Южного казахстана

 
175 
5
 
Пат РК № 4655. Органоминеральное удобрение и способ его получения / Бахов Ж.К., 
Сарманов Х.С., Сатаев И.К.; опубл. 16.06.97, Бюл. №2.  
6
 
Очистка газов в производстве фосфора и фосфорных удобрений  /под ред. Э.Я.Тарата 
- Л.: Химия, 1979. – C. 37-38. 
7
 
Кириллов  В.М.,  Воробьев  О.Г.  Экологический  анализ  химической  технологии  
//Химическая промышленность. -1989. -№1. –С. 68-71. 
8
 
Воробьев О.Г. и др. Экологические проблемы химического предприятия. –Алма-Ата: 
Казахстан, 1984. –172 с. 
9
 
Бахов  Ж.К.  и  др.    Моделирование  взаимодействия  промышленного  предприятия  с 
природной средой. – Москва: Спутник+, 2005. – 96 с. 
10
 
Bishimbaev  V.,  Bakhov  Zh.,  Shakirov  B.  Ecological  risk’s  valuation  with  chemical  plant  
function // The Third International Scientific Conf.: «Ecological Chemistry 2005». – Chisinau. -2005. 
– P.434-435. 
 
 
РЕЗЮМЕ 
 
Бахов Ж.К.- д.т.н., профессор, Исаева Р.А. -к.т.н., доцент,  Наурызбекова М.Н. -
магистрант 
ЮКГУ им. М.Ауэзова, г.Шымкент 
 
Разработка модуля малоотходной технологии в производстве аммофоса и его 
экологическая оценка 
 
На основании исследований и технологических расчетов показана возможность создания 
малоотходного технологического модуля производства аммофоса, что, по сути дела, подразу-
мевает  экологическую  оптимизацию  технологического  процесса.  В  результате  сопоставления 
показателей  экологичности  традиционной  и  предлагаемой  схем  показано,  что  малоотходный 
технологический модуль снижает техногенную нагрузку  на окружающую природную среду, а 
также позволяет получить ценные дополнительные продукты. 
 
 
RESUME 
 
Bakhov Zh. K. -
 
Doctor of Technical Sciences, Professor, Isayeva R.A.-
 
Candidate of Technical 
Sciences., Associate Professor, Nauryzbekova M.N. -Master of Engineering  
M.Auezov South Kazakhstan State University, Shymkent   
 
Working out of module of less waste technology in amorphous production and its ecological  
estimation 
 
The  working  of  less-wastes  technological  module  as a  method  of ecological  ammophos  pro-
duction optimization is showed. As a result of researches and technological calculations the possibility 
of less-wastes technological module creation was shown. This creation is possible by ecological opti-
misation  of  some  ammophos  production  stages.  Comparing  the  ecological  indexes  of  common  and 
proposal technological modules we show that the proposal less-wastes technological module not only 
lowers the technogen loading on the environment, but allows receiving the valuable additional prod-
ucts. 
 
 
 

 
176 
УДК 66.074:546.171.1 
 
КИНЕТИКА ОБРАЗОВАНИЯ И ВЫДЕЛЕНИЯ ПОПУТНЫХ  
НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ ПРИ ДОБЫЧE НЕФТИ 
 
В.Г. Голубев - д.т.н., профессор, М.К. Жантасов - к.т.н., доцент,  
Г.Б. Амангельдиева - магистрант, А.Р. Кембаев – магистр, преподаватель 
 
ЮКГУ им. М. Ауэзова, г. Шымкент 
Многоотраслевой колледж при ТарГУ, г. Тараз 
 
Аннотация 
 
В работе отмечается проблема утилизации попутного газа на фоне ужесточения эколо-
гических требований. Указываются пути очистки природных углеводородных газов с выделе-
нием достоинств и недостатков, а также дается предпочтительный вариант. Реализация предла-
гаемого варианта сопряжена с разработкой теоретических основ кинетики образования и выде-
ления нефтяных газов при добыче нефти на нефтяных месторождениях.  
Предложена  схема  переноса  компонентов  при  контакте  газовой  и  жидкой  фаз  и  дано 
уравнение  массопередачи  при  абсорбции,  позволяющее  оценить  количество  компонента,  по-
глощаемого в единицу времени при абсорбции. 
В работе дана связь между известным процессом абсорбции и процессами растворения 
и выделения попутных газов из нефти. 
 
