СПОСОБ И СИСТЕМА СБОРА, ПОДГОТОВКИ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА - УГОЛЬНОГО МЕТАНА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВОГО ПОТЕНЦИАЛА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ (ВАРИАНТЫ)
METHOD AND SYSTEM OF COLLECTION, PREPARATION OF LOW-HEAD GAS-CARBON METHANE AND USE OF THERMAL POTENTIAL OF FORMATION FLUID (VERSIONS)

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки низконапорных газов с последующей подачей их потребителю.
В нефтяной, газовой и нефтегазоперерабатывающей промышленности известны методы, предусматривающие применение газожидкостной эжекции низконапорного газа высоконапорным жидким агентом, преимущественно гликолем, который, проходя через эжектор, абсорбирует низконапорный газ, повышает его давление, затем сепарируется и поступает потребителю.
Недостатками указанных методов подготовки газа и реализующих эти методы установок являются:
- использование дорогостоящего и токсичного гликоля;
- необходимость системы регенерации гликоля и его подпитки из-за уноса с газовой средой;
- высокие капитальные и эксплуатационные затраты при использовании гликолевой подготовки газа;
- невостребованность в указанных методах кинетического и теплового потенциала пластовой воды, извлекаемой на дневную поверхность одновременно с добычей низконапорного газа - угольного метана;
- использование традиционного одноструйного газожидкостного эжектора, обладающего низкими эксплуатационными характеристиками.
Известен способ утилизации низконапорного газа, включающий улавливание низконапорного газа эжектором, через который прокачивают насосом рабочую жидкость под давлением 2,3÷9,5 МПа, смешивают рабочую жидкость с низконапорным газом, повышают давление в проточной части эжектора и трубопроводе за этим эжектором, обеспечивают сжатие низконапорного газа до давления 0,3÷6,5 МПа, после эжектирования водогазовую смесь подают в сепаратор, где осуществляют отделение рабочей жидкости от газа. После сепаратора газ с требуемым для транспортировки давлением направляют в магистральный газопровод, а рабочую жидкость, потери которой восполняют, возвращают в эжектор. В качестве рабочей жидкости используют воду, которую после сепарации подщелачивают до pH>10 (RU 2297520, 2006).
Недостатком известного способа являются высокие энергетические затраты на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ.
Известен способ добычи, сбора и утилизации метана и других углеводородных газов из каменноугольных залежей, включающий повышение давления газа в жидкостно-газовом эжекторе, окончательную очистку и осушку газа, и подачу потребителю (RU 2181446, 2002).
Недостатками известного способа являются:
- высокие энергетические затраты на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ;
- невостребованность кинетического и теплового потенциала пластовой воды, извлекаемой на дневную поверхность, одновременно с добычей низконапорного газа - угольного метана.
Известна раскрытая в описании способа по патенту RU 2181446, 2002, система сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана, содержащая трубопровод приема газа, установленные в трубопроводе приема газа средство повышения давления газа, средство очистки и осушки газа, трубопровод отвода подготовленного газа и дренажную емкость.
Недостатками известной системы являются:
- отсутствие возможности использования кинетического и теплового потенциала пластовой воды, извлекаемой на дневную поверхность, одновременно с добычей низконапорного газа - угольного метана;
- высокие энергетические затраты на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ.
Предлагается группа изобретений, связанная единым изобретательским замыслом и включающая способ подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости и варианты системы сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости.
Техническим результатом группы изобретений является снижение энергетических затрат на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ за счет полезного использования кинетического и теплового потенциала пластовой жидкости, а также обеспечение возможности получения тепловой энергии за счет повышения теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, и, при необходимости, доведение ее водородного показателя (рН) до значений, удовлетворяющих экологическим требованиям.
В отношении объекта изобретения - способа технический результат достигается тем, что в соответствии с изобретением способ сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости (воды) включает предварительную очистку и осушку газа, повышение его давления, окончательную очистку и осушку газа и подачу потребителю, повышение теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, и использование в качестве теплоносителя потребителем тепла, при этом, по крайней мере, откачку пластовой жидкости из скважины осуществляют с использованием электропотребляющего средства и питающей электрической сети, а, по крайней мере, часть подготовленного газа резервируют для использования в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии на месте сбора и подготовки низконапорного газа.
Способствует достижению технического результата то, что:
- осуществляют очистку пластовой жидкости, откачиваемой из скважины и, при необходимости, повышают ее давление;
- обычно в процессе окончательной очистки и осушки газа доводят температуру газа до температуры точки росы по влаге, отбирают конденсат и приводят температуру газа в соответствие с требуемой температурой подачи газа потребителю;
- в качестве потребителя тепла пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, с повышенным тепловым потенциалом - теплоносителя используют те или иные линии обогрева.
Целесообразно снижать рН жидкости, откачиваемой из скважины, до значения рН=6÷9 повышением ее теплового потенциала до значения температуры жидкости не более +100°С.
В отношении первого варианта объекта изобретения - системы, технический результат достигается тем, что система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости содержит трубопровод приема газа, установленные в трубопроводе приема газа средство предварительной очистки и осушки газа, средство повышения давления газа, средство окончательной очистки и осушки газа, трубопровод отвода подготовленного газа, трубопровод приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, питающую электрическую сеть, узел повышения теплового потенциала пластовой жидкости, теплообменный аппарат, дренажную емкость, потребитель тепла и блок выработки электроэнергии, связанный трубопроводом подвода энергоносителя с трубопроводом отвода подготовленного газа и электрически, по крайней мере, - с электроприводом погружного насоса.
В частных случаях реализации системы по первому варианту, когда погружной насос не обеспечивает необходимого давления, трубопровод приема пластовой жидкости оснащен средством повышения давления, которое может представлять собой электроприводной поверхностный насос, при этом блок выработки электроэнергии связан электрически с электроприводом поверхностного насоса.
