит система программируемых логических контроллеров (ПЛК), система интерфейса человек-машина, панель управления электрогенератором, панели управления компрессорами и турбинами, панели управления двигателями и насосами и панели управления системой отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и вспомогательное оборудование.

3.5 Устьевое оборудование и манифоьды

Система устьевого оборудования состоит из следующих элементов:

- 13 устьевых головок

- 1 газонагнетательная головка

- 1 эксплуатационный манифольд

- 2 пульта управления устьевым оборудованием.

- Устьевые головки

На платформе имеются 20 окон для бурения, в которые устанавливаются устьевые головки. В ходе этапа 1 освоения будут использоваться 13 устьевых головок для однорядных нефтяных скважин. Еще восемь окон для бурения зарезервированы для последующих работ (этап 2).

Каждая устьевая головка оборудована манометром, фонтанным штуцером, поверхностным клапаном-отсекателем и забойным клапаном-отсекателем.

Устьевые головки всех 13 скважин имеют одинаковую конструкцию. Манометры указывают рабочее давление в устьевых головках. Фонтанные штуцеры устанавливаются непосредственно после устьевых головок для контроля за дебитом каждой скважины. Поверхностные клапаны-отсекатели предназначены для автоматического прекращения процесса добычи в случае его сбоя или аварийного останова техпроцесса (АОТП). Забойные клапаны-отсекатели используются для аварийного останова платформы (АОП). В случае аварийного останова платформы поверхностные клапаны-отсекатели закрываются раньше, чем забойные.

Устьевые головки и фонтанные штуцеры рассчитаны на давление закрытия скважины 34,470 МПа.

Если рабочее давление в выкидной линии превышает 2,980 МПа или снижается, становясь меньше 1,987 МПа, реле высокого/низкого давления посылает пневматические сигналы на пульт управления устьевым оборудованием. С пульта управления пневматические сигналы для закрытия скважины поступают на поверхностные клапаны-отсекатели, а гидравлические - на забойные клапаны-отсекатели.

Для предотвращения обратного потока продукции из устьевой головки или замерного коллектора к устью нефтедобывающей скважины в каждой выкидной линии установлен обратный клапан.

Устьевое оборудование газонагнетательных скважин

Этапом 1 освоения предусмотрено использование одной газонагнетательной головки. Газонагнетательная головка не соединена с эксплуатационным манифольдом.

Газонагнетательная головка оборудована манометром, фонтанным штуцерном, а также поверхностным и забойным клапанами-отсекателями.

Манометр показывает устьевое рабочее давление закачки газа. Фонтанный штуцер с ручным управлением устанавливается непосредственно перед газонагнетательной головкой для регулирования интенсивности закачивания газа в скважину. Для автоматического закрытия скважины в случае сбоя процесса добычи или аварийного останова техпроцесса используются поверхностные клапаны-отсекатели. Забойные клапаны-отсекатели используются для аварийного останова платформы. В случае аварийного останова платформы поверхностные клапаны-отсекатели закрываются раньше, чем забойные.

Газонагнетательная головка и фонтанный штуцер рассчитаны на давление закрытия скважины 34,470 МПа.

Если рабочее давление в выкидной линии становится меньше 7,476 МПа, реле низкого давления посылает пневматические сигналы на пульт управления устьевым оборудованием. С пульта управления пневматические сигналы для прекращения подачи газа с газонагнетательного компрессора поступают на поверхностные клапаны-отсекатели, а гидравлические - на забойные клапаны-отсекатели.

Для предотвращения обратного поступления газа из устьевой головки газонагнетательной скважины к газонагнетательному компрессору в каждой выкидной линии установлен обратный клапан.

3.6 Система газонагнетательного компрессора

Газонагнетательный компрессор повышает давление газа, поступающего из газового компрессора ВД, и направляет его в нагнетательную скважину.

3.6.1 Описание системы

Схема системы газонагнетательного компрессора представлена на рисунке 9 Б (Приложения Б)

В состав системы газонагнетательного компрессора входит охладитель на стороне нагнетания газового компрессора ВД, скруббер на стороне всасывания газонагнетательного компрессора, сам газонагнетательный компрессор и приводная газовая турбина.

