Page 28 - 4551

Таким чином, за відомих значень добового дебіту і ви-
бійного тиску за формулою (2.23) можна визначити максима-
льно допустимий внутрішній діаметр експлуатаційної або ін-
шої газопровідної колони для конкретної свердловини. Фак-
тичний діаметр слід приймати не більшим ніж той, що обчис-
лений за формулою (2.23), щоб не порушити умови виносу
частинок з вибою свердловини.
Мінімально допустимий діаметр газопровідного каналу
газової свердловини з умов втрати енергії газу, що рухається
цим каналом, знаходять із допустимої величини депресії (фо-
рмула Адамова)

1, 325 10  12  T  2 Q 2 e 2s   1
d в min   5 с с , (2.24)
2
p  p 2 у e 2s
в
3
де Q – дебіт свердловини, тис. м / добу;
p – тиск на вибої свердловини, Па;
в
p – тиск на усті свердловини, Па;
у
 – коефіцієнт тертя при русі газу в колоні;

0 ,034  H   z 4 ,
S  гв п 1 10  гв H   z
п
 с T  с
де  – відносна густина газу за повітрям;
гв
H – глибина залягання підошви газового пласта;
п
 – коефіцієнт надстисливості газу;
c
z
T – середня температура газу в інтервалі ( H  ) за шка-
c
лою Кельвіна;
z – глибина , на якій визначається пластовий тиск.
Величина  залежить від параметра Рейнольдса і від
відносної шорсткості стінок труб. За швидкостей руху газу в
трубах 5–10 м/с коефіцієнт тертя можна прийняти сталим.
Наближені його значення для деяких розмірів труб наведені
нижче (таблиця 2.5). Проміжні значення  визначають мето-
дом лінійної інтерполяції.

27