В конкретном воплощении системы в качестве средства предварительной очистки и осушки газа применен фильтр-сепаратор, трубопровод приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса оснащен узлом очистки - фильтром, а средство повышения давления газа выполнено в виде жидкостно-газового эжектора и сблокировано со средством окончательной очистки и осушки газа, выполненным в виде сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой, при этом вход активной среды жидкостно-газового эжектора соединен с трубопроводом приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, вход пассивной среды - с трубопроводом приема газа, а выход газожидкостной смеси - с входом сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой. При этом вход активной среды жидкостно-газового эжектора выполнен в виде патрубка ввода с осевым и тангенциальным каналами, выход газожидкостной смеси - в виде диффузора и соединен непосредственно с входом завихрителя сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой, жидкостной выход упомянутого сепаратора сообщен последовательно через узел повышения теплового потенциала пластовой жидкости и теплообменный аппарат - с дренажной емкостью, а газовый выход упомянутого сепаратора через упомянутый теплообменный аппарат - с трубопроводом отвода подготовленного газа соответственно.
В одном из частных случаев узел повышения теплового потенциала пластовой жидкости выполнен в виде гидроприводного теплогенератора, вход которого связан с трубопроводом приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, а выход через теплообменный аппарат - с дренажной емкостью.
Система может быть снабжена теплонасосной станцией с электроприводным компрессором, сообщенной входом с трубопроводом приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, а выходом - с дренажной емкостью, при этом она имеет собственный контур нагрева теплоносителя, связанный с потребителем тепла, а электропривод компрессора связан электрически с блоком выработки электроэнергии.
Оптимально применение в качестве электроприводного погружного насоса штангового винтового насоса с наземным приводом.
Обычно в трубопроводе отвода подготовленного газа и в трубопроводе подвода энергоносителя установлены замерные узлы.
В соответствии с предложением, потребитель тепла выполнен в виде линий обогрева - тепловых спутников трубопроводов приема газа и отвода подготовленного газа.
Блок выработки электроэнергии выполнен с возможностью использования его в качестве резервного источника электропитания.
В отношении второго варианта объекта изобретения - системы, технический результат достигается тем, что система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости содержит трубопровод приема газа, установленные в трубопроводе приема газа средство предварительной очистки и осушки газа, средство повышения давления газа, трубопровод приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, питающую электрическую сеть, блок окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости, трубопровод отвода подготовленного газа, теплообменный аппарат, дренажную емкость, потребитель тепла, и блок выработки электроэнергии, связанный трубопроводом подвода энергоносителя с трубопроводом отвода подготовленного газа и электрически, по крайней мере, - с электроприводом погружного насоса.
В частных случаях реализации системы по второму варианту, когда погружной насос не обеспечивает необходимого давления, трубопровод приема пластовой жидкости оснащен средством повышения давления, которое может представлять собой электроприводной поверхностный насос, а средство повышения давления газа выполнено в виде электроприводного винтового компрессора. При этом блок выработки электроэнергии связан электрически с электроприводом поверхностного насоса и с электроприводом винтового компрессора.
В конкретном воплощении системы в качестве средства предварительной очистки и осушки газа применен фильтр-сепаратор, трубопровод приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса оснащен узлом очистки - фильтром.
Конкретное воплощение системы предполагает, что блок окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости выполнен в виде вихревой трубы и сблокированного с ней сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой, при этом вихревая труба имеет соединенный с трубопроводом приема газа вход, выполненный в виде улитки, выход горячего потока газа, соединенный через теплообменный аппарат со средством повышения давления газа, выход холодного потока газа, связанный с входом сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой, и теплообменник, вход которого соединен с трубопроводом приема пластовой жидкости от погружного насоса, а выход через теплообменный аппарат - с дренажной емкостью.
Способствует достижению технического результата то, что выход холодного потока газа вихревой трубы соединен непосредственно с входом завихрителя сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой, жидкостной выход упомянутого сепаратора сообщен с дренажной емкостью или конденсатоотводчиком, а газовый выход упомянутого сепаратора через теплообменный аппарат - с трубопроводом отвода подготовленного газа.
Как и в первом варианте, система может быть снабжена теплонасосной станцией с электроприводным компрессором, сообщенной входом с трубопроводом приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса, а выходом - с дренажной емкостью, при этом она имеет собственный контур нагрева теплоносителя, связанный с потребителем тепла, а электропривод компрессора связан электрически с блоком выработки электроэнергии.
Так же оптимальным является применение в качестве электроприводного погружного насоса штангового винтового насоса с наземным приводом.
В трубопроводе отвода подготовленного газа и в трубопроводе подвода энергоносителя обычно установлены замерные узлы.
В соответствии с предложением, как и по первому варианту, потребитель тепла выполнен в виде линий обогрева - тепловых спутников трубопроводов приема газа и отвода подготовленного газа.
Блок выработки электроэнергии, как и в первом варианте, выполнен с возможностью использования его в качестве резервного источника электропитания.
На фиг.1 представлена схематически система сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости, выполненная по первому варианту; на фиг.2 показана схематически аналогичная система, выполненная по второму варианту; на фиг.3 представлена схема теплонасосной станции; на фиг.4 - средство повышения давления газа, выполненное в виде жидкостно-газового эжектора, сблокированного со средством окончательной очистки и осушки газа - сепаратором с горизонтальной сетчатой насадкой; на фиг.5 - блок окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости, выполненный в виде вихревой трубы и сблокированного с ней сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой; на фиг.6 показана зависимость водородного показателя воды от температуры на линии насыщения воды; на фиг.7 - зависимость водородного показателя воды от времени воздействия кавитацией; на фиг.8 приведена экспериментальная зависимость эжекции жидкостью газа в зависимости от структуры потока жидкости; на фиг.9 - зависимость степени сжатия газа в одноступенчатом эжекторе от величины коэффициента эжекции при различной эффективности; на фиг.10 - зависимость эффективности отделения конденсата от пропускной способности циклонного сепаратора.
Добываемый из продуктивных угольных пластов 1 газ выводится на поверхность в результате разности пластового и забойного давлений. Наряду с этим на поверхность погружным винтовым штанговым насосом 2 с наземным электроприводом 3 извлекается пластовая жидкость (вода).
