Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины

 

Методика определения диаметра фонтанных труб, обеспечивающих вынос твердых и жидких частиц с забоя скважины, основана на теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам и условии, что газовые скважины работают с бесконечно большим газовым фактором. При этом частицы породы находятся в жидкости и выносятся вместе с ней.

При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в колонне двухфазный поток. Если скорости движения смеси незначительные, в скважине, накапливается столб жидкости, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит. В этих условиях газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата на поверхность. Дебит определяют по формуле:

 

(1)

 

где Q - минимально допустимый дебит, тыс. м3/сут;

D - диаметр колонны, мм;

Рзаб - абсолютное забойное давление, МПа;

m -молекулярная масса газа;

Тзаб - абсолютная забойная температура, К.

 

По мере подъёма газа по колонне скорость его движения возрастает, поэтому минимально допустимую скорость определяют для нижнего сечения фонтанных труб у башмака. Если эта скорость будет обеспечивать вынос жидкости, то, очевидно, она будет достаточна для дальнейшего выноса их по колонне. Скорость газа у башмака фонтанных труб:

 

(2)

 

где Q - рабочий дебит скважины, тыс. м 3/сут;

Рзаб - забойное давление, МПа;

F - площадь рабочего сечения фонтанных труб (F=nD2/4);

D - диаметр фонтанных труб, м;

Тзаб - забойная температура газа, К;

zзаб -коэффициент сверхсжимаемости газа для условия Рзаб и Тзаб.

Согласно опытным данным, минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя 5 - 10 м/с.

Рассмотрим методику определения диаметра фонтанных труб по условиям обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины.

По результатам газодинамических исследований известны максимально допустимый дебит Qмд с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующее этому дебиту давление на забое Рзаб .При заданном давлении на устье Ру диаметр фонтанных труб определяют по формуле

 

(3)ъ

 

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления трению;

Qмд - максимально допустимый дебит газа, тыс. м3/сут;

Тср - средняя температура в стволе скважины, К;

Рзаб и Рус - соответственно забойное и устьевое давления, МПа;

;

- плотность газа относительно воздуха;

L - глубина скважины, м;

е - основание натурального логарифма, равное 2,7183.

 

Если диаметр, полученный по формуле (3), больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по последнему условию. Если же диаметр окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примеси на поверхность, то его можно также увеличить до размеров последнего. При этом потери давления по стволу скважины уменьшаются. Таким образом, если существует опасность разрушения пласта или подтягивания воды, необходим вынос на поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничены другими факторами, то расчёт ведется из условия снижения потерь давления до минимально возможного значения с технологической и технической точек зрения.

При заданном диаметре фонтанных труб потери давления в скважине составят

 

(4)

 

Если определенная по формуле указанной выше, окажется выше допустимой, то дебит газа Qмд снижают до необходимого значения потерь давления. Методика расчёта по приведенным формулам аналогична случаю определения забойного давления по давлению динамического столба газа.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускают одну колонну фонтанных труб. Если несколько продуктивных горизонтов решено эксплуатировать раздельно, но одной системой скважин, в скважину спускают две или даже три колонны фонтанных труб, при этом они могут быть спущены концентрично или параллельно с применением разобщителей (пакеров).