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

Значение критической скорости ω_кр определяют по формуле Риттингера

(229)

Здесь g—ускорение свободного падения, см/с²; d—диаметр ча­стиц, см; ρ_п и ρ_г—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; р_с—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 D_mах—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; р_с—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 λ_т— 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.