Система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости по первому варианту (фиг.1) содержит трубопровод 4 приема газа. В трубопроводе 4 приема газа установлены последовательно средство 5 предварительной очистки и осушки газа, средство повышения давления газа, выполненное в виде жидкостно-газового эжектора 6 и средство 7 окончательной очистки и осушки газа. Система включает также трубопровод 8 отвода подготовленного газа, трубопровод 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2, а также гидравлически обвязанные узел 10 повышения теплового потенциала пластовой жидкости, теплообменный аппарат 11, дренажную емкость 12 и потребитель тепла 13. Блок 14 выработки электроэнергии связан трубопроводом 15 подвода энергоносителя с трубопроводом 8 отвода подготовленного газа и электрически, по крайней мере, - с электроприводом 3 погружного насоса 2. Блок 14 выработки электроэнергии (электрогенерирующий агрегат) может быть выполнен на основе газопоршневой или газотурбинной установки.
В частных случаях реализации системы по первому варианту, когда погружной насос 2 не обеспечивает необходимого давления, трубопровод 9 приема пластовой жидкости оснащен средством 16 повышения давления (электроприводным поверхностным насосом). Блок 14 выработки электроэнергии связан электрически с электроприводом поверхностного насоса 16.
В качестве средства 5 предварительной очистки и осушки газа применен фильтр-сепаратор, например со сменными фильтрующими элементами. Трубопровод 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2 оснащен узлом 17 очистки - фильтром также со сменными фильтрующими элементами. Средство 6 повышения давления газа (фиг.4), выполненное в виде жидкостно-газового эжектора, сблокировано со средством 7 окончательной очистки и осушки газа, которое выполнено в виде сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой 18. Конструкция такого сепаратора известна [Синайский Э.Г. и др. Сепарация многофазных многокомпонентных систем. Москва: Недра, 2002, с.19-21]. Вход активной среды жидкостно-газового эжектора 6 соединен с трубопроводом 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2, вход пассивной среды, оборудованный патрубком 19, с трубопроводом 4 приема газа, а выход газожидкостной смеси - с входом сепаратора 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18. Вход активной среды жидкостно-газового эжектора 6 выполнен в виде патрубка 20 ввода с осевым и тангенциальным каналами, в которые подается высоконапорная активная жидкостная среда, показанная стрелкам 21, 22 (см. фиг.4), соответственно. Вход пассивной среды показан стрелкой 23. Жидкостно-газовый эжектор 6 включает форкамеру 24, камеру 25 смешения, переходящую в диффузор 26, который соединен непосредственно с входом завихрителя 27 сепаратора 7. Патрубок 20 ввода активной среды оснащен соплом 28 Вентури. Сепаратор 7 имеет жидкостной и газовый выходы, через которые отводятся показанные стрелками 29, 30 жидкость, включая конденсат, и газ, соответственно. Жидкостной выход упомянутого сепаратора 7 сообщен последовательно через узел 10 повышения теплового потенциала пластовой жидкости (например, через эжекторное устройство, установленное в отводе трубопровода 9 на входе в узел 10) и теплообменный аппарат 11 - с дренажной емкостью 12, а к газовому выходу упомянутого сепаратора 7 присоединен трубопровод 8 отвода подготовленного газа, пропущеный далее через упомянутый теплообменный аппарат 11.
Узел 10 повышения теплового потенциала пластовой жидкости выполнен в виде гидроприводного теплогенератора известным образом (см., например, «Кавитационный тепловой генератор» по патенту RU 2131094, 1999 или «Вихревой нагреватель» по патентам RU 2129689, 1999, RU 2045715, 1999). Вход теплогенератора связан с отводом трубопровода 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2, а выход через теплообменный аппарат 11 - с дренажной емкостью 12.
Система может быть снабжена теплонасосной станцией 31 с электроприводным компрессором 32. Теплонасосная станция 31 имеет собственный контур нагрева теплоносителя, связанный с потребителем тепла 33.
Теплонасосная станция 31 сообщена входом с отводом трубопровода 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2, а выходом - с дренажной емкостью 12. Электропривод компрессора 32 связан электрически с блоком 14 выработки электроэнергии.
В трубопроводе 8 отвода подготовленного газа и в трубопроводе 15 подвода энергоносителя установлены замерные узлы 34, 35 соответственно. Трубопровод 8 отвода подготовленного газа связан с потребителем 36 газа. После замерного узла 35 может находиться емкость (ресивер) 61 с соответствующей запорно-регулирующей арматурой. При необходимости, емкость 61 может быть оснащена на входе средством повышения давления газа, например компрессором (не показан).
Вход компрессора 32 связан через испаритель 37 с выходом дросселя 38, а выход компрессора 32 через конденсатор 39 - с входом дросселя 38. Поданная на вход теплонасосной станции 31 пластовая жидкость поступает в испаритель 37, а из него - на выход теплонасосной станции 31.
На фиг.1, 2 позициями 40-44 обозначены линии подвода электроэнергии к электроприводам средств 3, 16, 31, 51, а позициями 45-50 - запорно-регулирующая арматура.
Электропотребляющие средства (электроприводы исполнительных механизмов и аппаратов) запитаны от питающей электрической сети. Наличие электрических связей между блоком 14 выработки электроэнергии и электропотребляющими средствами (электроприводами исполнительных механизмов и аппаратов) позволяет использовать его в качестве резервного источника электропитания.
Система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости по второму варианту содержит трубопровод 4 приема газа, добываемого из продуктивных угольных пластов 1. Погружным винтовым штанговым насосом 2 с наземным электроприводом 3 извлекается из скважины пластовая жидкость (вода). В трубопроводе 4 приема газа установлены последовательно средство 5 предварительной очистки и осушки газа, средство 51 повышения давления газа, выполненное в виде электроприводного винтового компрессора и блок окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости, выполненный в виде вихревой трубы 52 и сблокированного с ней сепаратора 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18 (см. фиг.5). Вихревая труба 52 имеет соединенный с трубопроводом 4 приема газа вход потока, показанный стрелкой 53, выполненный в виде улитки 54, выход горячего потока газа, показанный стрелкой 55, соединенный через теплообменный аппарат 11 со средством 51 повышения давления газа (с электроприводом поверхностного насоса 16), выход холодного потока газа, показанный стрелкой 56, связанный с входом сепаратора 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18, и теплообменник 57. Вход теплообменника 57 для приема потока охлаждающего агента (нагреваемого тела), показанный стрелкой 58, соединен с трубопроводом 9 приема пластовой жидкости от погружного насоса 2, а выход 59 через теплообменный аппарат 11 - с дренажной емкостью 12.
