- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
Розрахунок газліфтної експлуатації свердловин включає розрахунок режиму усталеної (нормальної) роботи та пускового режиму. Методика розрахунків базується на використанні кривих розподілу тиску вздовж підйомних труб.
Для розрахунків необхідно знати умови припливу у свердловину (дебіт, пластовий і вибійний тиски, коефіцієнт продуктивності, обводненість, газовий фактор), тиски гирловий (на викиді) і робочий (закачування газу), властивості нафти і газу як функції тиску, в т.ч. тиск насичення, характеристику свердловини (глибину, внутрішній діаметр експлуатаційної колони), температурні умови (пластову температуру, геотермічний градієнт чи ге-отерму).
Розрахунки усталеної роботи передбачають оптимізацію вибору діаметра і довжини L підйомних труб (глибини вводу газу у труби) та питомої витрати закачуваного газу на основі мінімізації витрат енгергії газу.
Виходячи із реальних можливостей або технологічних міркувань, задаються діаметром підйомних труб (НКТ) і питомою витратою газу Залежно від дебіту свердловин Q рекомендуються такі внутрішні діаметри
344
Q, м3/ добу 20-50 50-70 70-250 250-350 >350
d,MM 40,3 50,3 62,0 76,0 88,6
Також задаються способом введення газу у НКТ (через башмак або через робочий газліфтний клапан). При вводі газу через башмак довжина НКТ дорівнює глибині вводу газу. Якщо є необхідність спуску НКТ до вибою (наприклад, для виносу піску із вибою), то газ вводять через газліфтний клапан. Нижче газліфтного клапана треба мати хвостовик достатньої довжини або встановити пакер, щоб газ не надходив ні в пласт, ні через башмак в НКТ, оскільки на клапані виникає деякий перепад тиску.
Рис. 11.3. Криві розподілу тиску вздовж стовбура газліфтної свердловини: 1-. ; 2- ; 3- 4-
|
Далі шукають глибину вводу газу L і робочий тиск Для цього будують криву розподілу тиску в обсадній колоні у НКТ (якщо труби спущені до вибою) за будь-якою методикою, починаючи від вибійного тиску кроками за принципом "знизу вверх", а також криву розподілу тиску в НКТ, починаючи від гирлового тиску кроками за принципом "зверху вниз". При побудові першої кривої враховують пластовий газ, а другої — пластовий і закачуваний газ. Обидві криві p(z) суміщають на одному графіку (рис.11.3). Точка їх перетину дає глибину вводу газу і тиск біля башмака (у точці вводу газу) Робочий тиск, розраховують за формулою Адамова або за барометричною формулою (9.3) (без врахування тиску на тертя газу). Для оптимізації значень. задаються іншими значеннями і аналогічно визначають відповідні їм L, (рис. 11.3). Такі ж розрахунки і побудови при необхідності виконують для інших заданих діаметрів НКТ Тоді вибирають найбільш придатні або оптимальні умови (режими) роботи.
Оптимальним режимом можна вважати режим, який характеризується мінімумом питомої енергії газу . що подається у свердловину і припадає на одиницю витрати рідини (для зручності доцільно побудувати графіки залежності від для різних значень d). Енергію визначають за формулами для політропічного процесу
(11.16)
чи ізотермічного процесу
(11.17)
345
або, вважаючи газ реальним, для ізотермічного процесу
(11.18)
де — питома енергія закачуваного газу, Дж/м3; — показник політропи ( 1,2); — питома об'ємна витрата закачуваного газу, м3/м3; — тиск відповідно атмосферний, біля башмака і на викиді, Па; — середня температура у свердловині, К; — стандартна температура, К; — коефіцієнт надстисливості газу, який визначається при температурі і середньому тиску = /2.
Інколи обмежуються режимом, для якого, має мінімальне значення.
Використання номограм розподілу тиску. При багатократному повторенні (для багатьох свердловин) розрахунки можна скоротити використанням номограм розподілу тиску (рис.11.4). їх розраховують врахуванням властивостей рідин і газу даного родовища, середньої температури потоку, різних дебітів, обводненосгі, різних діаметрів труб. Для побудови номограм можна скористатись таблицями ВНДПІморнафтагаз, які розраховані для різних діаметрів труб, дебітів, обводненості і в'язкості нафти (густина нафти прийнята 850 кг/м3, відносна густина газу 0,65) [3] або використати номограми із спеціальних каталогів "Камко", "Отіс" таін.
