Сбор газа на промыслах

Глава 3 СБОР ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ

3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМ СБОРА ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛОВ

Общие сведения. Природные газы от устья скважин до подачи в магистральные газопроводы проходят сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин включают комплект оборудования, арматуры и коммуникаций, предназначенных для подачи газов от устья скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), головных сооружений (ГС) или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Выбор схемы сбора зависит от запасов, объема и состава (наличие кислых компонентов и тяжелых углеводородов) газа, дебита и устьевых параметров скважин, площади и конфигурации месторождения, числа и характеристики продуктивных пластов и других параметров. В косвенном виде учитываются также способ подготовки газа к транспортированию, требования к качеству товарного газа, мощности технологических установок, наличие поблизости эксплуатируемого или спутникового месторождения и т.д.

В первые годы развития газовой промышленности применяли индивидуальные схемы сбора газа. По этой схеме каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенных для очистки газа от механических примесей, капельной жидкости и для предотвращения гидратообразования. Преимущество такой схемы - ее высокая надежность в эксплуатации, так как вывод какого-либо сооружения из рабочего состояния не препятствует нормальной эксплуатации всей системы добычи и сбора газа.

Недостатки такой схемы - большая металлоемкость, сложность системы водо- и теплоснабжения, рассредоточенность строительных объектов и техники, повышенная численность обслуживающего персонала и т.д.

Увеличение объема добычи газа обусловило переход на групповую схему сбора газа, по которой в центре группы скважин размещаются газосборные пункты (ГСП), подключа-

ющиеся к общепромысловым коллекторам; по ним газ подается на установку комплексной подготовки газа.

Как было указано выше, выбор параметров системы сбора связан также со способом подготовки газа к транспорту. Для оптимизации выбора технологической схемы систем сбора и обустройства месторождения необходимо знать следующие данные:

а)    объемы добычи газа (газоконденсатной смеси) по годам разработки месторождения;

б)    изменение давления и температуры на устье скважин и перед УКПГ;

в)    расположение скважин на площади месторождения и расстояния от них до установок предварительной подготовки газа (УППГ) или (УКПГ);

г)    состав добываемого сырья по годам, включая состав конденсата;

д)    физико-химическую характеристику пластовой воды (содержание солей, плотность, коррозионную активность и т.д.);

е)    климатические данные (максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы, температуру грунта на разных глубинах и т.д.).

При составлении схемы подготовки газа к транспорту учитывают также наличие поблизости от месторождения действующих УКПГ, дожимных компрессорных станций (ДКС), газоперерабатывающих заводов и установок, степень загрузки их мощностей, характеристику выпускаемого промышленностью оборудования, возможность обеспечения объектов водой, теплом, химическими реагентами и т.д.

Основные элементы систем сбора продукции газовых скважин - отдельные трубопроводы и коллекторы, предназначенные для подачи газа от скважин до УКПГ, ГС или ГПЗ.

На начальных этапах развития газовой отрасли шлейфы имели небольшую протяженность и сооружались из труб малого диаметра (не более 200 мм). Это определялось, в первую очередь, относительно небольшими объемами добычи газа и конденсата и индивидуальным подключением скважин к установкам по подготовке газа и конденсата.

С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу. Это обусловило применение труб среднего и большого диаметров для сооружения промысловых трубопроводов.

Если перед измерением давления скважина работала или продувалась в атмосферу, в качестве пластового или статического давления берется значение, полученное при полной стабилизации давления после закрытия скважины.

Если давление после закрытия скважины нарастает в течение длительного времени или же остановка скважины невозможна по техническим причинам, применяются приближенные методы вычисления пластового давления по результатам исследования скважины на различных режимах работы (см. гл. 4).

При практически полной стабилизации давления и температуры в стволе скважины после ее остановки система уравнений (2.1) — (2.3) сводится к

— = pgsina.    (2.17)

dx

Распределение давления по стволу в остановленной газовой скважине. Рассмотрим объем газа бесконечно малой высоты dl с плотностью р, который создает давление dp, направленное вниз.

При отсутствии движения равновесие вертикального столба газа описывается уравнением

gradp = pg; — = р д, dl

т

т.е. градиент давления в любой точке уравновешивается силой тяжести. Здесь р — плотность газа; д — ускорение свободного падения.

Учтем уравнение газового состояния

р = p/RTz,

где R — универсальная газовая постоянная; Т — температура; z — коэффициент сверхсжимаемости.

Последнее уравнение удобно привести к виду

р=#-

R.T2

где R_B — газовая постоянная для воздуха; р = р_г /р_в — относительная плотность по воздуху.

Тогда можно получить одно уравнение

Р RJz

где вертикальная координата I отсчитывается от устья и направлена вниз.

Если допустить, что температура и коэффициент z постоянны по стволу и равны своим средним значениям, то после интегрирования (2.18) от р_у до р_ПА и от 0 до L получим формулу барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ

г -,    \

р Lg

(2.19)

Рпл = Р_У ехр

^¦a^cp^zcp j

или

Рпл = P_ye^S.    (2.20)

где р„_л, р_у — давление соответственно на забое и на устье.

В СИ R_B = 9,81-29,27 или д/Я„ = 0,03415 для массы воздуха и 1 кг, из (2.19) имеем

S = 0,03415—(2.21)

Т z ¹ср* ср

»десь L — глубина скважины (обычно от устья до середины некрытого интервала, для наклонных скважин L определяют но вертикали h = Lcosa); Г_ср — средняя по стволу температура газа, Т_ср = (Г_у + Т_11л)/2); z_cp — средний по стволу коэффициент сверхсжимаемости газа.

Эту формулу используют для расчета по известному устье-иому давлению в пласте р_пА. Но так как z_cp неизвестен и зависит от среднего давления, то р_пл устанавливают методом итераций. Вначале принимают значение z_cp, соответствующее р_у и Г_ср, затем по (2.20) вычисляют р_ПА. По вычисленному среднему давлению уточняют z_cp и т.д. Это и есть формула барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ.

Для определения пластового давления в случае небольшой глубины (до 500 м) применяют более простую формулу

( \ 1 + 0,03415-^-

= pJ\ + S),    (2,22)

Рпл Рст

*cp^zcp у

которая получается путем разложения в ряд выражения

2    n    I

е* = 1 + х + — + ... = 1 + V —.