Конденсат из сепаратора 7 может быть отведен по трубопроводу 60 непосредственно в дренажную емкость 12.
Система включает также трубопровод 8 отвода подготовленного газа, потребитель 13 тепла, блок 14 выработки электроэнергии, связанный трубопроводом 15 подвода энергоносителя с трубопроводом 8 отвода подготовленного газа и электрически, по крайней мере, с электроприводом 3 погружного насоса 2.
Система, как и в первом варианте, может быть снабжена теплонасосной станцией 31 с электроприводным компрессором 32.
В конкретных воплощениях блок 14 выработки электроэнергии может быть электрически связан также с электроприводами поверхностного насоса 16 и компрессоров 32, 51 электрическими линиями 40-44. Как и в первом варианте, после замерного узла 35 может находиться емкость (ресивер) 61 с соответствующей запорно-регулирующей арматурой. При необходимости, емкость 61 может быть оснащена на входе средством повышения давления газа, например компрессором (не показан). Электропотребляющие средства (электроприводы исполнительных механизмов и аппаратов) запитаны от питающей электрической сети. Наличие электрических связей между блоком 14 выработки электроэнергии и электропотребляющими средствами (электроприводами исполнительных механизмов и аппаратов) позволяет использовать его в качестве резервного источника электропитания.
Наличие двух самостоятельных контуров нагрева теплоносителя расширяет технологические возможности систем обоих вариантов, т.к. в этом случае в зависимости от температуры нагрева теплоносителя в контурах, которая может существенно отличаться, тот или иной контур используют в соответствии с условиями его применения или назначения. Например, контур с более высокой температурой - в качестве линий обогрева служебных и производственных помещений, на бытовые нужды (горячая вода), а с более низкой температурой - линии обогрева в виде тепловых спутников трубопроводов приема газа и отвода подготовленного газа.
Способ сбора, подготовки низконапорного газа - угольного метана и использования теплового потенциала пластовой жидкости осуществляется следующим образом.
Поступающий из скважины низконапорный газ - угольный метан попадает в трубопровод 4 приема газа, затем он поступает в средство 5 предварительной очистки и осушки газа, в котором из него извлекаются механические примеси и частично влага. Таким образом, предварительно очищенный и осушенный газ, имеющий низкое давление, поступает в средство повышения давления газа, которое может быть выполнено в первом варианте - в виде жидкостно-газового эжектора 6 или в виде электроприводного винтового компрессора 51 - во втором варианте.
Наряду с этим на поверхность извлекается пластовая жидкость (вода). Откачку пластовой жидкости из скважины осуществляют с использованием электропотребляющего средства (погружного винтового штангового насоса 2 с наземным электроприводом 3) и питающей электрической сети.
Поступающую в трубопровод 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2 пластовую жидкость очищают в узле 17 очистки - фильтре со сменными фильтрующими элементами.
Когда погружной насос 2 не обеспечивает необходимого давления, его увеличивают средством 16 повышения давления (электроприводным поверхностным насосом).
ж
Пластовая жидкость (вода), извлекаемая на дневную поверхность со значительной глубины (600÷1000 м), обладает практически постоянной температурой (t=15÷20°С) в течение календарного года, т.е. содержит низкопотенциальное тепло. Для повышения теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, ее направляют в узел 10 повышения теплового потенциала пластовой жидкости, выполненный в виде гидроприводного теплогенератора. В другом варианте выполнения системы повышение теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, осуществляют в блоке окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости, выполненном в виде вихревой трубы 52 и сблокированного с ней сепаратора 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18.
Пластовая жидкость с повышенным тепловым потенциалом затем поступает в теплообменный аппарат 11, в котором используется в качестве теплоносителя (греющей теплоты) потребителем тепла - линией обогрева (нагреваемое тело). В свою очередь, нагреваемое тело - вода является теплоносителем в линии обогрева по отношению к окружающей среде с более низкой температурой.
После теплообменного аппарата 11 пластовая вода удаляется в дренажную емкость 12, из которой часть поглощается почвой, а другая часть испаряется. Поглощаемая почвой вода проникает в водоносные горизонты, используемые для водоснабжения, а потому должна отвечать требованиям, предъявляемым к питьевой воде.
Известно, что pH зависит от ее химического состава и основных физических параметров - давления Р и температуры Т.
Корректировка pH химическими способами требует последующей нейтрализации реагентов и вывода продуктов реакции из воды при ее возвращении в природный цикл после выполнения технологических процессов. При нейтрализации применяемых химических веществ и выводе их из воды требуются дополнительные затраты, что ведет к удорожанию обработки воды. В ряде случаев технически сложно очистить воду от реагентов, и она сбрасывается в загрязненном состоянии, ухудшая экологическую обстановку.
Давление, как показали экспериментальные исследования [Акользин П.А., Андреев П.Н., Апельцин И.Э. и др.; под ред. Голубцова В.А. и др. Справочник химика - энергетика. Москва: Госэнергоиздат, 1960, том 1, с.382], оказывает слабое воздействие на величину pH. При изменении давления на линии насыщения от 0,1 до 1,2 МПа величина pH снижается на 7% (с 6,1 до 5,7).
Температура воды оказывает более существенное воздействие на величину ее водородного показателя. Рост температуры с 273 К до 473 К выявил (фиг.6) падение водородного показателя от pH=7,44 до pH=5,7. Минимально допустимая величина pH=6 соответствует температуре Т=373 К, следовательно, нагрев пластовой воды, удаляемой в дренажную емкость 12 (фиг.1), выше +100°С недопустим.
