Нефтяной газ

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей хи­мической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, яв­ляются смесью различных углеводородов — метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто в состав газов наряду с углеводородами вхо­дят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, получаемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и больше по отношению ко всему количеству газа. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга своими физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физиче­ских свойствах самого нефтяного газа.

Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания.

При нормальных условиях (т. е. при давлении 0,1 МПа и тем­пературе 0° С) метан л этан всегда находятся в газообразном состоя­нии. Пропан и бутан хотя и относятся к газам, но очень легко пере­ходят в жидкость даже при очень малых давлениях.:а Вообще давление, необходимое для перевода того или иного углеводорода в жидкость, т. е. упругость паров данного углеводо­рода, повышается с ростом температуры и при данной температуре тем больше, чем ниже плотность углеводорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна минус 82,1° С. Так же трудно пере­водится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие газы и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ отно-

сится к газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины.

На практике принято считать сухим газом такой, который в 1 м³ •содержит меньше 60 г газового бензина, а жирным — газ, содержа­щий в 1 м³ более 60 — 70 г бензина.

Жирные газы добываются в основном с легкими нефтями. С тя­
желыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ,
состоящий главным образом из метана. ^/

Первичная характеристика газа определяется по его плотности. Плотностью газа называется его масса, заключенная в 1 м³ при 0° С и атмосферном давлении.

На практике обычно пользуются понятием «относительная плот­ность» газов. Относительной плотностью газа называется отношение массы определенного объема газа к массе такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительная плотность углеводородных газов колеблется в широких пределах — от 0,554 у метана до 2 у бутана.

Плотность газов измеряют специальными газовыми пикномет­рами или же эффузионным методом, который основан на изме­рении скорости истечения газов из отверстий.

В кинетической теории газов доказывается, что квадраты ско­ростей истечения газов из малых отверстий обратно пропорциональны их плотностям:

где vi, У2, р1, р2 — соответственно скорости истечения и плотности газов.

Если заменить отношение скоростей обратным отношением вре­мени истечения равных объемов газов, получим

-В1. Ра

(V)

Л '8

где 1\ и 1ч — время истечения равных объемов газов, имеющих плотности р! и р2, или

Р₂ = Р14- (8)

'1

Приняв плотность воздуха за единицу (р„ = р! = 1), опреде­ляют относительную плотность газа (по отношению к воздуху).

В табл. 1 приведены величины относительной плотности (относи­тельно воздуха) некоторых газов.

Плотности многих углеводородных газов и сероводорода больше плотности воздуха. Поэтому они могут накапливаться в понижен­ных местах, в помещениях насосных, в колодцах и т. п., где воз­можны пропуски газа в арматуре оборудования. Это необходимо учитывать при проведении работ на промысле и принимать меры к устранению вредного

работающих.

2 Заказ 2145

УСИНС1А1 ЦБС ФИЛИАЛ №14

соединенная с ходовым винтом 4. Благодаря крупной трапецеидаль­ной резьбе ходового винта при незначительном его повороте нажим­ная втулка перемещается вдоль оси на несколько миллиметров, в результате чего резиновое уплотнение сжимается и освобождается. На верхней части ходового винта закреплен бачок 6, наполня­емый маслом; несколько ниже на винте имеются грани под ключ, на них устанавливается регулировочная головка 5 с поводком 7. Поводок соединяется с нажимным роликом 11 при помощи тяги 9 и серьги 8.

Работа уплотняющего устройства происходит следующим образом.

При спуске скребка проволока ослабляется, и нажимной ролик под действием своей силы тяжести смещается вниз, передвигая при этом поводок регу­лировочной головки против часовой стрелки. В ре­зультате этого ходовой винт на какую-то часть оборота вывинчивается и освобождает уплотне­ние, облегчая движение проволоки через него.

При подъеме скребка нажимной ролик подни­мается натянутой скребк'овой проволокой, а ходо­вой винт завинчивается и сжимает уплотнение; при этом исключаются пропуски нефти и газа и улучшается очистка проволоки от нефти и парафина. Увеличение затяжки ходового винта создается перестановкой пальца 10 в отверстие на тяге 9, расположенное ближе к поводку, и перестановкой регулировочной головки.

Рис. 68. Устье­вой сальник-лубрикатор с роликом.

Для выполнения глубинных измерений механи­зированную лебедку устанавливают на расстоянии 10-—30 м от устья скважины. Прибор спускают в скважину после предварительного шаблониро-вания колонны подъемных труб. Это особенно важно в тех скважи­нах, где в трубах отлагается парафин.

