Расчет лифта для газовых скважин
Газовые скважины эксплуатируют пока только путем использования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.
Его определяют из условий выноса с забоя твердых и жидких частиц или обеспечения максимального устьевого давления (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).
Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубина спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит, в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается.
Согласно опытным данным, минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность.
Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. При расчетах определяющим фактором является вынос частиц породы и жидкости на поверхность.
На основании данных испытания газовых скважин устанавливают технологический режим их эксплуатации.
Технологические режимы эксплуатации скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.
К ограничению промышленного дебита газовой скважины могут привести следующие осложнения, возможные при чрезмерно высоких отборах газа:
1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок, износ оборудования, возникновение неурегулированного фонтана и кратера;
2) подтягивание конуса подошвенной или языка краевой воды;
обводнение, закупоривание ствола скважины;
3) чрезмерное охлаждение газа, возникновение термических напряжений в оборудовании, обмерзание оборудования, образование гидратов;
4) сильное понижение давления в скважине и опасность смятия эксплуатационной колонны под действием внешнего давления;
5) сильная вибрация оборудования, обусловленная турбулентностью и пульсацией потока газа;
6) нерациональное использование пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;
7) неудовлетворительное состояние скважин (плохое цементирование, негерметичность, обводненность).
Отбор газа ограничивается пропускной способностью призабойной зоны, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа перечисленных факторов устанавливается и регулируется дебит всех эксплуатационных скважин.
Режим эксплуатации газовой скважины регулируют:
а) штуцерами, установленными для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;
б) противодавлением газа в системе газосбора. Установленный режим должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологической службами ГДУ. В случае нарушения установленного режима эксплуатации скважины следует принимать меры к его восстановлению.
3.6 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
На однопластовых месторождениях газовые скважины эксплуатируют по фонтанным трубам без изоляции кольцевого пространства между обсадной колонной и фонтанными трубами или с перекрытием кольцевого пространства пакерами. Такой же способ эксплуатации газовых скважин применяют и на многопластовых месторождениях, когда пластовые давления разрабатываемых пластов близки по значению. Причем, если в газе содержатся агрессивные компоненты (сероводород, углекислота, органические кислоты и т. д.), значительны пластовые давления и т. д., изоляция кольцевого пространства обязательна. Кольцевое пространство заполняют специально выбранными для условий данного месторождения жидкостями. Оборудование ствола скважины показано на рис. 174. ![]() |
При разработке двух или нескольких продуктивных горизонтов, отличающихся давлениями, дебитами, составом газа и т. д., применяют раздельную эксплуатацию пластов со спуском фонтанных труб и использованием пакеров.
Рис. 174. Оборудование ствола газовой скважины: 1—обсадная колонна; 2— насосно-компрессорные трубы; 3—пакер; 4—жидкость; 5 — обратный клапан |
Таким образом, при любом способе добычи газа необходимо применять фонтанные трубы, которые служат для выноса с забоя на поверхность жидких и твердых частиц, предотвращения преждевременного износа обсадной колонны вследствие коррозии или эрозии, раздельной эксплуатации с помощью пакеров, возможности проведения ремонтно-изоляционных работ и т. д.
Для увеличения пропускной способности скважины и снижения потерь давления в ее стволе можно применять оборудование, предусматривающее подъем продукции по затрубному пространству или по затрубному пространству и фонтанным трубам одновременно. В первом случае наличие статического столба газа в фонтанных трубах позволяет непрерывно контролировать забойное давление и при необходимости очищать забой скважины продувкой ее через фонтанные трубы.
Для нормальной эксплуатации скважин при заданном технологическом режиме необходимы периодические обследования забоев и поддержание заданных дебита газа и конденсата. Кроме того, важное значение имеет правильный подбор диаметра подъемных труб. Его рассчитывают с учетом выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей или минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите.
Определение диаметра фонтанных труб. Как показывает опыт, полный вынос газовой струёй частиц породы и воды, скапливающихся на забое, обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока в скважине несколько превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц:
(228)
где ωкр—критическая скорость, при которой капля воды или частица породы находится во взвешенном состоянии, см/с.
Значение критической скорости ωкр определяют по формуле Риттингера
(229)
Здесь g—ускорение свободного падения, см/с2; d—диаметр частиц, см; ρп и ρг—плотности частиц и газа соответственно, г/см3; φ—аэродинамический коэффициент скольжения, который зависит от формы частиц породы или воды. Для шарообразных частиц воды φ=0,45, для шарообразных частиц породы φ=0,25, для частиц породы призматической формы φ=0,73.
Скорость восходящего потока газа будет минимальной у башмака газопроводящей колонны, поэтому
(230)
где Q—дебит газа, м3/сут; рс—забойное давление, кгс/ом2; z—коэффициент сжимаемости газа.