Экспериментально установлено [Козырев С.П. Гидроабразивный износ металлов при кавитации, Москва: Машиностроение, 1971, с.240], что кавитация способствует повышению pH воды. После 30-минутной обработки воды водородный показатель увеличился с pH=7,0 до pH=8,6, после 4 часов воздействия кавитации на воду ее водородный показатель составил pH=9,3 (фиг.7).
Повышение теплового потенциала жидкости (нагрев) осуществляют до значения ее температуры не более +100°С, поскольку в этом случае достигается снижение рН жидкости, откачиваемой из скважины, до значения рН=6÷9, что удовлетворяет одному из требований ГОСТ 2874-82* «Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством». При значении показателя рН=5÷10 скорость коррозии стали в линиях обогрева не растет и практически постоянна [Арабов М.Ш., Кирбятьева Т.В. Повышение надежности эксплуатации трубопроводов обогрева технологического оборудования АГПЗ. Журнал «Газовая промышленность», №3, Москва, 2005 г., с.53, 54].
Газ после прохождения средства повышения давления газа подвергают окончательной очистке и осушке в сепараторе 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18. В процессе окончательной очистки и осушки доводят температуру газа до температуры точки росы по влаге, отбирают конденсат и приводят температуру газа в соответствие с требуемой температурой подачи газа потребителю 36. Регулирование требуемой температуры подачи газа потребителю 36 может быть достигнуто, например, пропусканием газа через теплообменный аппарат 11.
По крайней мере, часть подготовленного газа резервируют для использования в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии на месте сбора и подготовки низконапорного газа, например, при отключениях питающей электрической сети. Для этого предусмотрен трубопровод 15 подвода энергоносителя, связанный через вентиль 50 с трубопроводом 8 отвода подготовленного газа потребителю 36. Замерными узлами 34, 35, установленными в трубопроводе 8 отвода подготовленного газа и в трубопроводе 15 подвода энергоносителя, соответственно, определяют объемы газа, поставленного потребителю 36 и на собственные нужды (для блока 14 выработки электроэнергии).
Система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости по первому варианту работает следующим образом.
Поступивший в трубопровод 4 газ направляется в средство 5 предварительной очистки и осушки газа, в котором из него извлекаются механические примеси и частично влага. В качестве средства 5 предварительной очистки и осушки газа может быть применен фильтр-сепаратор со сменными фильтрующими элементами, например, конструкции ОАО «Газпром промгаз». Экспериментальные исследования фильтра-сепаратора конструкции ОАО «Газпром промгаз» показали, что он обладает низким гидравлическим сопротивлением. Потери давления в нем составляют не более ΔР≤0,003 МПа.
Пластовая жидкость - вода по трубопроводу 9 приема пластовой жидкости от погружного насоса 2 поступает в устройство повышения давления 16 (если оно включено в состав системы), затем на вход активной среды жидкостно-газового эжектора (средства повышения давления газа) 6, выполненного в виде патрубка 20 ввода с осевым и тангенциальным каналами, в которые подается высоконапорная активная жидкостная среда по стрелкам 21, 22 (фиг.4), соответственно. Газ из трубопровода 4 приема поступает на вход пассивной среды, показанный стрелкой 23, в жидкостно-газовый эжектор 6, где поглощается активной средой (агентом) - пластовой водой. Образуется поток газожидкостной смеси, давление которой определяется давлением активной среды. Далее в виде газожидкостной смеси поток подается в сепаратор 7, где смесь разделяется на жидкость (воду) и газ.
Жидкость (вода) направляется на утилизацию своего кинетического потенциала в гидроприводной теплогенератор 10 и далее через теплообменный аппарат 11 - в дренажную емкость 12.
Газ из сепаратора 7 поступает в трубопровод 8 отвода подготовленного газа, пропускается далее через упомянутый теплообменный аппарат 11, замерный узел 34 и далее потребителю 36. При этом, в случае, например, отключения питающей электрической сети, часть подготовленного газа, которую определяют на замерном узле 35, используют в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии на месте сбора и подготовки низконапорного газа блоком 14 выработки электроэнергии.
В эжекторе 6 патрубок 20 ввода активной среды оснащен соплом Вентури 28 (фиг.4), чем достигается кавитационный режим течения активной жидкости. Параметры сопла Вентури регулируются ГОСТ 85 86.3-2005.
Активная рабочая жидкость по осевому и тангенциальным каналам (центральное и тангенциальные входные сопла) по стрелкам 21, 22 и низконапорный газ (угольный метан) через вход пассивной среды (по стрелке 23) поступают в форкамеру 24.
В отличие от прямоточных струй закрученные струи обладают большей интенсивностью смешения и соответственно большим углом раскрытия струи, меньшей дальнобойностью, повышенной эжектирующей способностью. Эжектирующая способность активной жидкости увеличивается в результате преобразования сплошного потока в многоструйное закрученное движение в кавитационном режиме течения.
ст
ст
Ускорение активной жидкости в конфузоре сопла Вентури 28 сопровождается падением статического давления Р. При достижении Р=2000 Па активная жидкость приобретает кавитационный режим течения, характерный наличием паровых пузырьков.
2
Подтверждением является экспериментальная зависимость [Запорожец Е.П. Эжектирование газа струей кавитирующей жидкости. Сборник научных трудов ВНИ-ПИГазпереработки «Очистка и осушка нефтяных газов и защита от коррозии», Москва, ВНИИОЭНГ, 1984, с.59-66] взаимодействия струи жидкости (воды) с газом при истечении жидкости из сопла Вентури, имевшего угол расширения диффузора α=5°, диаметр отверстия критического сечения dк=1,1 мм, диаметр отверстия в сечении на выходе активной струи жидкости d=2 мм, угол сужения конфузора β=20°. Экспериментальные зависимости эжекции жидкостью газа в зависимости от структуры потока жидкости (для струи сплошной структуры - кривая 1 и для струи кавитирующей жидкости - кривая 2) приведены на Фиг.6.