‘•2    tT    *!

Отбрасывая члены правой части этого выражения, начиная с третьего, получаем формулу (2.22),

* Размеры муфт относятся к трубам с удлиненной резьбой.

Основные размеры зарубежных фонтанных и обсадных труб

На месторождениях, продукция которых не содержит кислых компонентов с высоким начальным пластовым давлением, для ограничения максимально возможных давлений в шлейфах до давления, обеспечивающего транспорт газа до УКПГ, и соответственно снижения необходимых толщин стенок трубопроводов стали применяться специальные клапаны, устанавливаемые на устье скважин. С их помощью производится предварительное дросселирование газа, что обеспечивает снижение ме-таллозатрат на систему сбора газа.

При наличии в газе агрессивных компонентов с целью повышения надежности промысловых шлейфов в практике проектирования применяется индивидуальное подключение скважин. При этом толщину стенок шлейфов выбирают с учетом максимально возможной скорости коррозии и обеспечения ресурса трубопровода в течение не менее 10 лет. Такие решения реализованы в проектах обустройства Оренбургского, Астраханского, Карачаганакского, Шуртанского и других месторождений.

Следует отметить, что условия эксплуатации внутрипро-мысловых шлейфов значительно более жесткие, чем МГ. Это объясняется тем, что по шлейфам транспортируется вся продукция скважин, включающая газ, конденсат, воду, ингибитор и механические примеси. В случае недостаточных скоростей потока происходит накопление жидкой фазы во внутренней полости трубопровода, что увеличивает потери давления (это повышает расход энергии на дожатие газа), нарушает режим работы технологических установок и т.д.

Проектирование систем сбора продукции газовых скважин включает в себя, в первую очередь, определение производительности и диаметра шлейфов, их гидравлический и тепловой расчет и мероприятия по предупреждению гидратообразования и коррозии.

Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Одна из основных проблем систем сбора газа — это выбор шлейфов-трубопроводов, предназначенных для подачи газа от устья скважин до установок комплексной подготовки газа. Шлейфы характеризуются диаметром, пропускной способностью, температурным режимом, перепадом давления в них и т.д.

Течение газа в шлейфах, как и любых потоков в трубопроводах, характеризуется критериями Рейнольдса, Фруда, Эйлера и т.д.

Критерий Рейнольдса показывает гидродинамический режим течения потока и является мерой отношения сил инерции и внутреннего трения.

104    10*ц

где ш - средняя скорость потока, м/с; d_Ba - внутренний диаметр трубопровода, мм; р_р - плотность потока при рабочих условиях, кг/м³; pi - динамическая вязкость потока, Па • с; v -кинематическая вязкость потока, м²/с.

Число Рейнольдса характеризует режим течения потока: ламинарному режиму соответствует Re < 2300, переходному (условно) 2300 < Re < 10 000, развитому турбулентному течению Re > 10 000.

Транспортирование газа по шлейфовым и магистральным газопроводам практически всегда происходит при турбулентном режиме течения.

Критерий Фруда - мера отношения сил инерции и тяжести в потоке - определяется по формуле

Fr=”’    (3.2)

где д - ускорение свободного падения, 9,8 м/с².

Критерий Эйлера - мера отношения сил давления и инерции в потоке:

(3.3)

где Др ~ потери давления на преодоление гидравлического сопротивления, МПа.

Внутренний диаметр продуктопроводов при заданной скорости газа определяют по формуле

(3.4)

где q - расход газа при рабочем давлении и температуре газа, м³/с; w - скорость газа в шлейфе, м/с.

Секундный расход газа

где Q - расход газа в нормальных условиях, млн. м³/сут; р ~ давление в расчетной точке шлейфа, МПа; г_р и 2_Л - коэффициент сверхсжимаемости газа при рабочих и нормальных условиях соответственно.

После определения расчетного d_tH принимают фактическое

Величина z_cpl входящая в эту формулу, определяется также методом последовательных приближений. Формулы (2.20) и (2.22) справедливы, когда плотность газа по стволу постоянная и в стволе отсутствует столб жидкости.

Изменение плотности газа по стволу наблюдается в скважинах газоконденсатных месторождений, поэтому для точного измерения давления необходимо применять глубинные манометры или находить изменение плотности газа по стволу скважины.

Распределение пластового давления по стволу скважины с учетом изменения z может быть найдено следующим образом:

где

= 0,03415    .

т

Переходя от абсолютных значений к приведенным р_пр = = р/р_кр (где р_кр — критическое давление), имеем

Рпр.пл    Рпр.у

где

Рпр.пл

Рпр у

для которых составлены соответствующие таблицы и графики.

Наличие столба жидкости в скважине может также привести к ошибкам при вычислении пластовых давлений по формуле (2.20) или (2.21).

В том случае, когда башмак фонтанных труб находится ниже вскрытого интервала газоносного пласта (в зумпфе) и измеренные давления на головке скважины p_L. и затрубном пространстве р_эт одинаковы, т.е. р_г = р_зт = р^, можно предполагать, что в стволе скважины отсутствует столб жидкости на забое, и формула (2.20) или (2.22) может быть использована д\я вычисления пластового давления в пласте. При негер-метичности фонтанных труб равенство давлений р_г = р_зт еще не свидетельствует об отсутствии жидкости в стволе скважины, так как может привести к выравниванию столбов жидкости в фонтанных трубах и затрубном пространстве.

Когда башмак фонтанных труб находится выше интервала газоносного пласта и наблюдается равенство давлений р_г = = р_зт, можно утверждать, что выше башмака жидкость в скважине отсутствует. Ниже башмака, возможно, имеется столб жидкости, поэтому для измерения пластового давления в газоносном пласте необходимо применять глубинные манометры, установив на башмак фонтанных труб специальный раструб, позволяющий спускать глубинные приборы ниже фонтанных труб. Отметим, что наличие раструба на башмаке фонтанных труб позволяет также следить за состоянием забоя в процессе эксплуатаци, т.е. за скоплением твердых примесей и образованием песчаных пробок на забое.

