Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 26

                            ,                                     (3.13)

де  dmax – діаметр труб, см;

Qa – дебіт свердловини, зведений до стандартних умов, тис. м.куб./добу;

Тс – температура на вибої свердловини, К; рс – вибійний тиск, Па;

z – коефіцієнт надстисливості газу за вибійних тиску і температури.

Використання труб малого діаметра сприяє збільшенню швидкості газу й поліпшенню умов винесення твердих та рідких домішок із вибою свердловини, але при цьому зростають гідравлічні втрати тиску під час руху газу по трубах.

Тиск на вибої свердловини за заданого дебіту Qa (у стандартних умовах) позв'язаний з тиском на гирлі рг таким співвідношенням:               

,                        (3.14)

де r1 – відносна густина газу по повітрю;

L – довжина піднімальних труб, м;

Tсер – середня температура газу в стовбурі свердловини, К;

zсер – коефіцієнт надстисливості газу, визначений за середніми тиском і температурою в стовбурі свердловини;

l – коефіцієнт гідравлічних опорів;

d – діаметр піднімальних труб, см.

Якщо умовами експлуатації свердловини передбачається можливість руйнування пласта, прориву води в свердловину, випадання конденсату у стовбурі свердловини, то визначальною умовою для вибору діаметра піднімальних труб є необхідність винесення твердих і рідких домішок. Для інших обмежуючих факторів діаметр труб вибирається за умови зниження втрат тиску до мінімально можливого значення.

Контрольні питання

1. Які Ви знаєте особливості  конструкції газових свердловин?

2. Будова комплексу свердловинного обладнання КПГ.

3. Які існують режими експлуатації газових свердловин?

4. Як визначити дебіт свердловини?

§ 3.8 Ускладнення в процесі експлуатації свердловин

Експлуатація свердловин за умов гідратоутворення в стовбурі

На вибої й у стовбурі свердловини можуть виникати такі сполучення тисків і температур, за яких утворяться гідрати. У випадках, коли економічно недоцільно або технологічно неможливо установити та підтримувати такий технологічний режим, при котрому в свердловині не утворяться гідрати, доводиться експлуатувати свердловину за умов можливого утворення гідратів у свердловині.

Простий спосіб забезпечення безгідратного режиму експлуатації свердловини – підтримка на усті температури газу 25 – 30 °С. У цьому випадкові при будь-якому тиску нижче 50 МПа в стовбурі свердловини не утворяться гідрати. Змінюючи дебіт свердловини, у багатьох випадках удається підтримувати такий режим. За температур газу на устя нижче 25 °С і тиску нижче 30 МПа можливе утворення гідратів.

Ознака утворення гідратів у свердловині – зниження гирлового тиску й дебіту свердловини в результаті перекриття гідратами прохідного перетину труб. До перших способів ліквідації початку гідратоутворення в свердловині, якими може скористатися оператор, належать наступні: увести в потік газу інгібітор гідратоутворення, якщо свердловина обладнана для цього. Значно знизити тиск на устя аж до продування в атмосферу. При цьому під дією перепаду тиску й у результаті часткового розкладання гідратна пробка руйнується та виноситься потоком газу. Потім установлюють режим, близький до безгідратного.

При утворенні гідратів у фонтанних трубах газ можна відбирати через затруб. Тоді теплий потік газу обігріє фонтанні труби і частково розплавить пробку. Повернення на добір через фонтанні труби може призвести до руйнування й видалення гідратної пробки.

При утворенні пробки значних розмірів описані способи можуть виявитися безрезультатними. У таких випадках змушені вживати дорогі й тривалі заходи (циркуляцію інгібіторів або сольових розчинів) і навіть розбурювати пробку.

При проектуванні розробки та призначенні технологічних режимів звичайно розраховують розподіл тисків і температур по стовбурі свердловини залежно від дебітів за роками розробки. Зіставляючи ці дані з кривими гідратоутворення, прогнозують терміни й глибини можливого гідратоутворення в свердловинах. Передбачають заходи щодо запобігання гідратоутворенню:

− теплоізоляцію стінок свердловини;

− уведення інгібіторів у потік газу;