н
s
1
Во время эксперимента поддерживались постоянными начальное давление газа P=0,1 МПа и давление на выходе устройства P=0,12 МПа. Давление нагнетания жидкости изменяли в пределах P=0,15÷0,42 МПа.
1. Было выявлено резко возрастающее количество эжектируемого газа при переходе от сплошной структуры струи к кавитирующей струе.
2. При инверсии структуры количество эжектируемого газа скачкообразно уменьшается при давлении нагнетания жидкости меньшем, чем при образовании кавитирующей структуры, образуя гистерезис количества захватываемого струей газа.
3. Во время контакта кавитирующей жидкости и захватываемой ею средой происходят быстропротекающие процессы - проникновение в пузырьки газа, точечный нагрев при схлопывании кавитационных пузырьков, приводящие к поглощению газа жидкостью и ее нагреву.
Экспериментальные исследования степени сжатия газа в зависимости от объемного коэффициента эжекции жидкостью показали, что одноступенчатые компрессоры при КПД=0,4-0,5 обеспечивают степень сжатия газа . Многоступенчатое сжатие газа жидкостью может обеспечить степень сжатия до 15.
0
Зависимость степени сжатия газа  в одноступенчатом эжекторе от величины коэффициента эжекции U при различной эффективности (КПД) - η показана на фиг.9 (кривые для η=0,4, η=0,45, η=0,5).
Дальнейшее перемешивание газа с жидкостью осуществляется в камере 25 смешения, в конце которой образуется полностью перемешанный газожидкостный поток - газожидкостная смесь, которая поступает в диффузор 26, в котором из-за падения кинетической составляющей давления возрастает его статическая составляющая, что приводит к схлопыванию пузырьков, которые заполняются паровой влагой газа, при этом выделяется тепло.
Капельная и частично паровая жидкость удаляется из газожидкостной смеси в сепараторе 7, где разделение смеси на жидкость и газ осуществляется за счет:
- центробежного движения смеси, обеспечивающего конденсацию жидкости на внутренней поверхности сепаратора;
- наличия металлических сетчатых насадок с диаметром ячеек d=1÷2 мм, улучшающих конденсацию паровой влаги на поверхности насадок, которая в дальнейшем удаляется через патрубок выхода жидкости.
Сепаратор 7 обеспечивает конденсацию влаги из газа и устанавливается непосредственно на выходе жидкостно-газового эжектора (жидкостно-газовый эжектор сблокирован с сепаратором 7). Завихритель 27 сепаратора 7 обеспечивает центробежное движение потока сжатой смеси, соприкосновение которого со стенкой корпуса сепаратора и горизонтальной сетчатой насадкой 18 обеспечивает конденсацию капельной влаги в нижней части корпуса сепаратора 7. Имеющаяся решетка также препятствует возврату удаленной жидкости в основной газовый поток. Удаление паровой влаги из смеси обеспечивает горизонтальная сетчатая насадка 18, размер ячеек которой составляет 1-2 мм. Такой сепаратор прост в изготовлении, не нуждаются во внешнем источнике энергии, периодическая внутренняя очистка, обычно, осуществляется 1 раз в год. Рекомендуемый диапазон рабочей плюсовой температуры (t=+2÷65°С). Потери давления на сепараторе составляют ΔР=0,002-0,006 МПа, количество удаляемого конденсата при расходе от 65% до 106% от номинальной пропускной способности составляет 99% (фиг.10).
Через жидкостный и газовый выходы сепаратора 7 отводятся, показанные стрелками 29, 30, жидкость, включая конденсат, и газ соответственно.
Для утилизации кинетического потенциала активного агента - жидкости (воды) может быть использован теплогенератор 10 известной конструкции.
Получение тепла в вихревом теплогенераторе основано на организации вихревого движения жидкости с последующим ее торможением. Однократная реализация вихревого движения обеспечивает выработку тепловой энергии с коэффициентом теплопроизводительности (отношение количества энергии, выработанной теплогенератором, к количеству затраченной электрической энергии насосом), равном примерно единице.
Получение тепла в гидроприводном теплогенераторе может осуществлено также с помощью жидкостного эжектора.
При соответствующем положении вентилей 46, 47 жидкость с необходимым давлением поступает на вход теплогенератора 10. Из сепаратора 7 жидкость может выводиться непосредственно в дренажную емкость 12 по линии 60, как это показано на фиг.2, или подаваться также на вход теплогенератора 10 (фиг.1). Поступившая в теплогенератор 10 жидкость в результате кавитации претерпевает изменение, происходит ее интенсивное кипение (парообразование), в результате чего она интенсивно нагревается. Изменение агрегатного состояния жидкости влечет за собой изменение ее объема, которое компенсируется подпиткой воды.
С целью повышения эффективности процесса получения тепла возможно многократное кавитационное воздействие на жидкость в одном рабочем цикле теплогенератора 10.
При наличии в системе теплонасосной станции 31 ее работа осуществляется следующим образом. Пластовая вода, из трубопровода 9 приема пластовой жидкости от электроприводного погружного насоса 2 по отводу, при соответствующем положении вентилей 45, 49, поступает на вход теплонасосной станции 31. Далее она попадает в испаритель 37, отдавая свой тепловой потенциал хладону, циркулирующему по внутреннему контуру теплового насоса. Испарившийся хладон компрессором 32 подается в конденсатор 39, где конденсация хладона обеспечивает нагрев собственного (внешнего) контура нагрева теплоносителя, связанного с потребителем 33 тепла. Из конденсатора 39 хладон проходит через дроссель 38 и снова попадает в испаритель 37. Пластовая вода, отдавшая свой тепловой потенциал хладону в испарителе 37, через выход теплонасосной станции 31 направляется в дренажную емкость 12.
ж
Отличительной особенностью работы теплонасосной станции 31, использующей низкопотенциальное тепло пластовой воды, извлекаемой на дневную поверхность со значительной глубины (600÷1000 м) является практически постоянство положительной температуры воды (t=+15÷20°C) в течение календарного года. Данное обстоятельство обуславливает стабильность выходной тепловой мощности теплонасосной станции 31.