Ключевые  слова:  добыча  нефти,  сырая  нефть,  попутные  нефтяные  газы,  абсорбция,  очистка 
газов. 
 
 
Извлеченная  из  скважин  сырая  нефть  содержит  попутные  газы  (50-100  м
3
/т), 
пластовую  воду  (200-300  кг/т)  и  растворенные  в  воде  минеральные  соли  (10-15  кг/т), 
которые  отрицательно  сказываются  на  транспортировке,  хранении  и  последующей  ее 
переработке. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следую-
щие операции:  
- удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;  
- обессоливание нефти;  
- обезвоживание (дегидратация) нефти.  
Попутный газ частично или полностью сжигается на факелах на пунктах подго-
товки  либо  передается  на  подготовку  на  газоперерабатывающий  завод  (ГПЗ).  Однако 
ужесточение экологических требований и возрастающая ценность газа в народном хо-
зяйстве  требуют  активнее  внедрять  сбор  и  подготовку  попутного  газа  на  всех  этапах 
подготовки продукции скважин с целью его полной утилизации. Разработка технологи-
ческих схем и выбор способов подготовки попутного газа, содержащего сероводород и 
меркаптаны, становятся актуальнейшей проблемой.  Практически все природные газы, 
добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, содержат угле-
кислый  газ.  В  некоторых  из  них  содержится  сероводород.  Углекислый  газ  является 
балластом, а сероводород – высокотоксичным корродирующим компонентом. Поэтому 
природные  газы  перед  подачей  их  потребителю  или  в  газопроводы  очищают  от  этих 
примесей. Глубина очистки определяется требованиями, предъявляемыми технологией 
использования газа.  
Природные  углеводородные  газы  очищают  от  сероводорода  и  углекислого  газа 
сорбционными  методами  с  использованием  жидких  и  твердых  поглотителей  (сорбен-

 
177 
тов).  На  практике  широко  применяются  абсорбционные  методы,  как  наиболее  эконо-
мичные и позволяющие полностью автоматизировать замкнутый цикл. Серьезным не-
достатком абсорбционного метода является значительное загрязнение очищаемого газа 
парами сорбента. При низких парциальных давлениях извлекаемых компонентов и при 
необходимости  глубокой  очистки  незаменимым  является  адсорбционный  способ  очи-
стки. Недостатки адсорбционных методов – необходимость и периодичность процесса 
очистки, высокая стоимость регенерации адсорбентов. Существенным недостатком ад-
сорбентов  является  снижение  поглотительной  способности  в  процессе  эксплуатации, 
особенно  при  очистке  газа,  содержащего  большое  количество  примесей.  Наибольшее 
применение для очистки природных газов нашли абсорбционные методы на основе ис-
пользования физической и химической абсорбции. Одним из основных процессов про-
мысловой подготовки нефти является сепарация промысловой нефти  от газа в сепара-
торах различных типов [1,2].  
Как известно сепарация - это процесс выделения растворенных в  нефти попут-
ных нефтяных и сопутствующих газов. Газы нефтяные, попутные – это природные га-
зы,  сопровождающие  нефть  и  выделяющиеся  при  ее  добыче.  Характерной  особенно-
стью состава газов нефтяных, попутных является наличие в  них, кроме метана, также 
этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Остановимся на самом 
механизме процесса растворения газа в нефти. Нефть и газ скапливаются в таких уча-
стках земной коры (―ловушках‖), где физические и геологические условия благоприят-
ствуют длительному сохранению и растворению в нефти.   
При  вскрытии  пласта  скважиной  вначале  начинает  фонтанировать  газ  газовой 
шапки,  а  затем,  по  мере  падения  давления,  начинает  выделяться  газ,  растворенный  в 
нефти.  В  некоторых  случаях,  когда  газ  полностью  растворен  в  нефти,  он  добывается 
вместе с нефтью. Содержание попутных нефтяных газов в нефти основано на их физи-
ческом растворении в нефти, т.е. физической абсорбции. Процесс физической абсорб-
ции происходит в том случае, когда парциальное давление газового компонента  выше, 
чем в жидкой фазе, вступающей в контакт с этим газом, т.е. для протекания абсорбции 
необходимо, чтобы газ и жидкая фаза не находились в состоянии равновесия.  Различие 
в  парциальном  давлении  извлекаемого  компонента  в  газе  и  жидкости  является  той 
движущей силой, под действием которой происходит поглощение (абсорбция) данного 
компонента жидкой фазой из газовой фазы. Чем больше эта движущая сила, тем интен-
сивнее переходит этот компонент из газовой фазы в жидкую [3-5].  
При  физической  абсорбции  взаимодействие  молекул  в  растворе  в  большинстве 
случаев обусловливается силами Ван-дер-Ваальса.  
При физической абсорбции с образованием идеального раствора для растворителя 
и  растворенного  газа  во  всем  интервале  изменения  состава  в  соответствии  с  законом 
Рауля растворимость газа:    
                               