Если скважина высокодебитная или газовый фактор большой (выше 200—300 м³/т), то в верхней части подъемных труб газонефтя­ная смесь будет двигаться с большими скоростями. Поэтому реко­мендуется присоединять к прибору утяжелитель массой 5—8 кг. Глубина спуска прибора во избежание отрыва проволоки при подъеме не должна превышать длины колонны труб. Поэтому у баш­мака колонны устанавливают ограничитель (поперечная шпилька). Глубинные приборы спускают при отключенном трансмиссион­ном валу на лебедке. Во избежание сильных рывков и образования «жучков» на проволоке при спуске барабан притормаживают.

Поднимают прибор из скажины со скоростью 1,5—2,0 м/с до тех пор, пока до устья скважины не останется 40—50 м; остальную проволоку выбирают на первой скорости или вручную.

Давление и температуру на забое и по стволу скважины изме­ряют глубинными манометрами и термометрами. В большинстве слу-

чаев глубинные манометры и термометры объединяются в одном приборе.

По характеру измерения давления и конструкции глубинные манометры разделяются на несколько групп [и типов. Наиболее

Рис. 69. Самоуплотняющееся сальниковое устройство.

распространены две группы манометров: 1) максимальные глубин­ные манометры и 2) глубинные манометры с непрерывной записью показаний. Манометры первой группы фиксируют только наиболь­шее давление в измеряемом интервале и поэтому называются

11 Заказ 2145

Диаметр манометра 32 мм, поэтому его можно спускать в насосно-компрессорные трубы диаметром Лу = 60 мм. Принципиальная схема глубинного геликсного манометра пред­ставлена на рис. 71. Давление среды через отверстие 10 в корпусе прибора действует на сильфон 5, заполненный жидкостью. Внутренняя полость силь-фона через канал в стержне 6 и капилляр 7 сообщается с внутрен­ней полостью витой трубчатой (геликсной) пружины 5. Конец ге­ликсной пружины, соединенный с сильфоном, укреплен на стержне, другой конец пружины заглушен и к нему присоединена ось 11, на которой укреплен держатель с пером 12. Давление внешней среды, воспринимаемое сильфоном, передается геликсной пружине, ко­торая начинает раскручиваться, и свободный конец ее, перемещаясь, поворачивает ось 11 на угол, пропорциональный давле- [_ нию. Перо 12 чертит на диа- 30 граммном бланке, вставлен­ном в каретку 4, линию, пропорциональную давле­нию. Каретка 4 перемещается вдоль оси прибора при по­мощи ходового винта 3, ко­торый приводится в движе­ние часовым механизмом 2.

Рис. 72.

максимальными. Эти манометры имеют ограниченное распростране ние главным образом потому, что при работе с ними нельзя запи сывать изменение давления на забое скважины во времени. Мано метры второй группы снабжены часовыми механизмами, обеспе­чивающим⁰ непрерывную запись давления.

КонстрУ^ктивно регистрирующие глубинные манометры изготов ляются двУ^х типов: поршневые манометры МГП и геликсные МГГ В поршневом манометре давле­ние передается исполнитель­ному элементу через поршень, а в геликсном — через винто­вую манометрическую пружину-геликс.

Принципиальная схема глу­бинного поршневого самопишу­щего манометра МГП приведена на рис. 70.

Рис. 70. Схема глубинного порш­невого манометра МГП. '

Измеряемое давление при прохождении жидкости через фильтр 5 и манометрическую камеру действует на поршень 3, движущийся в самоуплотня­ющемся сальнике. Давление, оказываемое на поршень, урав­новешивается натяжением вин­товой цилиндрической пру­жины 4, работающей на растя­жение. Один конец пружины укреплен неподвижно, а второй конец жестко соединен с порш­нем.

Рис. 71. Схема глу­бинного геликс-ного манометра МГГ.

Перемещения поршня, про­порциональные воспринима­емому давлению, записываются пером 7 на диаграмме, вставлен­ной в барабан 2, который приводится во вращение часовым меха­низмом !• 0°^евое перемещение поршня с пером и вращательное движение барабана от часового механизма дают на диаграмме запись изменения давления во времени.

В качестве рабочей жидкости, заполняющей внутреннюю полость манометрического блока, применяется спиртовой раствор жидкого мыла.

Для контроля температуры в скважине при измерении давления
в корпусе прибора установлен максимальный ртутный термо­
метр 6. лтт^тт

Глубинные манометры М1П выпускаются для различных пре­делов измер^ения> причем наибольший предел равен от 0 до 35 МПа. Пределы измерения температур — от 10 до 100° С.

да-

Бланк записи забойного вления.