Если в скважине есть столб жидкости, уровень которого расположен выше кровли газоносного пласта, пластовое давление можно определить по формуле

0,03415-^

0,03415;

p_lt> = p_c-e ^г‘**+0,01(1-?')р_жд₁

(2.23)

где L' — расстояние от устья до уровня жидкости в скважине; р_ж — плотность жидкости в стволе скважины; д — ускорение свободного падения.

В том случае, когда значение L' невозможно непосредст-ненно измерить, его можно оценить по формуле

(2.24)

QT_cpz_cp +0,11р_срД²

где L-{L-L')/L — приведенная высота столба жидкости; (), _р — среднее давление в стволе скважины; D — диаметр груб; Т_ср — средняя температура в стволе скважины; Q — дебит газа перед остановкой скважины.

Часто при измерении р_г и р_зт в остановленной скважине \К * РэтI ^что свидетельствует о наличии жидкости или различии в плотности газа в трубах и затрубном пространстве выпи* башмака фонтанных труб. При этом различие в р. и р_зт наблюдается вследствие пропусков газа, поступающего из фонтанных труб и затрубного пространства, в задвижках и других соединениях фонтанной арматуры. Когда р_т > р_зт, то уровень жидкости в затрубном пространстве выше, чем в фонтанных трубах, и, наоборот, когда р_г < р_эт, уровень жидкости в фонтанных трубах выше, чем в затрубном простран-

• | не, причем в последнем случае уровень жидкости находится

Необходимо заметить, что определение минимального дебита Qmin.c которого начинается зона турбулентной автомодельности, по кривой 3 рис. III.1 возможно только для труб известной шероховатости. Например, для труб диаметром d_BH = = 62 мм с относительной шероховатостью е= 0,005 (/_к = 0,155 мм) <?_тт — = 28 тыс. м³/сут, при этом X = 0,025. Для труб с тем же диаметром, но с шероховатостью е= 0,004 {1_К= 0,0124 мм) Q_min = 418 тыс. м³/сут и К — 0,014.

0,008

0,00Ь

0,002

0,0016

0,0012

0,0008

Рис. III.I. График для определения коэффициентов гидравлического сопротивления при резко неравномерной шероховатости.

Зона: 1 — ламинарного движения; II — критическая; III — переходная турбулентная; IV турбулентной автомодельности (Я не зависит от Re)

/ — ламинарный режим; 2 — турбулентное течение в гладких трубах; 3 — граница зоны, где X не зависит от Re

Во всех перечисленных случаях для точных расчетов забойного давления по формуле (II 1.9) реальный коэффициент гидравлического сопротивления необходимо определять по данным исследований согласно формуле

¦    0*-*^мК.

l,377Q^_pr²_cp(e^2s-l) ’

где рз — забойное давление, определяемое по глубинным измерениям или по давлению в затрубном пространстве.

Пример. Определить давление на забое эксплуатируемой по фонтанным трубам скважины при следующих исходных данных: глубина скважины L = 2000 м, диаметр фонтанных труб 63 мм, абсолютное давление на головке 100 кгс/см², дебит газа 150 тыс. м³/сут, f = 27 ^сС (Т = 300 К), р = 0,57, предполагаемая шероховатость труб /_к = 0,12 мм.

ос    2S

Определяем z_t S и е ; г = 0,83; S = 0,156; 2S = 0,312; е = 1,36615.

Рассчитываем динамическую вязкость \х согласно п. II.5; |Л = 0,014.

Определяем по формуле (III. 10) Re

Re = 1777-150 0,57/6,3 0,014 = 1 722 600.

Находим относительную шероховатость по формуле (III.И)

значение внутреннего диаметра газопровода и, исходя из максимального значения рабочего давления в нем, определяют его толщину (это можно сделать с использованием данных табл. 3.1). После этого рассчитывают фактическую скорость газа в шлейфе по уравнению

w= ^qiff .    (3.6)

0,78Ч²н

Таблица 3.1

Технические данные труб, применяемых для строительства промысловых коммуникаций [1]

Давление в конце шлейфа определяют по формуле ВНИИ-газа

(3.7)

где р_н - давление газа в начале газопровода, МПа; X - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; Т_ср ~ средняя температура в газопроводе, К; z_p - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; / - длина газопровода, км; Д - относительная плотность газа в нормальных условиях.

При известном значении р_к давление на заданном участке газопровода определяют по формуле

(3.8)

где х - расстояние от начала до расчетной точки газопровода, км.

Следует отметить, что значение T_QV в области температур, при которых транспортируется газ от устья скважин до УКПГ, практически не влияет на значение р_к, определяемое по уравнению (3.7). При расчете р_к значение Т_ср можно найти как среднее арифметическое между температурой газа в начале шлейфа и температурой грунта на глубине залегания газопровода. В качестве расчетной точки принимают расстояние от поверхности земли до оси газопровода.

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, входящий в уравнение (3.7), можно определить по методике ВНИИгаза:

(3.9)

где К_ш - шероховатость стен труб, мкм.

Шероховатость характеризует неровности стенки трубы и определяется как среднее расстояние между вершинами пиков и углублениями на ее поверхности. Изменение шероховатости труб в период эксплуатации в значительной степени зависит от качества транспортируемого газа. Наличие в нем сернистых соединений, двуокиси углерода, воды и механических примесей способствует коррозии и эрозии в системе и со временем резко увеличивает шероховатость труб.

Определение шероховатости труб, особенно находившихся в

выше башмака фонтанных труб и может быть найден путем спуска глубинных приборов и в том случае, когда в башмаке фонтанных труб имеется крестовина.

На газовых месторождениях для контроля за режимом их работы и оценки положения газоводяного контакта используют наблюдательные (пьезометрические) водяные скважины. Уровень жидкости в них измеряют пьезографами.

В водяных скважинах абсолютное пластовое давление при известном уровне жидкости определяют по формуле

Рпл = 0,01(1₂ - V) р_водд + р_ат,

(2.25)

где L₂ — глубина скважины; L' — расстояние до уровня жидкости, считая от устья; р^д — плотность воды; д — ускорение свободного падения; р_ат — барометрическое (атмосферное) давление.