0
2
2
,
2
\ P
p
x
ид
 ,                                                         (1) 
где  Р
0
2
- давление паров над чистым сжиженным газом при данной температуре сис-
темы; р
*
2
 - парциальное давление газа;   
Зависимость  растворимости  газов  х
*
2
  от  их  парциального  давления  при  физиче-
ской абсорбции в бесконечно разбавленном растворе (х
2
 →0) и при низких давлениях Р 
в системе описывается законом Генри:   
                       
2
2
x
p
K
н
 ,                                                               (2) 
где  К
H 
- коэффициент Генри, изменяющийся с изменением температуры.   

 
178 
Если абсорбцию проводят под давлением, но х
*
2
  →0,  растворимость  газа  можно 
рассчитать по уравнению Кричевского - Казарновского:  
                           
RT
P
P
V
K
K
x
f
н
ф
\
)
(
ln
ln
)
ln(
0
1
2
2
2
                                        (3) 
где     К
ф 
- коэфициент физической растворимости, равный К
H 
при х
2
→ 0 и Р→0;  
f*
2
 - летучесть газа; 
V
2 
- парциальный мольный объем растворенного газа в жидкой фазе при беско-
нечном разбавлении;  
R - универсальная газовая постоянная;  
P
0
1 
-  давление насыщенных паров чистого растворителя  при абсолютной темпе-
ратуре системы Т. 
Если  0  <  х
*
2
(0,05-0,1)  молярной  доли  (разбавленные  растворы),  то  при  низких 
давлениях справедливо уравнение Сеченова:  
   
RT
x
A
K
K
н
ф
\
2
ln
ln
2
2
,
1
 ,                                             (4) 
где   А
1,2
 - коэффициент, не зависящий от состава раствора.  
Процесс  физической  абсорбции  обратимый,  при  добыче  нефти,  в  момент  про-
движения нефти к устью скважины, наблюдается снижение пластового давления. Сни-
жение  давления  в  скважине  способствует  созданию  условий  протекания  обратного 
процесса - десорбции, выделения растворенных газов из нефти. 
Таким образом, начальная стадия сепарации нефти начинается при ее движении 
в скважине, чем можно объяснить большое количество попутных нефтяных газов в мо-
мент выхода нефти на поверхность. 
Исследуя  процессы  растворения  и  выделения  попутных  газов  из  нефти,  можно 
отметить, что оба процесса являются диффузионными, в которых участвуют две фазы: 
газовая и жидкая.  
Движущей  силой  процесса  абсорбции  (десорбции)  является  разность  парциаль-
ных давлений поглощаемого компонента в газовой и жидкой фазах, который стремится 
перейти в ту фазу, где его концентрация меньше, что требуется по условию равновесия. 
Обозначив парциальное давление поглощаемого компонента в газовой фазе че-
рез р
г
, а парциальное давление того же компонента в газовой фазе, находящейся в рав-
новесии с абсорбентом, через р
р
, получим, что при р
г
 > р
р
, компонент газа переходит в 
жидкость, т.е. протекает процесс абсорбции (рисунок 1). Если р
г
 < р
р
, то поглощенные 
компоненты газа переходят из абсорбента в газовую фазу, т.е. осуществляется процесс 
десорбции. 
 
