Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 22 страница

§ 83 Пуск газліфтної свердловини в експлуатацію. Характеристика процесу пуску

Процес пуску призначений для введення в роботу нових і підремонтованих свердловин.

Процес пуску свердловини

Перед пуском свердловина заповнена рідиною (розгазованою нафтою, водою або Іншою рідиною глушіння). Висота рівня її у свердловині відповідає пластовому тиску. Суть пуску свердловини полягає у витісненні рідини газом із лінії газоподавання до башмака піднімальних труб методом протискування і введення газу в підні­мальні труби. Схему пуску свердловини І зміну таску запомпову- ианого газу на іирлі під час пуску показано на рис 8.2. Для узагальнення розгляду взято дворядний піднімач.

І і

неним газом (а) і зміна тиску запомповуваного газу на гирлі в часі гцд час пуску (б)

Найбільший тиск газу, який виникає під час пуску, називають пусковим тиском р_п. Тиск запомповування газу в процесі експлуатації свердловини називають робочим тиском р_р. Пусковий тиск завжди перевищує робочий, тобто р_п > р_р. Це зумовлено ось чим:

а) пуск здійснюється за висота статичного рівня а робота - за висоти динамічного рівня /і_д, причому /і_д < А_ст (депресія рівня рідини А/?о = /іст- /ід); відповідно під час роботи глибина занурення труб під рівень рідини И\ < А;

б) у піднімальних трубах рівень рідини підвищується на висоту ДА і на момент надходження газу в >ПГГ умовне занурення труб під рівень становить її + Д/і >И >}ц.

Під час пуску рідина, що витіснюється із міжтрубного простору (див. рис. 8.2, а), в основному переміщується в піднімальні труби та в затрубний простір і частково поглинається пластом.

Досягнувши башмака піднімальних труб, газ надходить у них і, розширюючись, спливає. Густина газорідинної суміші зменшується, рівень її підвищується до гирла, після чого викидається частина рідини, висота її рівня в затрубному просторі стає меншою за висоту сгатичного рівня /г_ст, починається приплив рідини з пласта. За достатньої витрати газу свердловина виходить на робочий режим.

У процесі зниження рівня рідини в лінії газоподавання до башмака піднімальних труб і підвищення рівня суміші в піднімальних трубах до гирла тиск запомповуваного газу монотонно збільшується до найбільшої значини р^. Під час внкидування рідини він різко зменшується і після кількох коливань, зумовлених інерційністю потоків у системі “пласт - свердловина”, сягає значин робочого тиску р_р за неперервного подавання та достатньої витрати газу. У “сухих” свердловинах (через відсутність гідродинамічного зв’язку сверд­ловини з пластом; пласт непродуктивний) він знизився б до значини вірат тиску на тертя (див. пунктирну лінію на рис. 8.2, о).

Розрахунок пускового тиску

Під час пуску свердловини на пласт створюється наростаюча в часі репресія тиску, яка сягає значини Др=Лйр& де р - густина свердловинної рідини; g - прискорення вільного падіння. Під дією цієї репресії тиску відбувається поглинання рідини пластом з витратою, яка визначається тривалістю протискування (темпом подавання газу), пружними процесами перерозподілу тиску в пласті і станом привибійної зони (коефіцієнтом продуктивності). Якщо привибійна зона забруднена, то в пласт надходить дуже мало рідини. Нехтуючи втратами тиску на гідравлічне тертя, пусковий тиск за умови розрахунку його біля башмака НКТ можна записати у вигляді:

Рп=(Н + (8.2)

Невідоме підвищення рівня рідини Д/і можна оцінити із рівняння балансу об’ємів рідин, яка витіснена з кільцевого простору К_к, яка переміщена в сполучені з атмосферою трубний і затрубний простори У_т і яка ввійшла в пла^г У_ш:

К = К+ V™ (8.3)

звідки

= ^0-У_ПОГЛ)₅ (8-4)

Д^е ¥гюпі⁼ Упяі У_к ~ коефіцієнт поглинання, який характеризує поглинання рідини пластом (частка поглинутої рідини від усієї витісненої). Оскільки У_т = (/^г_т + /^гз)ДА, У_к = /У?, то рівняння (8.4) записуємо у вигляді:

(П+ ^ї) АИ ~ -Р_к И(1 — ^ПОГлХ (8*5)

звідки

ДЛ = Л(і-у_погл)—(8.6)

Т + ^3

де ^ ^ Е, - ПЛОЩІ поперечного перерізу простору відповідно трубного, кільцевого та заірубного.

