16.5. Изчисляване на вътрешния диаметър и дълбочината на спускане на тръбната колона в кладенеца
Тръбната колона се спуска в кладенеца, за да: 1) предпази производствената обсадна колона от абразивното действие на твърди суспензии и корозивни агенти (H 2 S, CO 2, мастни киселини - мравчена, оцетна, пропионова, маслена и др.), съдържащи се в газовия поток; 2) контрол върху условията на извличане на газ на дъното на кладенеца; 3) създаване на необходимата скорост на газовия поток за извеждане на твърди суспензии и течности на повърхността от дъното на кладенеца; 4) равномерно развитие на газонаситени пластове с голяма дебелина в целия експониран интервал; 5) извършване на ремонтни дейности и интензифициране на потока газ от резервоара в кладенеца.
16.5.1. Определяне на вътрешния диаметър на тръбната колона
Нека определим вътрешния диаметър на тръбната колона D от условието за отстраняване от дъното към повърхността на твърди частици с даден размер d и плътност ρ h.
Съпротивителната сила на средата (в N) при падане на твърда частица в нея се определя от закона на Нютон
където ξ е безразмерният коефициент на съпротивление на средата, ξ = ξ(Re); Re - критерий на Рейнолдс; F е площта на напречното сечение на частицата (ако приемем, че частицата е сферична, имаме F = πd 2 /4, където d е диаметърът на частицата); ρ g - плътност на газа, kg / m 3; v е скоростта на утаяващата се частица, m/s.
Теглото на твърда частица в газообразна среда (в N) се изразява, както следва:
Ако съпротивителната сила на средата R е равна на теглото на частицата в газовата среда G, получаваме
При малък Re (Re Re
където μ е коефициентът на динамичен вискозитет на газа, замествайки този израз за ξ в (16.4), получаваме (в m/s)
В случай, че Re > 500, ξ не зависи от Re; ξ = 0,44. Замествайки тази стойност на ξ в (16.4), получаваме
ЕКСПЛОАТАЦИЯ НА НЕФТНИ И ГАЗОВИ СОКЛАДЕНЦИ
Ако приемем, че ρ h>gt; ρ g (например ρ h \u003d 2500 kg / m 3; ρ g = 50 kg / m 3), като се вземе предвид
формулата за определяне на v 0 може да бъде записана по следния начин:
От формула (16.7) следва, че v 0 = V 0 (d, ρ h, Z, T, P). Диаметърът на тръбната колона се определя в следния ред. От уравнението на притока на газ към кладенеца
R до 2 R e 2 A Q B Q 2,
дефинираме Pz, съответстващ на приетата стойност Q, след това намираме t 3 по формулата t 3 \u003d t n - ε·(P до - P 3 ) и Z 3 , след това по формула (16.7) можем да определим v O . За даден диаметър на частиците d и по-нататък - необходимия диаметър на тръбната колона D, като се приеме известен резерв на скоростта за надеждността на отстраняването на частиците ( V OR = 1,2 v O )
4 Q Z z R 0 T 0
R e Z 0 T s v оп
Обикновено rf = 2500 kg / m 3, u = 0,1 mm, u \u003d 1 - 3 m / s.
Като се имат предвид диаметрите на тръбната колона D и отстранените скални частици d, промяната във времето на дебита на кладенеца Q за отстраняване на твърди частици от дъното на кладенеца се определя чрез метода на итерации (последователни приближения).
Отстраняването на капчици течност от дъното на отвора към повърхността се характеризира с факта, че размерът и формата на капката се променят с температура и налягане. Увеличаването на налягането в зоната на проявление на директни процеси на кондензация и изпарение води до увеличаване (запазване) на размера на капката, повишаване на температурата - до намаляване на размера на капката в резултат на изпаряване на течността от нейната повърхност.
Повърхностното напрежение σ допринася за запазването на размера на капката, докато намаляването на размера и раздробяването на капката се улесняват от скоростната глава. Установено е, че при даден дебит на газ има критичен, максимален диаметър на капката, който зависи от безразмерното число на Вебер. Експериментално е установено, че максималният диаметър на течната частица се запазва до We = 30:
ЕКСПЛОАТАЦИЯ НА НЕФТНИ И ГАЗОВИ СОКЛАДЕНЦИ
Да приемем, че σ и γ r имат малък ефект върху v 0 . Като вземем предвид (16.11), пишемФормула на Търнър
v 0 5.73 45 0.0455 R e 0.25 R s 0.5,
P 3 - дънно налягане, 0,1 MPa.
Полевите експериментални изследвания показват, че коефициентът във формулата (16.12)
трябва да се увеличи около 2 пъти. Като се има предвид това, формулата за изчисление има формата
10 45 0,0455 R e 0,25 R s 0,5,
Нека определим скоростта на газовия поток, при която ще се изхвърлят течни капки с критичен диаметър
Замествайки този израз в уравнението на притока на газ към кладенеца (16.8), като вземем предвид зависимостта Z \u003d Z (P 3, T 3), чрез метода на последователни приближения, определяме P 3 за даден диаметър на тръбната колона и
след това v 0min и Q min .