 
 
 
а) абсорбция;    
б) десорбция 
 
Рисунок 1 - Схема переноса компонентов при контакте газовой и жидкой фаз 
 
 
Чем  больше  величина р
г
  –  р
р
, тем  интенсивнее  осуществляется  переход  компо-
нента из газовой фазы в жидкую. При приближении системы к состоянию равновесия 

 
179 
движущая сила уменьшается, и скорость перехода компонента из газовой фазы в жид-
кую замедляется. 
Поскольку  парциальное  давление  компонента  пропорционально  его  концентра-
ции, то движущая сила процесса абсорбции или десорбции может быть выражена также 
через разность концентраций компонента в газовой D
у
 = y – у
р
 или жидкой фазе D
х
 = х
р
 
– х. 
Количество  вещества  М,  поглощаемого  в  единицу  времени  при  абсорбции  или 
выделяемого при десорбции, прямо пропорционально поверхности контакта газовой и 
жидкой фаз F, движущей силе процесса и коэффициенту пропорциональности К, зави-
сящему от гидродинамического режима процесса и физико-химических свойств систе-
мы. 
Уравнение массопередачи при абсорбции можно записать в виде:  
 
                                        M = K
p 
F (p
г
 – p
p
) = K
y 
F (y – y
p
) = K
x
 F (x
p
 – x)                        (5) 
или 
                                                    K
p
 (p
г
 – p
p
) = K
y
 (y – y
p
) = K
x
 (x
p
 – x)                                 (6) 
 
Коэффициент К называется коэффициентом массопередачи при абсорбции и ха-
рактеризует массу вещества, переданную в единицу времени через единицу поверхно-
сти контакта фаз при движущей силе, равной единице.  
Таким  образом,  в  данной  работе  представлена  кинетика  образования  и  теория 
выделения попутных нефтяных газов при добычe нефти на нефтяных месторождениях. 
 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 
 
1
 
Эрих В.Н. Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. – Л.: 
Химия, Ленингр. отд., 1972. - C.257. 
2
 
Скобло 
А.И.,  Трегубова  И.А., 
Егоров  Н.Н. 
Процессы 
и  аппараты 
нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – М.: Химия, 1962. - C.284. 
3
 
Коршак  А.А.,  Шаммазов  А.М.  Основы  нефтегазового  дела.  -  Уфа:  ООО 
«ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544с.: ил. 
4
 
Басарыгин  Ю.М.  Технология  бурения  нефтяных  и  газовых  скважин.  -  М.:  ООО 
«Недра-Бизнесцентр», 2001. – 679с.: ил. 
5
 
Рамм А. Абсорбция газов. - М.: Химия, 1976. – 326с. 
 
ТҤЙІН 
 
Голубев В.Г. - т.ғ.д., профессор, Жантасов М.К. - т.ғ.к., доцент, Амангельдиева Г.Б. – 
магистрант,  Кембаев А.Р. – магистр, оқытушы 
 М. Әуезов атындағы ОҚМУ, Шымкент қ. 
ТарМУ-дағы кӛпсалалы колледж, Тараз қ. 
 
Мҧнайды ӛңдеу кезінде ілеспе мҧнайлы газдардың болуы мен шығу кинетикасы 
 
Бұл  жұмыста  экологиялық  талаптардың  қатаңдықты  күшейту  фонында  ілеспе  газдарды 
пайдалану  мәселесі  кӛрсетілген.  Табиғи  кӛмірсутекті  газдардың  тазалау  жолдарының 
артықшылықтары мен кемшіліктері кӛрсетіліп жатыр, сонымен қатар ең тиімді түрі келтірілген. 
Ұсынылып  отырған  түрдің  орындалуы  мұнай  кенорындарында,  мұнайды  ӛндіру  кезінде 
мұнайлы  газдардың  шығуы  және  болдыруының  теориялық  негіздерінің  кинетикалық  игерілуі 
кӛрсетілген. 

 
180 
Абсорбция  кезінде  массаалмасу  теңдеуі,  сонымен  қатар  газды  және  сұйық  фазаларды 
контакт  кезінде  компоненттердің  тасымалдау  схемасы  келтірілген  және  сіңірілушіні 
уақыттардың бірлігіне, сорылу компоненттердің шамасын бағалауға мүмкіндік береді. 
Берілген  жұмыста  мұнайдан  ілеспе  газдардың  бӛлу  және  еру  процестерімен  белгілі 
процесі арасында байланысы кӛрсетілген. 
 