Тоді формула (8.2) набуває вигляду

р

де т_п— 1 + (1-\|/_П0гі)"—¹⁵— - коефіцієнт пускового тиску, який

визначається співвідношенням площ перерізів і частки рідини, поглинутої пластом.

Стосовно центральної системи подавання газу у формулі (8.7) величини Е_к і Р_т слід формально поміняти місцями, а стосовно однорядного піднімача - взяти Р₃ = 0.

У формулі (8.7) часто площі перерізів виражають через діаметри труб. Якщо при цьому не враховувати товщини стінок труб, то стосовно однорядного піднімача вноситься похибка < 5%.

З аналізу формули (8.7) випливає таке:

а) якщо Упогл^>0і тобто за часткового поглинання рідини пластом пусковий тиск р_п менший, ніж за відсутності поглинання (*|/_погл = 0);

б) якщо у_погп = 0, то визначаємо пусковий тиск р_п із розрахунковим запасом (залежно від співвідношення площ найбільш використо­вуваних труб коефіцієнт т_п може змінюватися в діапазоні 1,13...8,49, причому великі значини відповідають однорядному піднімачу кільцевої системи, середні - дворядному і найменші - однорядному центральної системи);

в) ЯКЩО Упогл —» 1 (повне поглинання) пусковий тиск р_п (наблизитися до цього можна за дуже повільних темпів подавання газу і відповідно великої тривалості процесу протискування).

Тривалість процесу протискування можна оцінити як відношення об’єму кільцевого простору ¥'_К=Р_КЬ до витрати запомповуваного і "азу, зведеного зпдно з рівнянням Клапейрона-Менделєєва до тиску і температури у свердловині. У літературі с запропоновані нами більш точні рівняння, які описують зміну тиску запомповуваного газу в часі з урахуванням поглинання рідини пластом.

Якщо під час пуску рівень рідини в піднімальних трубах досягне гирла свердловини раніше, ніж газ підійде до башмака піднімальних труб, і почнеться переливання рідини з протитиском на гирліР2=Рп (наприклад, у нафтозбірну лінію з тиском у ній р„), то максимально можливий пусковий тиск (за Л + М = Ц

Рп ітш ^{= +} Р2- (8.8)

Отже, завжди справджується нерівність: р_п <р_п

§ 8.4 Методи зниження пускового тиску. Визначення місць встановлення пускових отворів

Оскільки завжди пусковий ТИСК перевищує робочий (р_п > Рр), то для пуску свердловин необхідно мати джерело газу високого тиску у вигляді або пересувного компресора (так само, як і для освоєння свердловин), або додаткової газової лінії, розрахованої на пусковий тиск. Проте пусковий тиск може бути дуже високим (до 30...50 МГТа у глибоких свердловинах). Створити такі тиски або неможливо через відсутність компресорів високого тиску, або дуже трудно через великі витрати на будівництво газової лінії високого тиску, тому доцільніше застосовувати методи зниження пускового тиску. Аналізуючи процес пуску і формулу пускового тиску, можна назвати кілька методів зниження пускового тиску, які розглядаємо нижче.

Перемикання на центральну систему

Пусковий тиск стосовно центральної системи с меншим, ніж стосовно кільцевої системи піднімача такої ж конструкції, а саме у випадку однорядної конструкції пусковий тиск р_п є меншим у 7,5 разів, у випадку дворядної - на 11%. Тому доцільно пуск здійснювати за центральної системи, а потім для робота виконувати зворотне перемикання на кільцеву систему.

Протискування рідини в пласт

Раніше було показано, що під час пуску створюється репресія тиску, яка зумовлює поглинання рідини пластом. Підтримуванням репресії тиску протягом тривалого часу можна забезпечити протис­кування в пласт більшої частини рідини. На рис. 8.2 показано, що при цьому тиск /?ко, який створюється компресором, має перевищувати статичний тиск біля башмака піднімальних труб (Лр#), тобторко > hpg.

Прискорити процес протискування рідини в пласт і дещо зменшити потрібний тиск р_ко можна після запомповування газу в кільцевий простір, здійснивши наступне закривання засувки на кільцевому прос­торі і подавання газу в трубний і затрубний простори, де рівень до цього підвищився. Цим можна збільшити репресію тиску на пласг майже вдвічі, Іноді доцільно потім ще розрядити тиск газу у сверд­ловині і знову аналогічно повторити процес протискування. Проте це є дуже тривалий процес.

Застоювання пускових отворів

Швидше такий процес можна реалізувати, якщо застосувати пускові отвори. Суть методу полягає в тому, що в піднімальних трубах (в їх муфтах) попередньо свердлять так звані пускові отвори на певних відстанях від гирла і між собою.

