Подать статью
Стать рецензентом
Э. А. Бондарев
Э. А. Бондарев
ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения РАН»
ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения РАН»

Публикации

Нефтегазовое дело
  • Дата отправки
    2018-05-24
  • Дата принятия
    2018-07-20
  • Дата публикации
    2018-10-25

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА

Читать аннотацию

Для модельной задачи отбора реального газа из скважины в центре кругового пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой выполнен анализ влияния начальных пластовых условий на динамику распределения его влагосодержания. Использовалась математическая модель неизотермической фильтрации, в которой теплопроводность считалась пренебрежимо малой по сравнению с конвективным переносом. Для ее замыкания использовалась эмпирическая зависимость коэффициента несовершенства газа от давления и температуры, апробированная в предыдущих публикациях авторов. Связь между влагосодержанием, давлением и температурой газа описывалась эмпирическими зависимостями, основанными на формуле Бюкачека. Вычислительный эксперимент выполнялся следующим образом. Вначале из численного решения осесимметричной задачи неизотермической фильтрации реального газа определись давление и температура газа при заданном давлении на забое скважины. При этом условия на внешней границе пласта имитировали водонапорный режим отбора газа. Затем эти найденные функции времени и координат использовались для вычисления аналогичной зависимости для влагосодержания. Результаты эксперимента показали, что если пластовая температура существенно превышает равновесную температуру гидратообразования, то распределение влагосодержания в призабойной зоне будет практически идентично распределению температуры. В противном случае газ будет содержать пары воды только вблизи забоя скважины, а далее его влагосодержание будет практически равно нулю. Роль давления и в том и в другом случаях проявляется через интенсивность отбора газа, от которого, в свою очередь, зависят и интенсивность конвективного переноса тепла, и степень охлаждения газа за счет дросселирования.

Как цитировать: Бондарев Э.А., Рожин И.И., Аргунова К.К. ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА // Записки Горного института. 2018. Т. 233. С. 492. DOI: 10.31897/PMI.2018.5.492
Нефтегазовое дело
  • Дата отправки
    2017-07-24
  • Дата принятия
    2017-09-19
  • Дата публикации
    2017-12-25

Особенности математического моделирования систем добычи и транспорта природного газа в арктической зоне России

Читать аннотацию

Показано, что для адекватного описания работы газовых скважин и магистральных газопроводов в регионах Крайнего Севера соответствующие математические модели должны учитывать реальные свойства газа, тепловое взаимодействие с многолетнемерзлыми горными породами и возможность образования (диссоциации) газовых гидратов в этих объектах. Предложены математические модели, которые в рамках трубной гидравлики учитывают неизотермичность течения газа, изменение площади проходного сечения из-за образования гидратов и зависимость коэффициента теплообмена газа с гидратным слоем от изменяющейся со временем площади проходного сечения. Соответствующая сопряженная задача теплообмена между несовершенным газом в скважине и окружающей средой (горными породами) сводится к решению дифференциальных уравнений, описывающих неизотермическое течение газа в трубах, и уравнений распространения тепла в горных породах с соответствующими условиями сопряжения. При этом в квазистационарной математической модели образования (диссоциации) гидратов учитывается зависимость температуры фазового перехода «газ – гидрат» от давления в потоке газа. Получено, что образование гидратов в скважинах, даже при низких пластовых значениях температуры и мощном слое многолетней мерзлоты, занимает достаточно большой промежуток времени, позволяющий оперативно предотвратить создание аварийных ситуаций в системах газоснабжения. Методами математического моделирования проанализированы некоторые решения, принятые при проектировании первого участка магистрального газопровода «Сила Сибири». В частности, показано, что при недостаточной осушке газа давление на выходе может снизиться ниже допустимого предела примерно за 6-7 ч. В то же время для полностью сухого газа имеется возможность снизить затраты на теплоизоляцию газопровода как минимум вдвое.

Как цитировать: Бондарев Э.А., Рожин И.И., Аргунова К.К. Особенности математического моделирования систем добычи и транспорта природного газа в арктической зоне России // Записки Горного института. 2017. Т. 228. С. 705. DOI: 10.25515/PMI.2017.6.705