RESUME 
 
Golubev V.G. – 
Doctor of Technical Sciences
, Professor, Zhantasov M.K. – 
Candidate of 
Technical Sciences
, Assistant Professor, Amangeldieva G.B. – gradute student, Kembaev A.R. 
– Master of Engineering, Professor  
M.Auezov South Kazakhstan State University, Shymkent   
Diversity College in Taraz State University, Taraz 
 
Kinetics of the formation and separations passing oil gas under dobyche oils 
 
In work is noted problem to salvaging the passing gas on background of the tightening the eco-
logical requirements. The way peelings natural hydrocarbon gas is indicated with separation value and 
defect, as well as is given preferred variant. The realization of the proposed variant associate with de-
velopment theoretical bases kineticses of the formation and separations oil gas when mining the oils 
on oil hole.  
The offered scheme of the carrying component at contact gas and fluid phases and is given equ-
ation  mass  to  send  at  absorptions, allowing  value  the  amount  of  the  component,  absorbed  in  unit  of 
time at absorptions. 
Relationship is given in work between the known process of the absorptions and process of the 
dissolution and separations passing gas from oil. 
 
 
 
УДК 681.3 
 
РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВОГО МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ  
ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 
 
В.Г. Голубев - д.т.н., профессор, М.К. Жантасов - к.т.н., доцент,  
Г.Н. Молдаходжаева - магистрант, А.Р. Кембаев – магистр, преподаватель 
 
ЮКГУ им. М. Ауэзова, г. Шымкент 
Многоотраслевой колледж при ТарГУ, г. Тараз 
 
Аннотация 
 
Работа  посвящена  актуальной  проблеме  увеличения  доли  трудноизвлекаемых  запасов 
нефти  повышенной  вязкости.  Предлагается,  в  качестве  определяющего,  тепловой  метод  воз-
действия, для реализации которого излагаются теоретические основы его проработки, а также 
оборудование,  в  частности,  парогенераторная  установка.  По  парогенераторной  установке  вы-
полнен тепловой и гидравлический расчеты, позволяющие реализовать способ теплового воз-
действия.  
Кроме того, они позволят создать модель для эффективного внедрения теплового метода 
в условиях энергосберегающих технологий и нерентабельности месторождений высоковязких 
нефтей. 
 

 
181 
Ключевые слова: тепловой метод, залежь, увеличение нефтеотдачи, парогенераторная уста-
новка, устье. 
 
Состояние ресурсной базы  углеводородного сырья  в мире характеризуется зна-
чительным  увеличением  доли  трудноизвлекаемых  запасов  с  нефтями  повышенной  и 
высокой вязкости, которая составляет около 50 % запасов. Традиционно применяемые 
технологии заводнения на месторождениях с нефтями повышенной и высокой вязкости 
могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20–25%, а использование тепловых 
методов позволяет в ряде случаев довести нефтеотдачу до 40–45% [1]. Сущность теп-
ловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повыша-
ется температура в залежи, способствуя существенному  уменьшению вязкости нефти, 
увеличению  ее  подвижности,  испарению  легких  фракций  и  др.  Существует  большое 
количество  различных  видов  тепловых  методов,  но  в  основе  практически  любого  из 
них  лежит  одна  из  двух  технологий  воздействия  на  пласт:  ВГВ  (воздействие  горячей 
водой); ПТВ (паротепловое воздействие). Так как в рамках данной статьи представляет 
интерес именно паротепловой метод, далее будем рассматривать именно его. 
Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной 
пар при высоком давлении [3]. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с 
мельчайшими  капельками  влаги,  смесь  которых  называют  насыщенным  паром  с  раз-
личной  степенью  сухости  x
п
  (отношение  массы  сухой  паровой  фазы  к  массе  смеси). 
При 1 > x
п
 > 0 имеем влажный насыщенный пар, а при x
п
 = 1 - сухой насыщенный пар 
(неустойчивое мгновенное состояние) [4]. С повышением давления р возрастает темпе-
ратура кипения t
кип
, которую можно оценить по эмпирическому уравнению Руша: 
                                    