Охладитель на стороне нагнетания газового компрессора ВД представляет собой горизонтальный кожухотрубный теплообменник с водяным охлаждением производительностью 21 584 МДж/ч. Его размеры - наружный диаметр 1067, длина 4877 мм.

Скруббер на стороне всасывания газонагнетательного компрессора - вертикальный аппарат; его размеры: внутренний диаметр 762 мм, длина обечайки 2896 мм. Скруббер удаляет из газа всю оставшуюся в нем жидкость, после чего газ поступает в компрессор.

Газонагнетательный компрессор - 7-ступенчатый центробежный компрессор производства фирмы «Demag DeLaval Turbomachine Corporation» модели 06MV7A с горизонтальным валом. Компрессор приводится газовой турбиной «European Gas Turbines (EGT) Tornado» производства фирмы «Stewart and Stevenson» через повышающий редуктор. В нормальном режиме топливный газ поступает в турбину из скруббера на всасывании газового компрессора ВД. Эксплуатационный сепаратор ВД и замерный сепаратор - это вторичные источники топливного газа, которые служат в качестве резерва и для подачи газа при запуске турбины. Перед подачей в турбину газ проходит через фильтр-сепаратор для удаления твердых частиц и мелких капель жидкости и через электрический нагреватель газа, в котором температура газа повышается как минимум на 20 С выше точки росы, чтобы не допустить образования гидрата в линии подачи газа. Компрессор и повышающий редуктор установлены на общей фундаментной плите. Компрессор оснащен системами уплотнительного газа, смазки и буферного газа.

Главная задача системы смазки - подача нужного количества охлажденного и отфильтрованного масла при нужном давлении, расходе и температуре в турбину, редуктор и упорный и радиальный подшипники компрессора. Система уплотнительного газа подает газ в последовательно установленные сухие уплотнения вала. Газ для этой системы отводится из третьей ступени компрессора, проходит через фильтр и доводится до нужного давления. Задача системы буферного газа - подача газа НД в барьерное уплотнение наружного конца вала и во внутренние лабиринтные уплотнения. Чистый воздух поступает от внешнего источника и доводится до нужного давления.

Расчетная пропускная способность компрессора 1,912 млн. м3/сут. газа при следующих характеристиках:

Мощность…………………………………………………….5 102 кВт

Давление………………………………………………………31,3 МПа

Температура………………………………………………….…..125 C

Из газового компрессора ВД газ поступает в скруббер на всасывании системы газонагнетательного компрессора, где из него удаляется унесенная жидкость. Оттуда газ поступает на всасывание газонагнетательного компрессора под давлением 9,380 МПа, имея температуру 38 С. Выходящий из компрессора газ, сжатый до 31,3 МПа проходит через воздушный охладитель и при температуре 125 C, направляется в нагнетательные скважины.

Расход газа, поступающего в нагнетательную скважину, замеряется расходомером с компенсацией по температуре и давлению и записывается местным диаграммным самописцем. Два предохранительных клапана, установленные в нагнетательном трубопроводе компрессора и входной линии нагнетательной скважины, обеспечивают поддержание рабочего давления, направляя избыточный газ в предохранительный коллектор ВД.

3.6.2 Охладитель на стороне нагнетания компрессора ВД

Температура на выходе охладителя на стороне нагнетания газового компрессора ВД должна оставаться близкой к величине уставки (38 С) и быть выше температуры образования гидрата (19,2 С). Для поддержания нужной температуры оператору надлежит вручную регулировать дроссельным клапаном расход забортной воды, подаваемой в охладитель.

Если температура на выходе охладителя падает ниже рабочей температуры 38 C или если температура забортной воды опускается ниже нормальной рабочей температуры 15 C, то для повышения температуры нужно вручную уменьшить расход подаваемой забортной воды.