В переливающих водяных скважинах после их закрытия имеется избыточное давление р_у. В этом случае пластовое давление определяют по формуле

р = р_у = 0,01Lp_BOAgr + р_ат.

(2.26)

При расчетах по формулам (2.24) и (2.25) плотность воды необходимо брать с учетом количества газа, растворенного в ней, при данных давлении и температуре.

Часто при закрытии водяных скважин в верхней части ствола скапливается газ вследствие его выделения из воды. В этом случае для определения пластового давления необходимо наряду с устьевым давлением знать положение уровня жидкости L' в стволе скважины.

Изложенные методы расчета пластовых давлений применимы и д\я газоконденсатных скважин, в которых содержание конденсата не превышает 40 —50 см³/см³. Для газоконденсатных скважин с большим содержанием конденсата при использовании приведенных формул вместо относительной плотности газа принимают относительную плотность газоконденсатной смеси р_см в стволе, определяемую по формуле

^ ₊ 1 - Ш Ркд

(2.27)

где p_r0 — относительная плотность сухого (после сепарации) газа; р_го — плотность сухого газа при стандартных условиях; р„ — плотность воздуха при стандартных условиях; т — количество конденсата в жидкой фазе при данных р_ср и Т_ср в стволе скважины, отнесенное к общему содержанию конденсата (определяется по изотермам конденсации); Г — газоконденсатный фактор, т.е. отношение дебита газа к дебиту конденсата при сепарации; р,^ — плотность стабильного конденсата; М — молекулярная масса конденсата (22,4/М =

- 0,15-ИЭ, 16).

Определение забойного давления

Забойным давлением называется давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации. Для точного измерения забойного давления применяются глубинные приборы.

При пуске скважины для эксплуатации или исследования в процессе открытия задвижки на рабочей струне давление р_г иначале повышается; далее после открытия задвижки давление с течением времени начинает уменьшаться, так как идет процесс стабилизации давления до определенного, обычно постоянного значения, которому соответствует забойное давление при установившемся режиме фильтрации. В зависимости от характеристики пласта и скважины процесс стабилизации давления может быть различен — от нескольких минут для хорошо проницаемых пластов до нескольких дней и даже недель для низко проницаемых пластов.

Забойное давление по формуле (2.20) можно вычислить при известном давлении на затрубном пространстве р_зт при •ксплуатации по фонтанным трубам. Тогда в формулу (2.20) нместо статического давления подставляют затрубное динами-чгское р„, когда последнее не перекрыто разобщителем.

Для более точного определения пластового и забойного давлений применяют глубинные манометры.

Ес\и скважина эксплуатируется по фонтанным трубам, а и» грубное пространство перекрыто или без фонтанных труб |ио эксплуатационной колонне) или же одновременно по фонтанным трубам и затрубному пространству, вычислить мбойное давление по формуле (2.20) или (2.22) нельзя.

Забойное давление в этих случаях определяют непосредст-ivi'iiно измерениями глубинными манометрами или же по формулам, в которых учитывают потери на трение при движении газа.

По рис. III.I для найденного е находим 1?_пер = 6-10¹, по ко+орому определЯ.м Qmin = 106 6,3 0,014/1777 0,57 = 70 тыс. м³/сут.

Так как дебит скважины более Q_mj_n. А, не зависит от Re и определяется в зависимости от е по формуле (III. 14)

Г    1    П2

к = |-—- | =0,023,

или по рис. III. 1 для е = 0,0038; к = 0,023.

0,87

0,06

0,05

0,04

0,35

0,03

8> :

0,01

10

900    3000    6000    9000    d,    мм

II

II

0,025 g S ¦§1

0,02

0J018

f I

0,014 g |> §

0,012 ^ 5

4j =Ь

53 ?

is'ts

0,009%%-

от

0,0006

0,000Ь

0,0002

0,00018

0,00004

0,00002

0,000016

0,00001

Рис. III.2. Номограмма для определения относительной шероховатости е стальных и чугунных труб.

Для новых стальных труб с абсолютной шероховатостью (нумерация кривых снизу вверх), мм: 1 — 0,05; 2 — 0,07; для стальных труб, бывших в эксплуатации, мм: 3 — 0,10; 4 — 0,12; 5 — 0,15; 6 — 0,18; для чугунных труб, мм: 7 — 0,i 0; 8 — 0,25

Рассчитываем ориентировочное значение забойного давления ».«, =]/100^1,36615+ '-377.0,02^0,783^ _(| ^ _,_}1да ₌

= 123,6 кгс/см².

По найденному значению р_{3 ср} определяем Р_ср>ор и Р_пр<ср. _ор

Рср. ор= (123,6+ 100)/2 = 111,8 кгс/см²,

Рпр. ср. ор ⁼ ^ Ч .8/47,5 = 2,35.

Находим 2 = 0,81 S.

Повторяем расчет р₃ с новым г : S = 0,159; 2S = 0,318; е²^ = 1,37438';

Н-У 100.-1,37438+ wy ³⁰⁰³(.,37438-.) ,50= =

= 123,85 кгс/см².

Как видим, разница в давлениях составляет всего 0,25 кгс/см^г, что практически не влияет на значение г.

При движении газа по затрубному пространству формула (III.9) преобразуется в связи с заменой диаметра на характерный линейный размер трубы кольцевого сечения.

Величина d_BB, входящая в (III.9), состоит из двух частей: D* относится к квадрату площади поперечного сечения (ctD²)², которая вводится при определении скорости. Для правильного определения скорости в затрубном пространстве необходимо взять эквивалентный по площади диаметр ?>₃, т. е, диаметр круглой трубы с такой же площадью поперечного сечения

D₉=yD«~ — d%,    (III.16)

где D — внутренний диаметр обсадной колонны; — наружный диаметр фонтанных труб.

Пятый множитель D относится к выражению для работы сил трения, для которых в качестве линейного поперечного размера принимается гидравлический диаметр

D_r = D — d_H.    (III.17)

В результате в формуле (II 1.9) d|_H заменяется выражением (D —d_H)³ X X (D -f- d_H)² и формула для затрубного пространства принимает вид:

z² Т² О² (e^2s — О

^+.,377Я ₍^,₍⁽_{0 +} J •    (Ш-И)

-у

Коэффициент А, определяется по формуле (III.14) или по рис. III.1, при этом для расчета Re употребляется гидравлический диаметр, определяемый по формуле (II 1.17), а шероховатость берется по наружной стенке фонтанных труб.

При наличии муфт к коэффициенту Л следует прибавлять дополнительное сопротивление, которое приближенно можно оценить по формуле

^clB V_j_ _{Q 05}j ?>-Мн ^    (111.19)

где^_м — наружный диаметр соединительной муфты, см; I — длина одной фонтанной трубы, см; 0,05 — коэффициент потерь на сужение струи газа при прохождении между муфтой и обсадной колонной.

Для удобства расчетов по формулам (III. 18), (III. 19) приведены табл. II1.8, III.9.

Поскольку точное значение шероховатости при движении по затрубному пространству неизвестно, наиболее правильный способ — экспериментальное определение коэффициента гидравлического сопротивления кольцевого пространства каждой скважины (или группы скважин с одинаковой конструкцией) по данным исследования.

эксплуатации, - сложная проблема. Абсолютная эквивалентная шероховатость для новых отечественных труб колеблется от 30 до 40 мкм.

Значения эквивалентной абсолютной шероховатости труб К_ш, мм, по Г.А. Адамову приведены ниже.

Новые (чистые или с незначительным налетом коррозии)....................40-100

После нескольких лет эксплуатации (немного корродированные или с незначительными отложениями).............................60-200

После нескольких лет эксплуатации в различных условиях

(корродированные или с небольшими отложениями)..............................50-500

После длительной эксплуатации (сильно корродированные и загрязненные)....................................................... ......................500-1000

Коэффициент эффективности К_л характеризует работу шлейфов и газопроводов. Для экспертных оценок К_ъ можно пользоваться уравнением

К, - CVQn,    <³¹⁰>

где Qф и Q,, - соответственно фактическая и проектная пропускная способность газопровода.

При транспортировании газа происходит изменение температуры газа за счет снижения давления и теплообмена с окружающей средой. Среднюю температуру газа на расчетном участке вычисляют по уравнению

П._Р=Г_ф+1^Е.(1-е-*'),    (3.11)

а!

где Г_ср - средняя температура грунта на расчетном участке, К; Т_н - температура газа на начальном участке газопровода, К; Т_гр - температура грунта на глубине прокладки газопровода, К; е - основание натурального логарифма, е = 2,718; а - параметр Шухова, определяемый по формуле

а = —^13К-^ .    (3.12)

СМСр-10⁶

Здесь К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа к окружающей среде, Вт/(м² • °С); С_р - изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг; d_H - наружный диаметр газопровода, мм.

d_H - d_B„ + 2(5_Т + 5_НЗ),    (3.13)

где §_т - толщина стенки газопровода, мм; 5_ИЗ - толщина изоляции, мм.

На практике газопроводы могут укладываться подземно, на-эемно и надземно с теплоизоляцией и без таковой. Чаще всего практикуется строительство газопроводов подземно и надземно (на опорах).

Основным в определении температуры газа на расчетном участке трубопровода является расчет коэффициента теплопередачи от транспортируемого газа к окружающей среде.

Коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов при произвольной толщине круговой теплоизоляции определяется по уравнению

К =-1---—,    (3.14)

где а_т - коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м² ¦ °С); А._м - коэффициент теплопроводности металла труб, Вт/(м • °С);    -    коэффициент    теплопроводности изо

ляционного материала, Вт/(м • °С); а_нн - коэффициент теплообмена между транспортируемым газом и стенкой труб, Вт/(м² - ’С).

При значениях 2h/d_K > 3 коэффициент ос_вн с достаточной для инженерных расчетов точностью может определяться по формуле Форгхгеймера

(3.15)

2 h + ^4/t²

где I_rp - коэффициент теплопроводности грунта.

При 2h/d_u <3 аналитические формулы для определения а_внусложняются. В этом случае необходимо использовать либо экспериментальные данные, либо аналитические выражения, приведенные в специальной литературе.

При укладке газопровода без изоляции третий член знаменателя в выражении (3.14) равен нулю. Следовательно, коэффициент теплопередачи для подземных газопроводов без теп лоизоляции определится по уравнению

К =-1-.    (3.16)

1    25_м

2-Ю^Х^    ^вн    ^вн^вт

Температура газа на заданном участке газопровода

Ti = T_t.(T_H ~ Т )c'^al -    (1-е    ^л0,    (3.17)

^2а1Рс р

где D_i - эффект Джоуля - Томсона, т.е. снижение температуры газа при понижении давления, °С/МПа; р_ср - среднее зна-

2.1.3. СТАЦИОНАРНОЕ ИЗОМЕТРИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Для решения задачи о стационарном течении реального газа в стволе скважины решается система уравнений (2.5) и (2.9) совместно с уравнением состояния реального газа (2.4). При изотермическом стационарном течении эта система сводится к двум уравнениям (2.5) и (2.6) и в качестве уравнения состояния выбирается обычно (1.22). Кроме того, ввиду малости в (2.5) член, характеризующий изменение скоростного напора, также обычно опускается.

Движение газа в скважине происходит без производства внешней работы. Уравнение установившегося движения его в этом случае имеет вид:

dh + vdp + X(w²/2gD)dh = О

(2.29)

где h — глубина скважины; v — удельный объем газа; р — давление; д — ускорение свободного падения; w — скорость газа; X — безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; D — диаметр скважины.

В процессе движения газа в скважине происходит сложный тепловой процесс, в результате чего уменьшается температура газа на устье по сравнению с температурой на забое в основном за счет теплообмена с горными породами. Однако при расчетах температуру газа принимают средней и постоянной на всем пути его движения, т.е. процесс движения газа в скважине считают изотермическим.

Исходя из уравнения состояния (1.22) и принимая Г» » Г_ср = const и 2 = z_cp = const, имеем

1    _    zRT    _    zR_cT

(2.30)

v =

?Рг 9P 9PP

или

^P _ ^wctPct

zT

где р = р_г /р_в; R_a — газовая постоянная (для воздуха в СИ R_B = 287,2; р_т = 0,1013 МПа); w_CT — скорость газа при стандартных условиях.

Подстав,¹\яя полученные значения v и    в уравнение (2.29),

получаем

dh + ^ «? + Л-

pg p 2gD

Выполнив преобразования, получим

^zcp^B^cp

а = —^— pg

(2.32)

cp

P = —

7gD

I_CT

T² z² Q²

= 1,33-10-²X ^cp-?

D³

где D — диаметр скважины, м; Q — дебит газа, тыс. м³/сут. С учетом (2.32) формула (2.31) принимает вид

dh + а^ + Р—= 0

Р р²

н\и

lc/Л = -а

i+JL

dp

Разделяя переменные, будем иметь

-idh=^2pdp

(2.33)

а

Проинтегрировав уравнение (2.33) в пределах р₃ — р_у и О — L, получим

ln^L±i = -1

и.\и

Рз = Pye^2L/u -1- Р(е^^/а - 1).

(2.34)

Вводя в уравнение (2.34) обозначения а и р, согласно (2.32) имеем формулу Адамова

0,0683pL

a0583pZ.

_е ^гср*ср _ J

(2.35)

Рз =

р2_е Гср/ср ₊ 1,33 • 10^_2Х—^Е?—^

TlzLo²

D"

где р, — забойное давление. МПа; р_у — давление на головке скважины, МПа; I — длина фонтанных труб от забоя до устья, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления;

Таблица III.8 Данные для расчета забойных давлений при движении газа

по затрубному пространству (отечественные трубы)

чение давления на расчетном участке газопровода, определяемое по уравнению

^ 2 Р

р н---—

¹¹ р + р

2

Рс р-_з

(3.18)

Здесь р_а и р_к - давление соответственно в начале и конце газопровода, МПа.

Третий член правой части уравнения (3.17) показывает снижение температуры газа в шлейфе за счет его дросселирования.

Плотность газа в рабочих условиях рассчитывают по формуле

Р_р = Po^J>_P/p,,VV    (3.19)

где р₀ - плотность газа в нормальных условиях, кг/м³; р_р -рабочее давление, МПа; Т_р - рабочая температура, К; Т„ -нормальная температура (293 К); р_н ~ нормальное давление, равное 0,102 МПа; г_н и z_p - коэффициент сжимаемости газа при нормальных и рабочих условиях соответственно.

Пример 3.1. Из группы скважин по подземному теплоизолированному шлейфу газ подается на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Параметры газа: расход Q = 5 млн. м³/сут; плотность при нормальных условиях р_н = 0,7224; относительная плотность - 0,56; коэффициент сверхсжимаемости при нормальных и рабочих условиях г_н = 0,98, г_р = 0,77; удельная теплоемкость с_р ~ 3,35 кДж/кг; динамическая вязкость р. = 1,6 • 10~⁵ Па • с; давление в начале шлейфа р_н = = 12 МПа; температура в начале шлейфа Т_н = 290 К.

Параметры шлейфа: толщина стенки 6_М = 10 мм; внутренний диаметр d_вн = 305 мм; коэффициент теплопроводности материала шлейфа = 50 Вт/(м - *С); коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт а_н = 1,75 Вт/(м² • ‘С); шероховатость К = 40 мкм; коэффициент теплообмена между газом и стенкой труб а_ви = 600 Вт/(м² • ^вС).

Параметры изоляционного материала: марка - пенополиуретан ППУ-Зн; толщина изоляции 8_Н1 = 40 м; теплопроводность = 0,041 Вт/(м² • ч ¦ ^еС ).

Требуется определить температуру и давление газа на входе в УКПГ. Расстояние от скважин до УКПГ / = 16 км. Температура грунта равна 268 К.

Решение. 1. По уравнению (3.5) определяют секундный расход газа

2.    По уравнению (3.6) рассчитывают скорость газа в шлейфе

w = 0,386 ¦ 10⁶/ 0,785 • 305² = 5,29 м/с.

3.    Определяют значение d_n, входящего в уравнение (3.20): d_H = 305 + 2(10+40) = 405 мм.

4.    Находят общий коэффициент теплопередачи:

= 0,602 Вт/(м² • ‘С).

5.    По уравнению (3.19) определяют плотность газа в рабочих условиях:

р_р = 0,7224 • 0,98 • 293 • 12/0,102 • 0,77 - 290 = 109,3 кг/м³.

6.    Рассчитывают число Рейнольдса:

Re = 5,29 - 395 ¦ 109,3/Ю³ - 1,6 • 10'⁵ = И • 10⁶.

7.    Определяют коэффициент гидравлического сопротивления:

X = 0,067 f—^—+ ^{2 40} 1 ’ =0,013.

UM0⁶ 10 - 305)

8.    Вычисляют параметр Шухова:

а = 262,3 • 0,602 - 405/5 • 0,56 • 3,35 - 10²² = 0,0068.

9.    Определяют значение температуры Т_ср, входящей в уравнение (3.7):

Т_ср = 268 + 290 - 268/0,0068 ¦ 16(1 - е"⁰'^0068,16) = 289 К.

10.    Рассчитывают давление газа на входе в УКПГ:

1₁₌₂    5².0,013-0,56 .289-0,77-16

I

= 10,95 МПа.

ia23-10‘¹²-305²

Предположим, что значение Т_ср, входящей в уравнение (3.11), было определено как среднеарифметическое, т.е. Т_ср = = 268 + 290/2 = 279 К.

В этом случае

О — дебит газа, приведенный к стандартным условиям, тыс. м³/сут; D — диаметр трубы, м,

Формулу (2.35) можно записать в виде:

Рз = -\'Py^e2S+ &Q²,

здесь

^Tcp^zcpQ²|^eZS - D

D⁵

2? _ 0,0683pL ,

I

e = i_f33-io-²^i

Коэффициент z_cp определяют для р_ср и 7_ср методом последовательных приближений. При этом для оценки z_cp значение р_ср находят по формуле

Относительную шероховатость е для труб различных диаметров определяют по табл. 2.1. Значение X не зависит от числа Re и становится постоянным (см. табл. 2.1).

Из промысловых исследований, проведенных на газовых месторождениях, следует, что коэффициент сопротивления X для 63-мм труб в зоне турбулентной автомодельности (т.е. при дебитах газа О выше 30 тыс. м³/сут) в зависимости от количества жидкости в потоке газа колеблется в пределах от 0,01 до 0,02 и в среднем может быть принят равным 0,014.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и НКТ забойное давление определяют по формуле (2.35), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d_H — наружный диаметр фонтанных труб.

Эквивалентный диаметр D₃ соответствует диаметру окружности, площадь которой равна площади кольца между D и d_H:

При одновременном движении газа по кольцевому пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 2.1

d, = >² -    + <4 ¦

здесь d_BH — внутренний диаметр фонтанных труб.

При одновременном движении по фонтанным трубам и затрубному пространству значение 0Q² умножаем на

^{D +    +}    . Затем определяем X для полученного D₃.

yjD^-dl + d_BH

Забойное давление, когда башмак фонтанных труб значительно не доходит до продуктивного горизонта или же в скважину спущены фонтанные трубы для двух разных диаметров,

р, = т/рУ⁵’*⁵²' + 0²(6,e³⁵² +0₂),

где 5, и 0, относятся к фонтанным трубам или первому, счи-глн от устья, диаметру труб, a S₂ и 0₂ — к обсадной колонне или второму диаметру фонтанных труб.

Это пример показывает, что погрешности в несколько градусов при определении значения средней температуры в шлейфе практически не влияют на результаты расчета.

11.    Вычисляют среднее значение давления в шлейфе

_s j2+.m_95    _{48    МПа}

г_{ср 2}

12.    По уравнению (3.17) определяют температуру газа на входе в УКПГ, т.е. в конце шлейфа:

т = ²⁶⁸ + (29О-268)е~^{0 0068 16} - 2,5-(12² - ig 95²) ₌ 285 4 К = 12 4 *С (2 - а 0068 • 16 ¦ 11, 8) • (1 - е^-0'^{0068 16})

Тепловой режим шлейфов. При подаче газа от устья скважин до установок комплексной подготовки происходит изменение его температуры как за счет теплообмена с окружающей средой, так и за счет снижения давления газа. В первом случае в зависимости от температуры окружающей среды может произойти как повышение температуры, так и ее понижение. Во втором случае всегда происходит только снижение температуры.

При расчете теплового режима шлейфов необходимо установить участок, где возможно образование газовых гидратов. Эта задача сводится к нахождению точки, где температура газа равна температуре гидратообразования при заданном давлении. Для решения этой задачи необходимо определить температуру газа по всей трассе газопровода.

При постоянной температуре окружающей среды по всей трассе газопровода в уравнении (3.17) значение Т, принимают равным температуре гидратообразования и расчет сводится к вычислению /. Найденное значение I будет расстоянием, где начинается гидратообразование.

При проектировании шлейфа большое значение придается тому, чтобы в нем образовалось как можно меньше жидкой фазы. При этом первостепенное внимание уделяется температурному режиму. В тех случаях, когда газ на устье скважин имеет высокую температуру, возможно допустить охлаждение его за счет теплообмена с окружающей средой.

В условиях вечной мерзлоты необходимо обеспечить такой режим эксплуатации шлейфов, чтобы исключить оттаивание грунта, т.е. сохранить равновесие в системе промысел - окружающая среда. Для многолетнемерзлых малопросадочных грунтов возможно применение наземного и подземного способов прокладки шлейфов. При наличии участков с обводненными грунтами предусматривается утяжеление газопроводов при-грузами или их анкеровка.

Табл и ца 3.2

Характеристика материалов для изоляции газопроводов

Если башмак фонтанных труб расположен ниже продуктивного пласта, забойное давление

где S, и 0j относятся к фонтанным трубам, a S₂ и 0₂ “ ^к пространству между пластом и фонтанными трубами.

В проектах разработки забойные давления по известным устьевым давлениям вычисляются обычно при обработке результатов исследований скважин.

При газодинамических расчетах обычно решается обратная задача: по известному изменению забойного давления р₃(0 и дебита газа О (f) во времени определяется изменение устьевого давления по формуле

(2.37)

При оценочных расчетах значения 0(f) и 5(0 принимаются постоянными или строятся соответствующие графики 0(f) и 5(f), в которых изменение этих величин во времени учитывается путем определения изменения коэффициента сверхсжимаемости z_cp(t), а также X(f) по мере падения дебита газа с переходом от режима турбулентной автомодельности к режиму, где А. зависит от Re и ?.

Зная зависимость изменения во времени p₃(t) и p_r(f), находим потери давления в фонтанных трубах в процессе разработки:

Ap(f) = p₃(f) - p_r(f).

(2.38)

Обычно расчеты по формулам (2.37) и (2.38) проводят для нескольких диаметров труб, а иногда и для нескольких режимов работы скважины.

2.1.4. СТАЦИОНАРНОЕ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Рассмотрим задачу о течении реального газа, применяя уравнения (2.4) — (2.9) с учетом реальных условий изменения давления при произвольном изменении коэффициентов теплопередачи и температуры пород вдоль ствола скважины.

Исходными уравнениями стационарного одномерного неизотермического течения газа в стволе скважины являются уравнения количества движения в виде (2.5), закона сохранения массы в виде (2.6) и баланса энергии в виде (2.7).

Для замыкания данной системы уравнений необходимо присоединить уравнение состояния реального газа.

Рассмотрим расчеты забойного давления и температуры в скважинах с учетом теплообмена с горными породами и эффекта Джоуля — Томсона. По мере понижения давления этот эффект становится менее значительным. Получено численное решение, которое предусматривает разбивку глубины скважины на л элементарных участков длиной AL и определение давлений и температур для этих участков.

Для участка трубы длиной AL можно написать

2“    2    3

р₂ = р, +-^_?.Д1 + gpALcOS# + ^-?—

(2.39)

р\)

{Pi

*2L_{AL +} PlzPl

D    p

(Рз — Pi). (2.40)

т, -т.

Г₂=Г₁₊-

wpFRj.

»десь p_u p₂, T_x, T₂, p_u p₂ — соответственно давление, темпера-lypa и плотность газа в начале и конце участка; р — средняя плотность газа на участке; Т_н — естественная температура горных пород; AL — длина участка, м; 0 — угол отклонения от вертика\и; с_р — теплоемкость при р = const; R_r — общее термическое сопротивление, определяемое по формуле

—1>г

т.ст _    \' ви

2kR^ =

+

а.

где г.

вн тр

+ •

^BHTp^l ^т.с

' BE

Г    (Т

^Лвн тр к

^вн >обс

In

передачи через цилиндрическую стенку, разделяющую среды с различной температурой, Вт/(м²-К);    — коэффициент

п'плопроводности, Вт/(м-К); г_н — наружный радиус, м; а_к — коэффициент теплообмена конвекцией, Вт/(м²К); а_и — ко-

(дт)

•ффициент теплообмена излучением, Вт/(м² К);    —    —    ко-

\^dP)_t

¦ффициент Джоуля —Томсона, К/Па; а — коэффициент температуропроводности почвы, м²/с; г — радиус, м; t — время, ( л — число обсадных труб.

На участке с уклоном более 5 градусов, а также на торфяниках мощностью от 1 до 4 м и сильнопросадочных грунтах шлейфы прокладывают надземно на низких опорах.

При подземной прокладке применение теплоизоляции позволяет сократить теплопотери, снизить тепловое влияние шлейфов на многолетнемерзлые грунты, предупредить проявление термокарстовых и термоэрозионных процессов.

На основе опыта эксплуатации теплоизолированных шлейфов установлено, что из-за некачественной гидроизоляции и прокладки шлейфов происходит увлажнение теплоизоляционных скорлуп, деструкция пористого изоляционного материала. Это усугубляет отрицательное воздействие солнечного излучения, многократных циклов промерзания-протаивания увлажненного материала.

В качестве теплоизолирующего материала часто применяют пенополиуретаны. Толщина изолирующего слоя для шлейфов месторождений Крайнего Севера, как правило, принимается до 60 мм. Характеристика изоляционных материалов дана в табл.

3.2.

3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ГАЗОВ

Газовые гидраты представляют собой кристаллические соединения, образуемые ассоциированными молекулами углеводородов и воды. Они внешне напоминают снег или лед.

По структуре газовые гидраты - это клатраты, которые образуются при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Различают два типа кристаллической решетки гидратов: структура I построена из 46 молекул воды и имеет 8 полостей, структура II - из 136 молекул воды, имеет 16 малых и 8 больших полостей.

Метан, этан, двуокись углерода образуют гидраты первой структуры, при этом идеальная формула гидрата в этом случае будет 8М ¦ 46Н₂0 (М - молекула гидратообразователя).

Пропан и изобутан образуют гидраты второй структуры с формулой 8М • 136Н₂0.

Метан образует гидрат, имеющий формулу СН₄ ¦ 6Н₂0. Массовое содержание метана в составе гидрата составляет 12,9 %. Для связывания 1 кг метана в гидрат, соответствующий указанной формуле, требуется 6,75 кг воды.

При добыче и обработке газов образуются смешанные типы

Для больших периодов времени, когда выполняется неравенство (r¹/4at) < 0,01, интегральная показательная функция Е, (—х) может быть заменена ее логарифмическим приближением

2

I^гн ) шах

4at

at

-Ei

In

+ 0,80907.

max /

Теплообмен с окружающей средой при дебитах скважины выше 500 тыс. м³/сут оказывает на характер распределения давления в стволе скважины неопределяющее влияние, поэтому допустимо принимать R_T = Система уравнений (2.39) и (2.40) решается методом итераций. На первом этапе итерации принимается р₂ = р, и Т₂ = Г,. При этих значениях давления и температуры вычисляются параметры, входящие в эти уравнения. Затем вычисляются р₂ и Г₂. Цикл вычислений повторяют до тех пор, пока погрешность не достигнет некоторого наперед заданного значения.

При неизотермическом течении газа по стволу скважины забойное давление можно приближенно оценить по формуле

2S

25

t;„z'Lo²

+ 0,0133JI-^se

(2.41)

Рз = Ру

Jy

\    1    S

Гу

\ У /

D~

у

"Y _j

где S = 0,03415—a = ——7\, T_v — соответственно забой

з» у

«г,

ср

ная и устьевая температура, К; L — глубина скважины, м.

2.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СОДЕРЖАНИИ ЖИДКОСТИ В ПРОДУКЦИИ

СКВАЖИН

Расчет забойного давления при небольшом количестве жидкости

В процессе разработки газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации. Значения коэффициентов А. (см. рис. 2.1, табл. 2.1) являются средними, справедливы для движения чистого газа и значительно отличаются от фактиче-

92

ских. Особое значение этот факт приобретает при эксплуатации газоконденсатных месторождений, в связи с чем коэффициенты гидравлического сопротивления следует определять с учетом наличия в газе жидкости при различных режимах работы скважины. Суммарный коэффициент У можно установить по формуле (2.35), решенной относительно X:

>• =    (р₃²-р_гУ⁵)^

1.377Q²r^,z^_p(e^2S -1)Ю'¹⁰

Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления к' при исследовании или эксплуатации газовых скважин как с выносом, так и без выноса жидкости в зависимости от Re определяют с помощью графика (рис. 2.3). Каждая из кривых / для режима эксплуатации скважин с постоянным столбом жидкости соответствует постоянной высоте столба жидкости » стволе и на забое. Суммарный коэффициент Л* снижается с уменьшением высоты столба жидкости в скважине как бы

1’ис. 2.3. Зависимость суммарного гидравлического коэффициента сопро-i явления X" от числа Re по газу для различных количеств жидкости, находящейся в 63-мм трубах. Зоны:

/ — эксплуатация с постоянным столбом жидкости; 11 — эксплуатация скважины с нулевой подачей жидкости; III — работа скважины при раз-¦ычном расходе жидкости (в м³А): I — 0,8; 2 — 0,6; 3 — 0,4; 4 — 0,2;

5 - 0,1; 6 - 0,06; 7 - 0,02

Данные для расчета забойных давлений лри движении газа по затрубному пространству (импортные грубы)