Температурата, налягането, дебитът и фазовото състояние на потока газ-течност в кладенеца могат да бъдат измерени с устройство, разработено в UkrNIIGaz.
По време на разработването на находището, когато налягането в резервоара намалява, диаметърът на тръбопроводната колона се увеличава, колоните с малък диаметър се отстраняват от кладенеца и се заменят с колони с по-голям диаметър. В последния период на развитие, при липса на вода и твърди суспензии, влизащи в кладенеца, е възможно да се експлоатират кладенци с помощта на метална обвивка.
16.5.2. Определяне на дълбочината на спускане на тръбната колона в кладенеца
На фиг. 16.13 показва диаграма на положението на обувката (края) на тръбната колона на потока в кладенците на газовите кондензатни полета Ленинград и Вуктил (над покрива на формацията - фиг. 16.13, b в интервала на перфорация - фиг. 16.13, a, c). Позицията на обувката на тръбната колона в кладенеца значително влияе върху: 1) развитието на продуктивни хоризонти в многослойно разнородно поле по отношение на дебелината на резервоара; 2) височината на получената тапа по време на разработването и експлоатацията на кладенци; 3) височината на колоната течност (кондензат и вода) в тръбите и пръстеновидното пространство; 4)последователност на поливане според височината на многопластовите отлагания; 5) съпротивление на газовите потоци, движещи се отгоре надолу и отдолу нагоре към обувката на тръбната колона; 6) коефициенти на съпротивление на просмукване А и В.
На фиг. 16.14 показва схематичен разрез на многослойно поле, представено от пакети от резервоари с различна дебелина, пропускливост и порьозност. Когато се произвежда газ от резервоара, той ще бъде взет от първия и частично от втория пакет, тъй като третият и четвъртият пакет са блокирани от течност или тапа. В първата и втората опаковка най-много
ЕКСПЛОАТАЦИЯ НА НЕФТНИ И ГАЗОВИ СОКЛАДЕНЦИ
интензивен спад на налягането и най-значителното придвижване на маргиналната вода. В краен случай първият и вторият пакет могат да бъдат наводнени, докато запасите от газ в долните пакети ще останат почти първоначални. За добив на газ от третата и четвъртата опаковка ще трябва да се направят нови сондажи. Редът на развитие и наводняване на опаковки отдолу нагоре при тези условия е нарушен, техническите и икономическите показатели на производството на газ се влошават.
Позицията на тръбната обувка в кладенеца влияе на височината на получената тапа при постоянен дебит на газ. Като пример представяме емпиричната зависимост на височината на пробката h (в m) в кладенците на находището Gazli върху потапянето на обувката на тръбната колона спрямо интервала на перфорация (H - b) в кладенеца при Q = 860 хиляди m 3 /ден:
където l = (H - b) 100 / H, %, H - дебелина на пласта, m; b - разстояние от долните отвори на интервала на перфорация до обувката на тръбната колона, m.
От зависимост (16.15) следва, че максималната височина на пясъчната пробка h max = 19,5 m при l = 0 (b = H), т.е. когато обувката на тръбната колона е в горната част на пласта, и h = 0 при l = 92% (т.е. b = 8% от H), когато обувката на тръбната колона е 8%от дебелината на образуванието не достига до долните перфорационни отвори.
Ориз. 16.13. Схема на обувката на тръбната колона в кладенците на находищата Ленинград (a) и Vuktyl (b, c):
кладенец 128, M = 1,3 m; добре 34, М = 7,6 m; добре 31, l = 101 m; b - добре 3, l = 357 m; в - добре 21, l = 332 m
ЕКСПЛОАТАЦИЯ НА НЕФТНИ И ГАЗОВИ СОКЛАДЕНЦИ
Ориз. 16.14. Схематичен разрез на дънния отвор на кладенец, който е отворил газонаситен резервоар, който е разнороден по протежение на участъка:
I - IV - пластови пакети с различна дебелина, пропускливост и порьозност; 1 - течна или пясъчно-глинеста тапа в кладенеца; 2 - обувка на тръбната колона; 3, 4 - съответно покрив и дъно на пласта
Височината на течния стълб в пръстена по време на работа на кладенеца по дължината на тръбната колона може да се определи от съотношението
където P zt и P s - измерено налягане в пръстена съответно на устието и на дъното на кладенеца; - относителна плътност на пръстеновидния газ във въздуха; Z, T са коефициентът на свръхсвиваемост на пръстеновидния газ и съответно абсолютната температура на газа, осреднени по дълбочината на кладенеца; L - дълбочина на кладенеца; ρ w - плътност на течността на дъното на кладенеца; h е височината на колоната течност в пръстена.
Височината на течния стълб в тръбната колона h 1 (в m) може да се определи по уравнението на Ю. П. Коротаев