Прибор спускают в сква-

жину на проволоке 1. В нижней части манометра помещен термо­метр 9. Величину измеренного манометром давления определяют по длине ординаты записи, затем находят соответствующее ей дав­ление по графику или таблице, составленным при тарировании манометра, и вводят температурную поправку.

Примерная диаграмма записи давления, измеренного глубинным манометром, приведена на рис. 72. По оси ординат записывается величина давления в масштабе длины записи, по оси абсцисс — время в минутах. Нулевая линия прочерчивается перемещением каретки до спуска манометра в скважину и соответствует атмосфер­ному давлению. Точка 1 означает начало спуска глубинного мано­метра. Линия 1 — 2 соответствует возрастанию давления в процессе спуска прибора в скважину на заданную глубину.

На заданной глубине (обычно на забоеХ манометр некоторое время выдерживают. Этому времени соответствует линия 2 — 3. Затем манометр приподнимают над забоем (линия 3 — 4), выдержи­вают на этой глубине (линия 4 — 5) и снова спускают на забой (ли­ния 5 — 6). Эти операции проделывают несколько раз для более точ­ного отсчета длины замера.

Длина замера Ь_ззш соответствующая забойному давлению, оп­ределяется как средняя арифметическая записей, полученных при последовательном приподнимании и опускании манометра на уча­стках 2—3, 6—7, 10—11.

11*

Длину записей измеряют при помощи специального приспособле­ния — микроскопа с палеткой. Палетка представляет собой прозрач­ную (стеклянную) пластинку с нанесенными на ней одной продоль­ной и 25 поперечными линиями с расстоянием между ними 5 мм. Микроскоп также имеет сетку с делениями, отстоящими одно от дру­гого на 0,1 мм. При помощи микроскопа и палетки можно делать от­счеты с точностью до десятых долей миллиметра.

Кроме глубинных манометров описанных типов, в НГДУ при­меняют глубинные дифференциальные манометры. Этими мано­метрами измеряют разницу между пластовым и забойным давлением при исследовании скважин на приток.

Для отбора проб нефти из скважин предназначены различные про­боотборники.

Для измерения притока жидкости в фонтанных скважинах из различных пропластков продуктивного горизонта применяются глу­бинные дебитомеры, спускаемые в скважину также на проволоке или на стальном тросе через лубрикатор.

Измерение дебита скважин. При исследовании скважин и опера­тивном контроле за их работой необходимо замерять дебиты жид­кости и газа, определять обводненность нефти.

В НГДУ до последнего времени в основном применялся объем­ный способ определения количества жидкости, поступившей в ка­кую-либо емкость за некоторый промежуток времени. В качестве замерной емкости при этом служит замерный трап, в котором до замера происходит отделение газа от жидкости, или открытый вер­тикальный цилиндрический мерник.

Объем жидкости, поступившей.в замерный трап или мерник за время замера, равен произведению площади поперечного сечения данного сосуда на высоту столба жидкости. Площадь поперечного сечения сосуда является постоянной и обычно известна, вторая же величина определяется непосредственным измерением уровней жид­кости в начале и конце замера при помощи водомерных стекол, реек или стальных лент.

В зависимости от дебита скважины и объема замерной емкости время замера может колебаться от 1 до 4 ч и более. После замера полученный объем пересчитывается на суточный дебит в объемных единицах.

В последнее время в НГДУ все большее распространение полу­чают новые автоматизированные системы сбора нефти и газа, при которых дебит жидкости замеряют специальными расходомерами. Эти расходомеры с дистанционным и автоматическим замером мон­тируются непосредственно в трубопроводе после отделения жидкости от газа.

На рис. 73 представлена одна из конструкций турбинного счет­чика-расходомера, приспособленного для замеров расхода нефти, протекающей по трубопроводу. Такие счетчики относятся к группе приборов косвенного контроля и представляют собой однострун­ные расходомеры. Отличительной особенностью их является то,

Ряс. 73. Турбинный счетчик-расходомер. Рис, 74. Аппарат Дина

1 - литой чугунный корпус; г — котик с откидной крыш- и Игарка,

кой-Т- вертушка; 4-передаточный механизм; 5 - ре- _г _ холодалышк; 2 — ло-

пуктор счейюго механизма; б - числоимпульсный преоб- вущка; а - металлическая
^ду * разователь. колба.

Вращение вертушки через передаточную ось и редуктор передается счетному механизму, шкала которого отградуирована в объемных

^Соотношение воды и нефти в продукции скважины определяется по их содержанию в пробе жидкости, отбираемой из выкидной ли­нии. Для большей достоверности результатов пробы отбирают

небольшими порциями через некоторый промежуток времени и полу­чают среднюю пробу путем смешения этих порций.