4
10
100
p
t
кип
                                                                    (1) 
где: t
кип
 в 
0
С, р в МПа [3]. 
Критическое  состояние  воды  (критическая  точка),  которое  характеризуется  ис-
чезновением  различия  между  жидкостью  и  паром,  наступает  при  значениях  давления 
Р
кр
=215,176  МПа  и  температуры  Т
кр
=374,12
0
С, при этом  удельный объем  V
кр
=0,03147 
м
3
/кг и плотность р
кр
=317,7629м
3
/кг [5]. 
Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неог-
раниченная  растворимость  нефтей  в  жидкой  воде,  экспериментально  установленная, 
достигается при температурах 320–340
0
С и давлениях 16–22 МПа. Причем вода, в от-
личие от других растворителей, при снижении температуры водонефтяного раствора до 
атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть. Критическая темпе-
ратура растворения снижается в пористой среде на 10–20
0
С, а при добавке к воде угле-
кислого газа в объемном соотношении 1:5 (в атмосферных условиях) - до 250
0
С. 
Сопоставительными  лабораторными  опытами  вытеснения  нефти  водой  с  поин-
тервальным  ступенчатым  повышением  температуры  закачиваемой  воды  установлено, 
что  суммарный  коэффициент  вытеснения  повышается  до  0,67  при  температуре  250–
300
0
С и до 0,97 при температуре 300–310
0
С и давлении 18–20 МПа. Полное вытеснение 
убеждает, что происходит взаимное смешение воды и нефти. 
Насыщенный  водяной  пар  как  терморастворитель  нефти  действует  во  всей  об-
ласти его существования в интервале температур 100–370
0
С и давлений от атмосферно-
го до 22 МПа. Однако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для па-
ра. Пар, как маловязкий рабочий агент, обычно движется у кровли пласта. Охват паром 
по  толщине  не  превышает  0,4,  по  площади  составляет  0,5–0,9.  Средний  коэффициент 
нефтеотдачи при этом достигает 0,3–0,35. 

 
182 
Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с на-
гревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным 
подогревом на забое скважины. Ствол скважины нагревается при: 
                                  
)
1
ln(
1
0
0
т
у
т
Г
T
T
z
z
                                             (2) 
и охлаждается при
0
z
z
,  
где: Г – геометрический параметр скважины; 
0
z
 - глубина точки инверсии температур-
ной кривой [3]. Увеличить 
0
z
 можно уменьшением 
m
 или повышением 
у
T , т.е. увели-
чением расхода q и продолжительности закачки t. На заданной глубине T
0
  возрастает, 
через 50–100 суток практически стабилизируется и становится меньше T
y
 примерно на 
6, 10 и 13 % при глубине залегания соответственно 500, 1000 и 1500м. Приблизительно 
такие же значения принимает и величина теплопотерь. 
При закачке горячей воды ее приходится нагревать на поверхности на 30–50
0
С (в 
зависимости  от  глубины)  выше  проектной  забойной  температуры.  Температура  влаж-
ного пара возрастает с глубиной и становится выше  на 30–40
0
С. Так как температура 
влажного пара зависит только от давления, то рост давления с глубиной за счет массы 
теплоносителя с  учетом гидравлических потерь приводит к  увеличению температуры. 
При  этом  все  теплопотери  в  стволе  компенсируются  постепенной  конденсацией  пара 
(теплотой конденсации), т.е. возрастанием его влажности. 
Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов за-
качки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700–1500м, а при закачке 
воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700–1800м из-за не-
обходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой 
оторочки размером более 0,3–0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсирован-
но продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумули-
рованной в пласте за фронтом вытеснения. 
Оборудование, применяемое при паротепловом методе добычи нефти, включает 
парогенераторную  установку,  поверхностные  коммуникации,  устьевое  и  внутрисква-
жинное оборудование. Парогенераторная установка - это совокупность узлов и агрега-
тов,  служащих  для  получения  водяного  пара  заданных  параметров  с  использованием 
энергии топлива. Она является одним из ключевых элементов технологической схемы 
при использовании паротепловых методов добычи нефти. 
В  настоящее  время  на  нефтепромыслах  применяют  два  типа  парогенераторов: 
поверхностные и забойные. Недостаток поверхностных парогенераторов - большие по-
тери теплоты в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины [6,7]. 
Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элемен-
тов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, ко-
торое  включает  арматуру  устья  типа  АП  (задвижки,  устьевой  сальник,  устьевое  шар-
нирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутри-
скважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку.  
Тепловой  расчет.  Вначале  следует  определить  средний  температурный  напор 
вдоль поверхности нагрева, для чего можно использовать отношение [8]:   
                                                