Під час запомповування газу в кільцевий простір рівень рідини зни­жується до першого отвору ^відраховується від гирла) і частина газу через нього надходить у піднімальні труби. У трубах утворюється газорідинна суміш, рівень її підвищується і рідина частково вики­дається Із свердловини. Через отвір у труби надходить лише частина запомповуваного газу, внаслідок цього тиск газу в кільцевому просторі залишається високим, У трубах у міру викидання рідини тиск на рівні першого отвору зменшується. Тому рівність тисків у трубах і в

кільцевому просторі відновлюється подальшим зниженням рівня рідини в кільцевому просторі до другого отвору. Це зниження рівня залежить від величини тиску р*$> і густини газорідинної суміші в трубах (витрати газу, який перетікає в труби).

Якщо тиск у трубах стане меншим за пластовий тиск р^, то рідина припливатиме з пласта у свердловину. Тоді замість барботажу у свердловині відбуватиметься звичайне ліфтування.

Після початку надходження газу через другий отвір процес зниження тиску і рівня рідини повториться. Причому зниження рівня уповільнюється, оскільки частина газу виходить у труби через перший (верхній) отвір.

Таким чином, рівень рідини можна знизити до башмака підні­мальних труб, після чого газліфт перейде на нормальну роботу.

Недоліки цього методу - підвищена витрата газу і зменшення ККД на 10%, оскільки частина газу перетікає в НКТ через пускові отвори і не виконує піднімальної робота в нижній частині НКТ. Це виключило практичне застосування пускових отворів.

Визначення місць встановлення пускових отворів

Визначення місць встановлення пускових отворів зводиться до такого. Рівень рідини знижується до першого (верхнього) отвору в разі балансу тисків:

Ра=Рп+Рь (8.9)

де р_ко - гирловий тиск, який забезпечується компресором; р„ - досягнутий пусковий тиск (див. § 8.3), р_п~ т_пЬ\Ь'\ - зниження рівня рідини в кільцевому просторі нижче статичного рівня (аналогічно А у § 8.3); /ь - протитиск у лінії викидання рідини.

Тоді з рівняння (8.9) знаходимо:

Якщо відстань від гирла свердловини до статичного рівня рідини /г'_ст> £'[, то відстань від гирла до першого отвору (свердловини з низьким статичним рівнем)

(8.11)

де А',*- відстань від гирла свердловини до статичного рівня (глибина статичного рівня), Я- /і_ст; Н-глибина свердловини.

Якщо Л ст< і'] (свердловина з високим статичним рівнем), то під час пуску рідина переливається на гирлі до моменту досяпчення рівнем у міжтрубному просторі місця встановлення першого пускового ошору. Тоді аналогічно формулі (8.8) відстань від гирла до першого отвору

Г _РкО~Р2

ч ---------------

№

На рівні другого (від верху) отвору встановиться рівність тисків у кільцевому просторі рко і в піднімальних трубах. Тиск у піднімальних трубах дорівнює сумі тиску газорідинної суміші від гирла до першого отвору р-гр(і) і гідростатичного тиску стовпа негазованої рідини висотою І'2 від першого до другого отвору /?_СТ(і). Тоді можна записати

+ Рт$Х)^~ 1^2 р£,

звідки відстань між першим і другим отворами

, /*к0 /⁷тр(і)

Ь₂-- ------------- —

Відстань від гирла до другого отвору

Аналогічно розраховуємо відстані від гирла до третього і наступних отворів. Зі збільшенням глибини відстані між отворами зменшуються:

1\> 1'₂> І'і>...> Ц.

Для гарантованого пуску свердловини, тобто для створення руху газу через кожний отвір (за рівності тисків у трубах і в кільцевому просторі газ не рухатиметься), розрахункові значини И\ дещо зменшують або фактичну кількість отворів беруть на 10-15% більшою розрахункової.

Труднощі виникають у розрахунку тиску в трубах на рівні будь- якого отвору /?тр(і)- Цей тиск відповідає тиску біля башмака піднімальних труб під час роботи газорідинного піднімача на режимі нульового подавання. Розрахунок виконують у такій послідовності. Припускають, що швидкість витікання газу через отвір дорівнює швидкості звуку, а це спостерігається тоді, коли відношення тисків у кільцевому просторі і в трубах дорівнює критичному. Тоді з формули критичного режиму витікання газу через отвір визначають діаметр отвору, потім витрату газу через отвір і, знаючи витрату газу, визначають тиск газорідинної суміші на режимі нульового подавання піднімача з формули витрати газу. Для спрощення обчислень запропоновано графічні залежності.