Крайня права крива номограми ( =0) на рис. 11.4 відповідає профілю тиску потоку негазованої рідини, а крайня ліва — профілю тиску з мінімальним градієн-том тиску. При збільшенні вище вказаного значення для заданої глибини градієнт тиску зростає і профіль тиску зміщується вправо. Тому розрахунок кривої розподілу тиску необхідно обмежувати профілем з мінімальним градієнтом.
Порядок розрахунку з використанням номограм такий: задаються рядом значень діаметрів НКТ; на кальці у масштабі номограм наносять осі тиску і глибини, позначають глибину свердловин Н, тиски і ; кальку накладають на номограму (для даного дебіту, обводненості та діаметра труб — НКТ чи обсадної колони) так, щоб осі глибин збіглись, і переміщають по осі глибин таким
Рис. 11.4. Приклад номограми розподілу тиску вздовж стовбура свердловини при різних питомих витратах газу Внутрішній діаметр труб 73 мм; дебіт нафти 1272 м3/доб при відсутності води; густина нафти 850 кг/м3 ; відносна густина газу 0,65: 1-0:2-10; 3-20; 4-30; 5-40; 6-50; 7-60; 8-70; 9-80; 10-90; 11-100; 12-125; 13-150; 14-200; 15-300; 16-500 |
346
для інших діаметрів НКТ, вибирають умови роботи свердловин, наприклад, такі, що відповідають найменшому значенню
Якщо газліфтних свердловин багато, то складають таблицю залежності діаметра НКТ від дебіту свердловини.
Розрахунки пускового режиму включають визначення глибини розміщення пускових клапанів, їх типорозмірів і параметрів тарування.
Для цього треба мати номограму (див.рис.11.4) розподілу тиску для умов даної свердловини; кальку з нанесеними осями тиску і глибини у тому ж масштабі, що і на номограмі p(z).
Попередні визначення і побудови. На кальці наносять глибину свердловини Н, тиски робочий тиск газу у кільцевому просторі на гирлі свердловини і температуру на гирлі провівши вісь температур (рис. 11.5).
Із точки ( ; Н) проводять пряму 1 розподілу гідростатичного тиску у непрацюючій свердловині, нахил якої визначається густиною рідини. Перетин прямої 1 з віссю глибин вказує відстань від гирла до статичного рівня
Із точки ( ; Н) проводять криву 2 розподілу тиску від вибою вверх по колоні НКТ або по обсадній колоні (якщо труби спущені практично тільки до глибини розміщення робочого
Рис.11.5. Графічний розрахунок глибини розміщення газліфтних клапанів
347
клапану), для чого, суміщаючи кальку з номограмою, накладають точку на криву з Також із точки проводять криву 3 гідродинамічного тиску потоку негазованої рідини (крива з параметром =0). Нахил її відрізняється від нахилу прямої 1 на величину градієнту тиску на тертя.
Із точки ( ; 0) проводять криву 4 мінімального градієнту тиску ( = max),, для чого накладають точку ( Н) на криву з (ліва охоплююча крива) при суміщенні осей глибин на .кальці та номограмі.
Точка перетину ліній 2 і 4 дає мінімальну глибину розміщення робочого клапану
Із точки ( ; 0) .проводять криву 5 зміни температури по стовбуру свердловини (див. розділ 9.4).
Із точки ( 0) проводять криву 6 (можна обмежитися прямою) зміни тиску газу у кільцевому (затрубному) просторі за формулою Адамова чи барометричною формулою (9.3).
При обчисленнях витрати рідини і газу приймають рівними тим же величинам за нормальної експлуатації.
Від принципу дії пускових клапанів дещо залежить процес пуску свердловин. Тут обмежуємося процесом пуску з використанням найбільш поширених пускових сильфонних клапанів типу Г, які керуються тиском газу у кільцевому просторі (див. рис.11.2,а або б), їх особливість полягає у тому, що після початку подачі газу у кільцевий простір усі клапани у свердловині відкриваються. На лінії газоподачі (на гирлі свердловини чи у газорозподільчій будці) встановлюють регулюючий штуцер. У міру вводу газу через наступний клапан для того, щоб попередні (вищерозміщені) клапани залишались закритими, тиск газу у кільцевому просторі сгупінчасто знижують. Тиск відкриття наступного клапана менший тиску відкриття кожного попереднього (вищерозміщеного).
Розрахунок першого верхнього пускового клапана. Глибина розміщення першого клапана залежить від величини відстані від гирла до статичного рівня, м, = де Н — глибина свердловини, м; - пластовий тиск, Па; -густина рідини у свердловині, кг/м3; - прискорення вільного падіння, м/с2 .
Із умови балансу тисків знаходять перевищення рівня рідини у підйомних трубах над статистичним рівнем при ії протискуванні з затрубного простору, м,
(11.19)
де — тиск газу в затрубному просторі на глибині розміщення першого клапана (оскільки глибина невідома, то рівняння розв'язують методом послідовних наближень або приймають наближено рівним ), Па; — початковий перепад тиску на клапані, який забезпечує можливість руху газу через клапан із затрубного простору в НКТ (визначається глибиною розміщення клапана і приймається орієнтовно рівним 0,3 МПа), Па.
Якщо (статичний рівень високий), то при протискуванні рідини із затрубного простору в підйомну колону переливання (витікання) рідини на гирлі почнеться раніше, ніж рівень рідини в затрубному просторі досягає місця розміщення клапана, а тоді глибина розміщення першого клапана, м,
(11.20)
348
Якщо то
Величину можна встановити також графічно. Для цього визначають відстань від гирла до рівня рідини в НКТ після подачі газу в кільцевий простір, м,
Якщо , 0 (має місце переливання рідини), то величина визначається як глибина, що відповідає положенню точки перетину прямої 7, проведеної із точки ( , 0) паралельно прямій 1, з кривою,що відступає від кривої б на величину 0,3 МПа (рис. 11.5).
Якщо > 0 (переливання рідини відсутнє), то рівень рідини у НКТ знаходиться нижче гирла і побудову прямої 7 починають тоді не із точки ( 0), а із точки
При пуску свердловини вибійний тиск спочатку перевищує тиск а потім менший, тобто мають місце поглинання рідини пластом і приплив із пласта, що вносить зміни у розміщення клапанів.Якщо пуск здійснюється подачею газу від компресорної станції, то допустимо приймати відсутність поглинання при розрахунку і (при великій витраті газу протискування рівня короткотривале і за цей час пласт поглинає дуже малий об'єм рідини). Поглинання зумовлює збільшення величини Зазначимо, що приплив враховується із запасом, оскільки витрата газу через кожний клапан визначається за дебітом при нормальній роботі.
Побудувавши горизонталь на рівні , у точках перетину ії з лініями 4 і 6 визначають тиск газу у кільцевому просторі на рівні першого клапана та мінімальний тиск суміші у колоні НКТ на цьому ж рівні (рис. 11.5).
За ближчою знизу від точки тиску кривою, що відходить від кривої мінімального градієнта, встановлюють питому витрату газу Тоді мінімальна витрата газу через перший пусковий клапан (для досягнення мінімального градієнта тиску у колоні НКТ вище цього клапана), м3/с,
Температуру газу в затрубному просторі на рівні першого клапана визначають у точці перетину горизонталі з кривою 5.
Рис.11.6. Номограма для визначення діаметра отвору сідла клапана (порядок визначення показаний пунктиром)
|
Номограма побудована для газу, що має відносну густину за повітрям = 0,65, при температурі Т = 288,8 К (рис. 11.6). Для інших умов при розрахунку діаметра витрату газу домно-жують на поправочний коефіцієнт [4] де у даному випадку
За діаметром отвору сідла вибирають типорозмір клапана, приймаючи клапан з ближчим більшим отвором сідла (див. табл. 11.2).
349
Тиск газу у сильфоні (тиск закриття) на глибині його розміщення визначають за формулою, Па,
(11.21)
де — конструктивний коефіцієнт клапана (безрозмірний); — площа отвору сідла клапана і ефективна площа сильфона, м2 (див. табл. 11.1).
