Методики определения диаметров фонтанных труб

Определение оптимального диаметра фонтанных труб, зависящего от ряда факторов, в том числе от конструкции эксплуатационной газовой скважины - важная технико-экономическая задача проектирования системы разработки газового месторождения. Диаметр фонтанных труб определяет потери давления при движении газа в скважине, давление газа на устье скважины, время ввода промысловых дожимных компрессорных станций, длительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения.

Расчет диаметра фонтанных труб производят исходя из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей в газе или из необходимости обеспечения минимума потерь давления в стволе скважины при заданном дебите.

Рассмотрим методику определения диаметра, обеспечивающего вынос твердых или жидких частиц с забоя скважины. Поскольку газовые скважины часто работают с поступлением из пласта частиц породы и воды, диаметр фонтанных труб должен обеспечивать полный вынос газовым потоком частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Как показывает промысловый опыт, вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока в скважине превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц и равна

, (12.1)

где v_газ - скорость восходящего потока газа в скважине, см/с;

w_кр - критическая скорость, при которой капля воды или частица породы находится во взвешенном состоянии см/с.

Частица как бы висит в потоке, не поднимается и не опускается по отношению к стенке скважины. Значение критической скорости w_кр может быть определено по известной формуле Риттингера

, (12.2)

где g - ускорение силы тяжести, см/с²;

d - диаметр частиц, см;

ρ _п, ρ _г - плотность частиц породы и газа, г/см³;

J - аэродинамический коэффициент скольжения, зависит от формы частиц породы или воды. Для капель воды шарообразной формы J = 0, 45, для шарообразных частиц породы J = 0, 25, для призматиче­ских частиц породы J = 0, 75.

Скорость восходящего потока газа будет минимальной у башмака фонтанной колонны и определяется выражением

, (12.3)

где Q - дебит газа, м³/сут;

Р_заб - забойное давление, кг/см²;

D - внутренний диаметр фонтанных труб, см.

Подставляя (13.3) в (13.1), определим максимальный диаметр фонтанных труб, при котором обеспечивается вынос частиц породы и жидкости на поверхность

. (12.4)

Теперь рассмотрим методику определения диаметра фонтанных труб по условиям обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, так как именно здесь возникают основные потери энергии сжатого газа. Пусть по результатам газодинамических исследований скважин известен максимально допустимый дебит Q_м.д., при котором не происходит разрушения пласта, преждевременного обводнения скважин или других осложнений.

Величина давления на забое газовой скважины Р_заб, если известно давление на устье Р_уст, определяется по формуле Адамова Г.А.

, (12.5)

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления для труб определенной шероховатости;

z_ср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины;

Т - средняя температура труб.

Если величина потерь давления в стволе скважины задана

s w: ascii=" Cambria Math" /> < w: i/> < w: sz w: val=" 28" /> < w: sz-cs w: val=" 28" /> < /w: rPr> < m: t> тр< /m: t> < /m: r> < /m: sub> < /m: sSub> < /m: oMath> < /m: oMathPara> < /w: p> < w: sectPr wsp: rsidR=" 00000000" > < w: pgSz w: w=" 12240" w: h=" 15840" /> < w: pgMar w: top=" 1134" w: right=" 850" w: bottom=" 1134" w: left=" 1701" w: header=" 720" w: footer=" 720" w: gutter=" 0" /> < w: cols w: space=" 720" /> < /w: sectPr> < /wx: sect> < /w: body> < /w: wordDocument> "> , (12.6)

где Р_тр - давление, затрачиваемое на трение, то внутренний диаметр фонтанных труб определяется выражением

. (12.7)

Если этот диаметр окажется больше рассчитанного по формуле (12.4), обеспечивающего вынос примесей, то придется несколько увеличить потери давления в колонне за счет уменьшения D, и в этом случае будут выдержаны два условия: заданный дебит и заданная скорость потока.

Может возникнуть третий случай, когда заданы диаметр и величина потерь давления в скважине (∆ Р = Р_заб - Р_уст), тогда проверяем перепад по формуле

. (12.8)

Если ∆ Р окажется больше заданной величины, то потребуется уменьшить дебит скважины до значения, обеспечивающего заданные потери в стволе скважины.

Когда эксплуатация скважины планируется по затрубному пространству, то вместо диаметра D в расчетные формулы подставляется величина эффективного (эквивалентного) диаметра. Такие расчеты обычно проводятся применительно к условиям каждого месторождения, и выбирается диаметр, соответствующий заданным условиям.

При эксплуатации газовых скважин используются фонтанные трубы (гладкие или с высаженными наружу концами). В Западной Сибири применяются фонтанные трубы с условным диаметром 73, 89, 102, 146, 168, 219 мм

, (12.9)

где G_m - предел текучести материала труб при растяжении, кг/см²;

К - коэффициент запаса прочности = 1, 5;

ρ _ст - плотность стали труб.

При К = 1, 5 и ρ _ст ⁼ 7800 кг/м³ для труб из стали группы прочности D (G = 38 кг/см²) L_доп составит 3250 м.

Для труб неравнопрочной конструкции предельно безопасную длину подвески определяют по формуле

, (12.10)

где Q_стр - страгивающая нагрузка для данных труб, кг/см²;

q_тр - масса 1 метра труб, кг.

13. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