м
б
t
t
                                                                     (3) 
Поскольку  температурный  напор  и,  следовательно,  удельный  тепловой  поток 
изменяются значительно, то коэффициент теплоотдачи от стенки к кипящей воде и ко-
эффициент теплопередачи рассчитываются раздельно на границах участка. Коэффици-

 
183 
ент  теплопередачи  рассчитывается  как  среднее  арифметическое  этих  двух  значений. 
Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы рассчитывается по средней 
температуре теплоносителя и принимается одинаковым для всего участка.  
Далее  определим  коэффициент  теплоотдачи  от  теплоносителя  к  стенке  трубы. 
Средняя температура теплоносителя на участке: 
                       
2
//
/
1
ср
ср
ср
t
t
t
 ,                                                               (4) 
где: 
/
ср
t  - средняя температура воды 1-го контура на входе в парогенератор, 
//
ср
t  - сред-
няя температура воды 1-го контура на выходе из парогенератора. 
На основе значения средней температуры теплоносителя на участке определяют-
ся такие физические параметры воды, как плотность  , коэффициент теплопроводно-
сти 
1
, вязкость 
1
, число Прандтля 
Pr
, удельный объем 
1
.  
Скорость теплоносителя [9]: 
                                      
тр
М
F
v
G
W
1
1
 .                                                                   (5) 
Число Рейнольдса [9]       
1
1
1
Re
v
d
W
в н
 ,                                                                  (6) 
где   G
м
  –  расход  воды;  F
тр
  -  площадь  трубы; 
в н
d
  -  внешний  диаметр  трубы; 
1
  -  вяз-
кость;  
1
v  - объем. 
Затем определяется средний для  участка коэффициент теплоотдачи от теплоно-
сителя к трубе [9]. Термическое сопротивление находится на основе коэффициента те-
плоотдачи [9]: 
         
43
,
0
8
,
0
1
1
Pr
Re
)
(
021
,
0
в н
d
                                                 (7) 
Температура стенки [9]  
                           
)
(
3
1
1
1
s
ср
ср
ср
t
t
t
t
 ,                                                    (8) 
где 
ср
t
1
 - средняя температура теплоносителя на участке; 
s
t
 - температура насыщения. 
На  основе  значения  выбирается  значение  теплопроводности  стали.  В  результате 
можно получить величину термического сопротивления стенки [9]:  
                                  
ст
ст
ст
R
 ,                                                                 (9) 
где 
ст
 - толщина стали; 
ст
 - значение теплопроводности стали. 
Сумма термических сопротивлений 
                          R = R
1
 + R
ст
 + 2 R
ок
                                                       (10) 
где:  R
1
  -  термическое  сопротивление;  R
ст
  —  термическое  сопротивление  стенки;  R
ок
  - 
термическое сопротивление окисных пленок. 
Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к кипящей воде во входном сечении 
и  коэффициент  теплоотдачи  и  теплопередачи  в  выходном  сечении  можно  рассчитать 
методом последовательных приближений. 
Определяем  площадь  поверхности  теплообмена,  расчетную  длину  труб,  расчет-
ную длину среднего змеевика. Расчетная площадь поверхности теплообмена  
 

 
184 
                                 
ср
пг
p
t
k
Q
H
  ,                                                          (11) 
где 
пг
Q
  -  тепловая  мощность  парогенератора;  k   -  коэффициент  теплоотдачи  в  выход-
ном сечении. 
Средняя расчетная длина труб: 
 
                              
н
р
р
d
H
L
   ,                                                         (12) 
где 
р
H  - расчетная площадь поверхности теплообмена; 
н
d
 - наружный диаметр трубы. 
Расчетная длина одной трубы среднего змеевика: 
 
                                              
n
L
l
р
р
   ,                                                            (13) 
где 
р
L  - средняя расчетная длина трубы;  n  - количество труб. 
Площадь теплопередающей поверхности парогенератора: 
                                                 Н = Н
Р
∙ К
3
                                                           (14) 
где  К
3
 – коэффициент запаса. 

жүктеу/скачать 5,98 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: