Визначення тиску в газовій свердловині.

Тиск в газовій свердловині визначають за допомогою глибинного манометра або розраховують за відомим тиском на гирлі.

Тиск на вибої зупиненої газової свердловини можна знайти за формулою барометричного нівелювання Лапласа-Бабіне:

, (8.4)

де

; ,

р_стат – тиск на гирлі зупиненої свердловини після його стабілізації (статичний тиск), МПа; – відносна густина газу; L - відстань від гирла свердловини до середини інтервалу перфорації, м; Т_у, Т_виб – відповідно температура на гирлі свердловини і на вибої, К; z_cp – коефіцієнт надстисловості газу при середньому тиску і середній температурі Т_ср в свердловині.

р_пл знаходиться методом ітерацій. В першому наближенні приймають р_ср = р_стат.

Тиск на вибої працюючої газової свердловини розраховують за нерухомим стовпом газу в затрубному просторі (аналогічно як і пластовий тиск) або за рухомим стовпом газу у фонтанних трубах, виходячи зі значення тиску на гирлі свердловини відповідно в затрубному просторі та на буфері. В останньому випадку вибійний тиск знаходять за формулою

, (8.5)

де

Під час руху газу по затрубному простору у формулі для розрахунку замінюють на вираз

, (8.6)

де D_вн, d_з – відповідно внутрішній діаметр експлуатаційної колони і зовнішній діаметр фонтанних труб, см.

При цьому для розрахунку числа Рейнольдса за формулою замість d_вн використовують діаметр D = D_вн + d_з, а шорсткість беруть за зовнішньою стінкою фонтанних труб.

При наявності муфт до коефіцієнту λ необхідно додати додатковий опір λ_д , який наближено обчислюють за формулою

, (8.7)

де d_м – зовнішній діаметр муфти, см; l – довжина однієї фонтанної труби, м; 0,05 – коефіцієнт гідравлічних втрат на звуження струменя газу при проходженні між муфтою й експлуатаційною колоною.

При русі газу по двоступінчастій колоні труб з довжиною секций L₁, L₂ і внутрішнім діаметром , вибійний тиск розраховують за формулою

, (8.8)

де

; ;

; .

Для оціночних розрахунків і невеликих глибин можна замість , , і , підставляти у формули осереднені значення цих величин по всій довжині колони ліфтових груб z_cеp і Т_сер.

У випадку значного перепаду температур по довжині колони ліфтових труб вибійний тиск можна наближено визначити за формулою

, (8.9)

де ; .

При наявності рідини (води і вуглеводневого конденсату) в продукції свердловини для наближеної оцінки вибійного тиску використовують формулу

, (8.10)

де ; ; ; ; ; ; , де , – відповідно густина газу і рідини при стандартних умовах, кг/м³; – густина газу при робочих умовах в стовбурі свердловини (Р_сер і Т_сер), кг/м³; q_г.р – дебіт газу при робочих умовах, тис.м³/добу; G_г, G_р – масові витрати газу і рідини, т/добу; q_см, q_р, q_г – об'ємна витрата газорідинної суміші, рідини і газу відповідно при стандартах умовах, тис.м³/добу; φ, β – відповідно істинний і витратний газовміст газорідинної суміші.

Істинний об'ємний газовміст φ характеризує відношення фактичного об'єму газу в ліфтових трубах при робочих умовах до об'єму порожнини ліфтових труб. У зв'язку з труднощами визначення на практиці фактичного значения φ при проведенні розрахунків замість істинного газовмісту φ використовують витратний газовміст β, приймаючи φ = β. Оскільки φ завжди менше β за рахунок плівки рідини на поверхні труб і можливого утворення в трубах висячих (пульсуючих) рідинних пробок, то заміна φ на β призводить до заниження вибійного тиску. Погрішність у розрахунку вибійного тиску зростає зі збільшенням кількості рідини в ліфтових трубах, яка не виноситься потоком газу.

Коефіцієнт гідравлічного опору λ в формулі (8.10) необхідно визначати за даними фактичних замірів тиску на вибої і гирлі свердловини і дебіту газу на різних режимах експлуатації свердловини з наступним розрахунком за формулою . При відсутності промислових даних оцінку λ проводять за формулами для чистого газу.

Для свердловин, в продукції яких міститься рідина і спостерігається значний перепад температур по довжині колони ліфтових труб, вибійний тиск розраховують за формулою

, (8.11)

де

; .