Например, при отключениях питающей электрической сети, которые могут носить, в том числе и упорядоченный (плановый) характер, запускают в работу блок 14 выработки электроэнергии. Запуск блока 14 может быть осуществлен в автоматическом режиме при наличии соответствующей системы автоматики и использовании необходимой коммутационной аппаратуры и запорно-регулирующей арматуры с дистанционным приводом.
По крайней мере, часть поданного потребителю 36 газа резервируют и используют в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии блоком 14, например для собственных нужд или для подачи в питающую электрическую сеть. При этом эта часть газа после замерного узла 35 попадает в емкость (ресивер) 61 и далее забирается для использования в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии.
Наличие линий подвода электроэнергии к электроприводам средств 3, 16, 31 от блока 14 позволяет не останавливать технологический процесс добычи, сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости при отключениях электрической сети.
Система сбора, подготовки низконапорного газа и использования теплового потенциала пластовой жидкости по второму варианту (фиг.2) работает так же как и система по первому варианту, за исключением того, что, поскольку в ней блок окончательной очистки и осушки газа и повышения теплового потенциала пластовой жидкости выполнен в виде вихревой трубы 52 и сблокированного с ней сепаратора 7 с горизонтальной сетчатой насадкой 18 (сепаратор 7 установлен непосредственно на выходе вихревой трубы), то в части повышения теплового потенциала пластовой жидкости и окончательной очистки и осушки газа имеются особенности.
Поступивший в трубопровод 4 газ, как и в системе по первому варианту, направляется в средство 5 предварительной очистки и осушки газа, в котором из него извлекаются механические примеси и частично влага. Средством повышения давления газа (обычно винтовым компрессором) 51 повышают давление предварительно очищенного и осушенного газа и направляют на вход вихревой трубы 52, обозначенный стрелкой 53 (фиг.5).
В вихревой трубе 52 газ под давлением 0,4-0,6 МПа, проходя через улитку 54, подвергается вихревому разделению на холодный и горячий потоки, обозначенные стрелками 56, 55 соответственно.
Низкая температура холодного газового потока обеспечивает конденсацию паровой влаги, которая вместе с оставшейся угольной и минеральной пылью удаляется в сепараторе 7. Окончательно очищенный и осушенный поток газа (подготовленный), обозначенный стрелкой 30, подается в трубопровод 8 отвода подготовленного газа. Затем, пройдя теплообменный аппарат 11 для приобретения установленной температуры (подогрев) и замерный узел 34, направляется далее потребителю 36.
Конденсат из сепаратора 7 отводится по трубопроводу 60 непосредственно в дренажную емкость 12.
Горячий газовый поток через выход горячего потока, обозначенный стрелкой 55, поступает в теплообменный аппарат 11, где отдает свой тепловой потенциал и поступает на вход средства 51 повышения давления газа.
Пластовая жидкость - вода по трубопроводу 9 приема пластовой жидкости от погружного насоса 2 поступает в устройство повышения давления 16 (если оно включено в состав системы), затем на вход теплообменника 57 вихревой трубы 52, обозначенный стрелкой 58.
В вихревой трубе 52 вода, охлаждая ее корпус, нагревается и через выход, обозначенный стрелкой 59, поступает в теплообменный аппарат 11, где отдает свой тепловой потенциал и направляется в дренажную емкость 12.
Пластовая вода, не востребованная на охлаждение вихревой трубы 52, при соответствующем положении вентилей 45, 46, 48, 49, может быть перенаправлена в теплообменный аппарат 11 и/или в теплонасосную станцию 31 и/или в дренажную емкость 12.
Теплонасосная станция 31 и блок 14 выработки электроэнергии функционируют так же как и в первом варианте исполнения системы.
Примеры осуществления способа
Пример 1. Расчет температуры точки росы по влаге газа, осушаемого с использованием вихревой трубы и циклонного сепаратора.
Параметры добываемого угольного метана на устье скважины.
y
Температура газа t=+20°С.
y
Давление газа P=0,1÷0,3 МПа.
y
Для дальнейших расчетов принимается P=0,2 МПа.
отн
Относительная влажность газа - угольного метана W=100%.
г
Задача: Снизить точку росы по влаге товарного газа, чтобы она была на 5÷7 градусов ниже рабочей температуры в газопроводе t.
г
Рабочая температура в газопроводе в зимнее время года для исключения образования конденсата должна быть выше значения t·+3÷5°С.
Расчет
3
Концентрация водяных паров в газе (W, г/м) при температуре +20°С и давлении Р определяется выражением в соответствии с ГОСТ 20060-83. ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЯНЫХ ПАРОВ И ТОЧКИ РОСЫ ВЛАГИ:
где: A, B - коэффициенты, зависящие от выбранной температуры точки росы по влаге и определяются по табл.1 ГОСТ 20060-83;
Р - давление, МПа.
y
1. При температуре добываемого газа t=+20°С коэффициенты А и В равны:
A=17,87; B=0,112.
y
1
3
Абсолютная влажность газа при P=0,2 МПа будет равна W=9,047 г/м.
2. После вихревой трубы параметры холодного потока газа:
y
t=0°С; P=0,5 МПа, тогда коэффициенты А и В равны: А=4,67; В=0,0418.
2
3
Абсолютная влажность газа равна W=0,976 г/м.
3. Применение вихревой трубы и сепаратора с горизонтальной сетчатой насадкой позволяет удалить из газа влагу в виде конденсата:
1
2
3
ΔW=W- W=9,047-0,976=8,071 г/м.
2
p
3
4. Абсолютной влажности W=0,976 г/м соответствует температура точки росы по влаге t=- 7°С.
г
5. В газопроводе давление газа принимается равным Р=0,3 МПа.
г
г
Рабочая температура газа в газопроводе t должна быть выше t≈+3-5°С.
г
p
Превышение рабочей температуры газа в газопроводе t над температурой точки росы по влаге t осушенного газа составляет:
г
p
t-t≈(+3÷5)-(-7)=10-12 град,
что удовлетворяет сформулированным выше требованиям к системе подготовки (осушки) добываемого газа.