Подставив (230) в (228), можно получить максимальный диаметр газопроводящей колонны, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:
(231)
Здесь Dmах—максимальный диаметр колонны, обеспечивающий вынос частиц на поверхность, см.
При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в колонне двухфазный поток. При небольших скоростях движения смеси на поверхность выносятся лишь мелкие частицы, а крупные будут оседать и скапливаться на забое, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит скважины. В этих условиях газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом, обеспечивающим вынос конденсата на поверхность:
(232)
где Q—минимально допустимый дебит, тыс. м3/сут; D—диаметр газопроводящей колонны, мм; рс—рабочее забойное давление, кгс/см2; Т—абсолютная забойная температура, К; М—молекулярная масса газа.
Ствол скважины—важное звено в общей системе пласт—скважина—газосборная сеть—газосборный пункт. В этом звене, так же как и в других звеньях, возникают потери давления, которые могут быть особенно большими при эксплуатации высокодебитных глубоких скважин. Поэтому при эксплуатации таких скважин необходимо стремиться к созданию условий, при которых потери давления в стволе были бы минимальными и газ поступал бы на устье скважин с возможно большим давлением. Это достигается путем применения подъемных труб наибольшего диаметра.
Большая часть газовых месторождений разрабатывается в условиях водонапорного режима.
По мере вытеснения газа водой происходит закономерное и неизбежное обводнение газовых скважин, сопровождающееся накоплением воды на забое.
Методы удаления жидкости с забоев газовых скважин подразделяются на: механические (плунжерный лифт, различные модификации газлифта, автоматизированные продувки и др.) и физико-химические (при помощи пенообразующих реагентов). Причем те или другие методы применяют как для периодического, так и непрерывного удаления жидкости.
Периодическое удаление жидкости из газовых скважин осуществляется: а) остановкой скважины для поглощения жидкости пластом (с добавлением ПАВ); б) продувкой скважины в атмосферу; в) продувкой через сифонные трубки; г) вспениванием жидкости путем ввода в скважину пенообразователя.
Для непрерывного удаления воды применяют: а) эксплуатацию скважин при скоростях газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; б) непрерывную продувку через сифонные или фонтанные трубки; в) плунжерный лифт; г) откачку жидкости глубинным насосом; д) диспергирование жидкости (вспенивание).
Выбор метода удаления жидкости обусловлен геолого-промысловой характеристикой месторождения, конструкцией скважин, стадией разработки месторождения, количеством и причинами поступления воды из пласта в скважину.
В зависимости от дебита воды выбирают тот или иной метод. При небольших дебитах воды достаточно эффективны периодические методы, при больших дебитах воды эффективнее непрерывные методы.
Одним из недорогих, эффективных и широко применяющихся методов удаления жидкости с забоев скважин является метод вспенивания забойной жидкости. По этому методу в скважину нагнетают определенное количество поверхностно-активного вещества (ПАВ) —пенообразователя, который растворяется в жидкости на забое скважины. В результате образуется столб пены за счет пробулькивания газа, поступающего из пласта в скважину. Пена, имеющая малую плотность, легко выносится на поверхность.
В зависимости от пластового давления и дебита, физических свойств пласта и газа, числа пластов и термодинамических условий работы ствола скважины газовые и газоконденсатные скважины могут оборудоваться для совместной эксплуатации нескольких пластов, эксплуатации по фонтанным трубам (без пакера или с пакером) и раздельной эксплуатации посредством фонтанных труб и пакеров. При этом решающее значение имеет выделение и правильный выбор эксплуатационных объектов, т. е. объектов самостоятельной разработки.
Пласты, выделяемые как самостоятельный объект, должны отвечать условиям:
содержать рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы газа;
включать один или несколько газонасыщенных пластов (пропластков), отделенных от выше- и нижележащих пород непроницаемыми или слабопроницаемыми породами:
иметь достаточно близкие литолого-физические свойства, пластовые давления, технологические режимы эксплуатации скважин и режимы разработки пластов;
не содержать агрессивных компонентов (Н2S, СO2).
Цель объединения нескольких пластов в один эксплуатационный объект—увеличение дебитов скважин и сокращение их числа при заданных отборе газа, условиях охраны недр и регулировании разработки месторождения.
Основной расчетной формулой для потерь напора при турбулентном течении в круглых трубах является уже приводившаяся выше эмпирическая формула, называемая формулой Вейсбаха— Дарси и имеющая следующий вид:
, (3.29)
где λт— коэффициент потерь на трение при турбулентном течении, или коэффициент Дарси.
Эта основная формула применима как при турбулентном, так и при ламинарном течении, различие заключается лишь в значениях коэффициента λ.