4. Анализ системы сбора нефти и газа, обоснование необходимости внедрения и расчет вихревой трубы

Если проводить анализ системы утилизации попутного газа, который по существующей схеме сбора и подготовки нефти и газа на платформе должен закачиваться в газонагнетательную скважину ПА-101 в целях поддержания пластового давления, то в период летних месяцев существует проблема с его температурой. На выходе из газонагнетательного компрессора температура газа составляет, порядка 125_ С. Такое значение температуры приводит к термическому расширению обсадной колонны в нижней части скважины, в результате чего колонну выдавливает. В 2002 г это привело к тому, что колонна уперлась в крышу технологического модуля. В то время эта проблема была решена установкой воздушного охладителя на выходе из нагнетательного компрессора. Но после установки в 2004 г. модуля заводнения и в 2005 г. MTI модуля поток воздуха через охладитель был перекрыт, и проблема с температурой закачиваемого газа возникла снова (в жаркий период добычи значение температуры поднимается до 105о C). Потери, связанные с различными внештатными ситуациями с 2006 г. стали отражаться в отчетах по добыче нефти как разница между запланированной и фактической добычей. Причины этих потерь условно делят сезон добычи на три периода:

- Май - июнь - ограниченная пропускная способность подводного стояка, соединяющего ОЯП с ПНХ;

- Июль - сентябрь - высокая температура закачиваемого газа (Приложение В);

- Октябрь - декабрь - ограниченная пропускная способность скруббера на выходе сепаратора высокого давления из-за повышенного газового фактора.

Далее в работе предлагается решить проблему с высокой температурой закачиваемого газа, тем самым избавиться от потерь в летний период добычи. Предлагается уменьшить температуру газа путем установки на участке между газонагнетательным компрессором и устьем газозакачивающей скважины вихревой трубы. Основным требованием, предъявляемым к данной установке будет понижение температуры газового потока до 85о C при заданном перепаде давления.

4.1 Описание вихревой трубы (эффект Ранка-Хилша)

Сущность эффекта Ранка заключается в вихревом температурном разделении газового потока на холодный и горячий, (центральный поток имеет более низкую температуру, чем исходный газ). Поясним этот эффект на примере вихревой трубы.

Вихревая труба в ее основной модификации - это устройство, в котором сжатый газ при расширении разделяется на два потока - один более холодный, чем исходный, и второй - более горячий. В вихревой трубе нет никаких движущихся частей, ее конструкция чрезвычайно проста. На рисунке 9 показан общий вид вихревой трубы. Цилиндрическая труба 1 соединена с распределительной головкой 2, которая содержит сопловой ввод 3, диафрагму 4 и трубу холодного потока 5. С противоположной стороны расположен корпус регулирующего вентиля 6 с конусом 7 и трубой 8 горячего потока.

Поток сжатого газа подводится к соплу 3. В сопловом вводе и затем в вихревой трубе сжатый газ расширяется и разделяется на два потока - холодный и горячий. Холодный поток (с температурой tx, значительно меньшей, чем температура tc сжатого потока) отводится через диафрагму 4 по трубе холодного потока.

Рисунок 10 Общий вид вихревой трубы

Горячий поток (с температурой tг, значительно большей, чем tc) отводится с противоположного конца через вентиль 6 по трубе горячего потока.

Меняя положение конуса 7, можно изменять расходы и температуры холодного и горячего потоков. Для понижения температуры tx необходимо расход холодного потока уменьшить (вентиль 7 открывается). Для повышения температуры tг, горячего потока, наоборот, вентиль 7 прикрывается.

Такова вихревая труба в ее классическом виде. По мере совершенствования конструкций вихревых труб появились разнообразные ее модификации, в частности такие, которые дают только холодный поток, или такие, где получают три потока - два холодных и один горячий; разработаны и такие трубы, в которых охлаждаемый объект помещается внутри них. Однако принцип работы вихревой трубы и основные её элементы во всех модификациях сохраняются.

Образование холодного и горячего потоков может произойти только в том случае, если энергия входящего потока в вихревой трубе распределяется таким образом, чтобы некоторое ее количество отводилось от охлаждаемого потока и передавалось нагреваемому потоку. Суммарное количество энергии холодного и горячего потоков, отводимых из трубы (если она изолирована), по закону сохранения энергии равно количеству энергии поступающего сжатого газа. Перераспределение энергии является результатом сложных газодинамических процессов, происходящих внутри вихревой трубы. Прежде чем рассматривать эти процессы, необходимо представить некоторые внешние характеристики вихревой трубы.

Понижение температуры ?tx определяется по разности температур поступающего сжатого газа и получаемого холодного потока ?tx = tс - tx , а повышение температуры другой части потока составляет разность между температурами горячего потока tг и сжатого газа tс , ?tг = tг - tс.

