Значения коэффициента m [формула (9.26)]

m	Однорядный подъемник			Двухрядный подъемник
	кольцевая	центральная	кольцевая		центральная
С учетом толщины стенки трубы	8,49	1,1335	1,285		1,1535
Без учета толщины стенки труб	8,93	1,1261	1,308		1,1261

Примечание. Данные приведены для наиболее употребительных диаметров Dв = 150,3 мм

d₁н = 101,6 мм, d₁в = 88,9 мм, d₂н = 60,3 мм, d₂в = 50,3 мм, причем α = 1.

Из приведенных формул видно, что пусковое давление зависит от погружения башмака под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров труб и обсадной колонны, а также от системы работы лифта (кольцевая или центральная). Ранее было показано, что рабочее давление газлифтной скважины определяется только погружением под динамический уровень, которое всегда меньше погружения под статический уровень. Поэтому пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник высокого давления газа в виде специального компрессора или газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.

Любую формулу пускового давления можно представить в виде

(9.26)

где m - коэффициент, определяемый соотношениями диаметров труб с учетом или без учета толщины их стенки (табл. 9.1).

Однорядный подъемник, работающий по кольцевой системе, дает наибольшее увеличение пускового давления по сравнению со статическим давлением (hρg) у башмака подъемных труб. Тот же подъемник при переходе на центральную систему позволяет существенно снизить пусковое давление. При двухрядном подъемнике пусковое давление увеличивается несущественно, максимум на 30,8 %, и переход на центральную систему уменьшает его назначительно (12,61 %).

Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в определение пускового давления, не превышающую 5 % (при однорядном подъемнике). В случае поглощения жидкости пластом (α < 1) пусковые давления во всех случаях будут меньше.

Рис. 9.5. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины

Коэффициент поглощения α зависит от многих факторов, таких как коэффициент продуктивности скважины при поглощении, репрессия, определяемая величиной m, длительность пуска, вязкость жидкости и др. Однако он всегда может быть определен для реальной скважины по фактическому пусковому давлению. Приравнивая правую часть формулы пускового давления (9.20) фактически измеренному пусковому давлению (Рпус)ф и решая равенство относительно α, найдем

откуда

. (9.27)

Заметим, что для одной и той же скважины величина α непостоянна и зависит от темпа пуска скважины. Чем быстрее происходит пуск, тем ближе значение α к единице и наоборот, так как при быстром запуске пласт не успевает поглотить существенное количество жидкости. Поскольку по определению α = V₂/V₁ [формула (9.З)], то, зная фактическое α [формула (9.27)], можно определить объем поглощенной пластом жидкости при запуске скважины

,

где V₁ - объем вытесняемой газом жидкости в скважине до момента прорыва этого газа через башмак подъемных труб.

Характерный процесс пуска газлифтной скважины в функции времени показан на рис. 9.5. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением Рp.

23

1. Ребята я не знаю как ответить на данный вопрос.

2. .

3. Что такое автоматизированная система управления нефтегазовыми технологическими процессами?

Автоматизированная система управления технологическими процессами — совокупность аппаратно-программных средств, осуществляющих контроль и управление производственными и технологическими процессами; поддерживающих обратную связь и активно воздействующих на ход процесса при отклонении его от заданных параметров; обеспечивающих регулирование и оптимизацию управляемого процесса.

Автоматизация ТП является наиболее значимой для отраслей непрерывного цикла производства, таких как нефтеперерабатывающая, газоперерабатывающая, электроэнергетика и др.

Основные функции, выполняемые подобными системами, включают в себя контроль и управление, обмен данными, обработку, накопление и хранение информации, формирование сигналов тревог, построение графиков и отчетов.

Рассмотрим автоматизируемые производственные процессы и объекты: Налив в автомобильные цистерны. Узлы учета нефти и нефтепродуктов. Железнодорожные эстакады слива/налива. Налив танкера. Промышленные установки нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих предприятий, нефтехимических производств. Системы контроля и управления электроэнергией (АСКУЭ), систем газо-, тепло-, водообеспечения, систем коммерческого учета энергии и материалов и т.д.

24

1. Технологический режим работы добывающих скважин

Под технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условий надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.