Пример 2. Расчет температуры холодной части газового потока после разделения в вихревой трубе.
Средством повышения давления (компрессором) угольный метан сжимается до давления Р=490 кПа (≈5 атм.) и подается в вихревую трубу, где газ разделяется на холодную и горячие части. В вихревой трубе происходит разделение подаваемой сжатой струи на горячий и холодный потоки. При рабочем давлении Р=0,4÷0,6 МПа и максимальном значении коэффициента полезного действия вихревой трубы КПД=20-23% доля холодного потока µ=0,6.
Экспериментально установлено, указанным значениям КПД и весовой доле холодного потока µ соответствует снижение температуры холодного потока Δt=20÷30 град.
В расчетах величины температуры охлаждения вихревой трубой принимается снижение температуры холодного потока Δt=20 град.
Пример 3. Расчет основных параметров жидкостно-газового эжектора при использовании его в качестве средства повышения давления газа.
Параметры добываемого газа и пластовой воды на устье скважины:
y
Температура газа t=+15°С,
Г
Избыточное давление газа Р=0,1 МПа,
отн
Относительная влажность газа W=100%,
Г
3
Дебит газа В=900 м/сут.
B
3
Дебит пластовой воды B=30÷300 м/сут.
y
Температура пластовой воды t=+15°С
Задача: Обеспечение получения требуемой температуры точки росы товарного газа в системе его сбора и подготовки.
ВГ
0
Г
Оптимальные условия работы средства окончательной очистки и осушки газа (сепаратора или вихревой трубы и сепаратора) реализуются при входном давлении газа Р=0,4-0,6 МПа. Достижение указанного давления осуществляется в средстве повышения давления (в частности, в жидкостно-газовом эжекторе, либо в винтовом компрессоре). Степень сжатия газожидкостной смеси в жидкостно-газовом эжекторе  зависит от коэффициента эжекции газа жидкостью U (фиг.9) и начального абсолютного давления газа на устье скважины Р=0,2 МПа.
ВГ
0
Для обеспечения указанного входного давления (Р) степень сжатия должна быть равна , а коэффициент эжекции U=2÷3.
0
Для дальнейших расчетов принимаем δ=2,5; U=3.
ВГ
0
Указанные величины давления газожидкостной струи Р и коэффициента эжекции U достигаются при начальном давлении активной жидкостной (водяной) струи
в
вг
г
0
6
Р=(Р-Р)(1+U)=(0,5-0,2)(1+3)=1,2 МПа=1,2·10 Па.
Скорость истечения жидкости из сопла Вентури жидкостно-газового эжектора
Г
3
При существующем дебите добываемого газа В=900 м/сут объемный расход воды через жидкостно-газовый эжектор равен
В
Г
0
3
В=В/U=900/3=300 м/сут.
Массовый расход газа и воды соответственно равен:
Г
G=900*0,714*2/(24*3600)=0,0149 кг/с;
B
3
G=300*10/(24*3600)=3,472 кг/с.
Диаметр сопла Вентури жидкостно-газового эжектора
Площадь поперечного сечения камеры смешения жидкостно-газового эжектора определяется выражением
где: γ - угол сужения конфузора, γ=7°;
β - угол расширения газожидкостной струи, β=2°.
Площадь поперечного сечения камеры смешения равна
Диаметр камеры смешения
Площадь поперечного сечения сопла Вентури жидкостно-газового эжектора равна
ВГ
ВГ
p
p
p
3
3
Газ, в том числе в составе газожидкостной смеси при давлении Р=0,4-0,6 МПа и температуре t=+15°С, может быть подан на вход средства окончательной очистки и осушки газа. Например, газ, поданный в вихревую трубу средства окончательной очистки и осушки газа, разделяется на горячий и холодный потоки. Холодный поток поступает в циклонный сепаратор для удаления сконденсировавшейся капельной влаги, обеспечивая абсолютную влажность газа W=0,2 г/м. Газ подается в распределительный газопровод с давлением Р=0,3 МПа. Температура точки росы газа с влагосодержанием W=0,2 г/м при давлении Р=0,3 МПа равна t=-26°С. В соответствии с ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам, точка росы природного газа, подаваемого в газотранспортную сеть, должна быть равна t=-10°С в летнее время и t=-20°С в зимнее время. Точка росы по влаге в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа. Достигнутая температура точки росы по влаге газа в данном примере удовлетворяет требованиям ОСТ 51.40-93.
Процедура расчета точки росы по влаге представлена в примере 1.
Использование в предлагаемом примере жидкостно-газового эжектора в сочетании со средством окончательной очистки и осушки газа обеспечивает создание разрежения на устье скважины, что стимулирует рост дебита добываемого низконапорного газа. Экспериментальные исследования применения эжекторных технологий при добыче низконапорных газов показали свою эффективность и нашли свое отражение в «Методических рекомендациях по составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения газа», М., 2007, Министерство природных ресурсов РФ (проект).
Предлагаемый способ и система могут быть востребованы при добыче попутного низконапорного нефтяного газа.
p
p
Согласно ОСТ 51.40-93, температура точки росы по углеводородам должна быть равна t=-5°С в летнее время и t=-10°С в зимнее время. Как показали экспериментальные исследования, вихревая труба в сочетании с циклонным сепаратором, либо усовершенствованная вихревая труба, в конструкции которой предусмотрено конденсационное устройство, обеспечивают снижение температуры точки росы по углеводородам до указанных выше величин при подаче в нее низконапорного попутного нефтяного газа. В составе попутного газа содержится, как правило, конденсат (смесь жидких углеводородов), которые могут быть удалены из попутного газа. При этом в усовершенствованной вихревой трубе (вихревом аппарате) в качестве абсорбента может быть газовый конденсат, предварительно выделенный из попутного газа.
Использование предложения позволяет снизить энергетические затраты на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ за счет полезного использования кинетического и теплового потенциала пластовой жидкости, а также обеспечить возможность получения тепловой энергии за счет повышения теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, и, при необходимости, довести ее водородный показатель до значений, удовлетворяющих экологическим требованиям.