Відношення площ визначає ступінь неурівноваженості клапана. Дані наведені нижче:
MM |
|
5,0 |
0,0625/0,0319 |
6,5 |
0,1056/0,0538 |
8,0 |
0,1600/0,0816 |
9,5 |
-/0,1151 |
12,5 |
-/0,1837 |
Примітка.В чисельнику наведені дані R для умовного зовнішнього диаметру клапана 20 і 25 мм, в знаменнику — 38 мм. Звідси знаходимо площу або за табл. 11.2. Відзначимо, що для урівноважених клапанів тиски відкриття і закриття рівні. Тиск зарядки сильфона при нормальній температу рі, Па, |
Номінальний тиск тарування (у лабораторії на стенді, коли = 0)
Розрахунок другого пускового клапана. Глибину розміщення другого клапана визначають ординатою точки перетину кривої 8, проведеної із точки паралельно кривій 3, з кривою, що віддалена від кривої б на відстані вздовж абсциси = Тут =0,1 МПа — прийняте апріорно значення тиску газу в затрубному просторі на гирлі, яке запобігає відкриттю першого клапана в момент надходження газу через другий клапан і приблизно дорівнює так званому трубному ефекту першого клапана ( ).
У момент входу газу через другий клапан у НКТ встановлюється профіль тиску, який відповідає пунктирній кривій 9. Для ії побудови, наклавши кальку на номограму і забезпечивши паралельність осей, переміщенням кальки домагаються того, щоб точка ( ; 0) лежала на кривій 4 номограми, а одна із ліній з деяким проходила через точку За точкою перетину кривої 9 з горизонталлю знаходимо тиск який встановлюється в трубах на рівні першого клапана в момент входу газу через другий клапан. Тоді трубний ефект першого клапана розраховують за формулою
(11.22)
Звідси видно, що для визначення необхідно знати і навпаки. Тому внаслідок такої невизначеності задаються перепадом тиску на другому клапані явно більшим від Тим самим запобігають відкриттю першого клапана в НКТ через другий клапан.
Звичайно трубний ефект пускових газліфтних клапанів деколи перевищує 0,1 МПа. При вході газу через перший клапан рідина виноситься із НКТ і градієнт тиску суміші у трубах зменшується від максимальної величини (пряма 7) до мінімальної (крива 4). Перепад тиску на клапані збільшується від до Відповідно зростає витрата газу до максимального значення і зменшується тиск газу в затрубному просторі до тиску закриття першого клапана. Клапан закривається. Зменшення тиску газу у затрубному просторі досягається тим, що газ подають через регулюючий штуцер, який розміщений на гирлі або на газорозподільному пункті.
Після закриття першого клапана тиск газу в кільцевому просторі збільшується, рівень рідини там знижується. Тиск відкриття другого клапана задається меншим тиску відкриття
350
першого клапана, і другий клапан відкривається. Газ починає надходити через другий клапан і встановлюється градієнт тиску, відповідний кривій 9. У цей час на рівні першого клапана тиск підвищується від до що може призвести до відкриття першого клапана. Для того щоб перший клапан був закритим при подачі газу через другий, тиск закачуваного газу знижують на величину трубного ефекту першого клапана.
Аналогічно розрахунку першого клапана визначають решту параметрів: , причому за тиск на вході у клапан (тиск відкриття) приймають значення
Розрахунки наступних пускових клапанів виконують так само. За тиск на вході у п-й клапан приймають значення Розрахунок виконують доти, поки глибина розміщення п-го пускового клапана не перевищить глибини розміщення робочого клапана Розрахунок припиняють на (п - 1)-му пусковому клапані.
Мінімальна глибина розміщення робочого клапана визначається ординатою точки перетину кривих 2 і 4, а максимальна глибина розміщення робочого клапана — ординатою точки перетину кривої 4 з кривою, проведеною паралельно кривій 6 на відстані вздовж абсциси
Якщо глибина не розрахована із умов оптимального режиму, то при наявності великого тиску закачування газу з метою зменшення питомої витрати глибину розміщення робочого клапана можна прийняти
Робочий тиск закачування газу приймають меншим від тиску закриття пускових клапанів, перерахованого для гирла свердловини.
Розрахунок виконано для випадку, коли газ подається із робочої газової лінії. Якщо робочий тиск менший від прийнятого то максимальна глибина розміщення робочого клапана визначається точкою перетину лінії цього тиску у свердловині з кривою 2. Для пуску свердловини при робочому тиску необхідно встановити більшу кількість пускових клапанів, але відпадає необхідність у спорудженні пускових газопроводів чи застосуванні пускових компресорів.
Врахування і призводить до збільшення числа пускових клапанів (приблизно на 10 %), що забезпечує надійність системи пуску.