Разности температур ?tx и ?tг при постоянных температуре tс и давлениях перед трубой и за ней изменяются в зависимости от соотношения масс потоков. Gx и Gг, выходящих соответственно через холодную и горячую стороны вихревой трубы. Масса получаемого холодного потока Gx или его доля µ = Gx/Gс (отношение массы холодного потока к массе суммарного количества газа, подведенного к вихревой трубе) регулируется изменением количества газа Gг, пропускаемого через вентиль на горячем конце трубы.

Рисунок 11 - Схема энергетического баланса вихревой трубы.

Очевидно, что, например, при Gс = 1 кг/ч и доле холодного потока и масса горячего потока будет равна 1 - µ. Значения ?tx и ?tг можно изменять в довольно широких пределах, однако во всех случаях должно соблюдаться условие сходимости энергетического баланса трубы.

В общем случае энергетический баланс имеет вид (рисунок 11):

Gс iс = Gг iг + Gх iх + Qохл, (1)

здесь

Gсiс - энергия потока, подведенного к трубе;

Gгiг и Gxix - энергия, выносимая соответственно горячим и холодным потоками; (Qохл - количество тепла, отводимое от горячей части трубы при ее естественном или искусственном охлаждении).

В большинстве случаев, если труба не охлаждается специально, величиной Qохл можно пренебречь (Qохл = 0).

Такую трубу называют адиабатной, (процесс протекает без теплообмена с внешней средой).

Широкое внедрение вихревых труб в химической промышленности тормозилось отсутствием простых технических решений, но плавному регулированию площади соплового ввода, позволяющих эксплуатировать их в необходимом интервале значений параметров технологических потоков. В последнее время ситуация в этой области изменилась. Сотрудниками ОАО «ГИАП» разработаны конструкции регулируемых вихревых труб, которые наряду с генерацией холода (тепла) выполняют роль регулятора давления (расхода). Наиболее простой в изготовлении и эксплуатации оказалась конструкция, принцип такого регулирования показан на рисунке 12.

Как видно из рисунка варьирование площади соплового ввода осуществляется за счёт изменения высоты прямоугольного сопла клинообразным элементом 2, который приводится в движение автоматической системой управления посредством мембранного исполнительного механизма. При этом возможно полное закрытие соплового ввода.

Вихревая труба-регулятор отработана в промышленных условиях на природном газе и попутном газе нефтедобычи.

Рисунок 12 Вихревая труба-регулятор

Вихревая труба (ВТ) предназначена для получения холода или тепла и очистки природного газа при низкотемпературной сепарации высших углеводородов. Вихревые трубы могут быть использованы индивидуально, так и в технологической схеме с теплообменником рекуператором и сепаратором. Вихревая труба утилизирует потенциальную энергию давления сжатых газов для получения холода и тепла. В вихревой трубе реализован эффект Ранка-Хилша, заключающийся в разделении высокоскоростного потока на холодный и горячий. Термодинамическая эффективность вихревой трубы ниже, чем у детандера, но существенно превышает эффект дросселирования.

Достоинствами вихревой трубы является конструктивная простота, компактность, безопасность, надежность в промышленной эксплуатации. Применение вихревой трубы в различных технологиях целесообразно при наличии неиспользуемой энергии перепадов давления для очистки и охлаждения любых газов и газовых смесей, в том числе содержащих жидкие и конденсирующиеся примеси.

Следует отметить, что поток газа в вихревой трубе является развитым турбулентным потоком. Можно предположить, что турбулентность, возбуждаемая струями, истекающими из водных сопел вихревой трубы, имеет высокий уровень, превышающий во всей области энергетического давления уровень турбулентности, порождаемый в пограничном слое на стенках трубы.

Рабочая величина давления на входе в вихревую трубу может меняться в широких пределах. Температура теплого и холодного потоков зависит от начальной температуры газа на входе. Потери энергии в ВТ связаны с трением высокоскоростного газового потока о стенки.

Таким образом, вихревая труба является весьма удобным инструментом для получения высокотемпературных (+ 60, + 80° C) и низкотемпературного (- 20, - 40° C) газовых потоков, которые можно использовать для отопительных целей и холодильной техники.

4.2 Расчет основных параметров вихревой трубы