Содержание воды в пробах определяется при помощи стандарт­ного прибора Дина и Старка, в котором производится перегонка определенной части пробы, смешанной с чистым бензином. Этот ап­парат (рис. 74) состоит из металлической колбы емкостью 0,5 л, стеклянной ловушки и стеклянного холодильника. Отводная трубка ловушки срезанным концом опущена в колбу на 15—20 мм. Холо­дильник присоединяют к приемнику ловушки, при этом следует устанавливать нижний край косо срезанного конца трубки холо­дильника против середины отвод­ной трубки. В металлическую колбу загружают взвешенную нефть и добавляют 100 мг бензина; смесь тщательно перемешивают. Вода из водопровода подается по резиновой трубке в нижнюю часть холодильника, а из верхней его части вода сливается в канализа­цию.

Металлическую колбу нагре­
вают при помощи электроплитки
или газовой горелки небольшим
Рис. 75. Схема образования перепада пламенем, при этом необходимо,
давления при установке на газопро- чтобы испаряющаяся из нефти и
воде диафрагмы. охлаждаемая в холодильнике вода

стекала с конца его трубки в ловушку со скоростью две-четыре капли в секунду.

Процесс перегонки воды из нефти считается законченным, когда увеличение объема воды в ловушке прекращается и находящийся над уровнем воды слой растворителя становится совершенно про­зрачным. По делениям градуированной ловушки определяют объем воды в пробе по формуле

(122)

где Т^_ве<; — содержание воды, % вес.; V — объем воды в приемнике-ловушке, мл; О — навески нефти, взятая для определения, г.

Для замера расхода газа, протекающего по трубопроводу, при­меняют диафрагменные самопишущие манометры. Принцип действия такого манометра основан на следующем. Если на прямом участке трубы, по которой протекает какая-либо жидкость или газ, поста­вить диафрагму (диск с отверстием посредине), то в результате су­жения струи после диафрагмы создается разрежение, т. е. давление после диафрагмы будет несколько меньше, чем до диафрагмы. За­тем на некотором расстоянии от диафрагмы давление снова восста­навливается.

Схематично влияние диафрагмы на изменение давления в трубо­проводе показано на рис.75. Этот перепад давления (р_г — Р₂). называемый дифференциальным давлением, заме­ряется 11-образным ртутным манометром.

Чем больше газа протекает по трубопроводу, т. е. чем больше его скорость, тем больше будет перепад давления у диафрагмы, т. е. дифференциальное давление (р_г — р₂)-

Рис. 76. Схема установки дифференциального манометра-расходомера.

а — схема действия; б — общий вид газового манометра-расходомера, смонтированного на трубопроводе.

Одновременно с замером дифференциального давления заме­ряется рабочее давление в газопроводе.

На наших промыслах газ замеряют в основном дифференциаль­ными манометрами ДП-430. Основной частью этого прибора являются два сообщающихся сосуда, соединенных трубкой и заполненных

ртутью.

Дифференциальный манометр соединяется с газопроводом двумя трубками — до диафрагмы и после нее (рис. 76): сосуд с поплавком

(плюсовый) соединяется с газопроводом до диафрагмы, второй сосуд (минусовый) присоединяется к газопроводу после диафрагмы. Мину­совый сосуд, или камера, является сменным. Поплавок соединен передаточным механизмом с записывающим пером, которое вычерчи­вает кривую дифференциального давления на вращающейся диа­грамме. На той же диаграмме другое перо записывает кривую рабо­чего давления в трубопроводе.

Бумажная картограмма, на которой записываются статическое и дифференциальное давления, вращается часовым механизмом со скоростью одного оборота в сутки. Так как дифференциальное и статическое давления вследствие некоторой пульсации скважины и непостоянства давления в магистрали колеблются, то кривые их записи имеют обычно неправильную форму, как это показано на рис. 76.

Для определения по картограмме расхода газа находят при по­мощи особого прибора — планиметра — средние значения дифферен­циального и статического давлений.

Расход газа подсчитывают по формуле

7_час = С1/Мр", (123)

где У_час — расход газа, приведенный к нормальным условиям, м³/ч; С — часовой расходный коэффициент, зависящий от диаметров, диа­фрагмы и газовой линии; р — статическое давление; Ар — перепад давлений.

По замеренным дебитам нефти и газа определяют газовый фак­тор, т. е. количество извлеченного из скважины газа, приведённого к нормальным условиям, приходящегося на 1 т извлеченной нефти.