Методика розрахунку розміщення пускових отворів у більш точній постановці має враховувати початкове переливання рідини, поглинання рідини пластом зар_в >р_т і приплив рідини у свердловину із пласта за р_в < р_т

Розглянуті методи зниження пускового тиску або трудомісткі, або довготривалі, або призводять до зменшення ККД піднімача. Розроблено також багато інших практичних прийомів подолання труднощів, пов’язаних із виникненням високих пускових тисків, зокрема послідовне допускання труб, попереднє зниження рівня рідини у свердловині шляхом поршнювання чи тартання желонкою тощо. Але всі ці прийоми можна використовувати в окремих або в особливих випадках залежно від конкретних умов і можливостей наявного технічного оснащення.

Сучасний основний метод зниження пускових тисків - застосування пускових газліфтних клапанів, розміщених вздовж піднімальної колони труб. Головна особливість роботи клапанів на відміну від отворів полягає в тому, що в момент надходження газу в піднімальні труби через кожний наступний клапан закривається попередній.

Під час роботи свердловини на заданому технологічному режимі газ подається в піднімальні труби через нижній робочий газліфтний клапан (або через башмак НКТ чи робочу муфту) за закритих верхніх пускових клапанів.

Газліфтні пускові та робочі клапани можна застосовувати лише за наявності однорядного піднімача, коли с достатній поперечний розмір затрубного (міжтрубного) простору для розміщення клапанів.

Класифікація газліфтних клапанів

Відомо багато різних типів газліфтних клапанів. їх класифікують за такими ознаками;

1. За призначенням розрізняють пускові та робочі клапани. Перші використовують для пуску газліфтних і освоєння фонтанних сверд­ловин. Робочі клапани призначені для подавання газу під час нор­мальної роботи, оптимізації режиму роботи свердловини шляхом ступінчастої зміни глибини введення газу в НКТ і періодичного подавання газу в НКТ під час періодичної газліфтноїексплуатації.

2. За способом кріплення до НКТ розрізняють клапани:

а) зовнішні (стаціонарні), які кріплять на колоні НКТ ззовні і для їх заміни або регулювання витягують із свердловини всю колону НКТ (рис. 8.3, а, в, г);

б) внутрішні (знімні) - прикріплюють усередині завчасно встанов­лених в НКТ свердловинних газліфтних камер, які мають еліптичний переріз (рис. 8.3, б); витягують із цих камер і встановлюють внутрішні клапани в них за допомогою так званої канатної техніки,

3. За принципом дії виділяють клапани:

а) керовані тиском або газу в затрубному просторі (дав. рис. 8.3, а, б), або рідини в НКТ (див. рис. 8.3, в);

б) диференціальні, які відкриваються І закриваються залежно від перепаду тиску між затрубним простором і НКТ на рівні клапана (див. рис. 8.3, г).

4. За конструктивним виконанням розрізняють клапани сильфопні (див. рис. 8.3, а-в), пружинні (див. рис. 8.3,

г) та комбіновані. Сильфонні клапани працюють або під дією тиску

в кільцевому (затрубному) просторі р_к (див. рис. 8.3, а, б),

або під дією тиску в трубах р-ф (див. рис. 8.3, в). їх відмітним елементом є сильфонна камера, яку заряджено (заповнено) азотом до тиску р_с. Оскільки тиск р_с підвищений, то клапан є нормально закритий. Гофрована стінка сильфона забезпечує переміщення штока з клапанною головкою.

Відомо також клапани інших типів. Нині на промислах використовують сильфонні газліфтні клапани, які керуються тиском газу.

Розрахунок і тарування сильфонного клапана, який керується тиском газу

У сильфонному клапані, який керується тиском ту в кільцевому просторі (див. рис. 8.3, б), на сильфон 1 завжди діє тиск р_к. Розрахунок клапана зводиться до такого. У випадку закритого клапана на плошу сильфона /_с діє з одного боку тиск газу у затрубному просторі р_к, а з іншого - тиск азоту у сильфонІ р_с; на площу клапана- аналогічно тиск у трубах ргр і тиск р_к. Зіставляючи діючі сили, записуємо умову відкривання клапана:

Лр./к ⁺Рк/с^>к/кп ⁺ Л/с. (8*16)

Звідси тиск відкривання клапана (тиск газу в затрубному просторі):

рк від —рє &С~Ртр ^кКг (817)

де Л/(Л~/кл) - конструктивний коефіцієнт сильфона;

А-к ^/кл-'Ч./с^./кп) “ конструктивний коефіцієнт клапана, причому

~/с^/Г'(Л~Ля) ⁼ С/с 'Укл ⁺Лл)/Л~Лл ⁼ 1 ⁺Укл/Ос _/кл) ⁼ 1 ⁺ ^’к--

Рисунок 8.3 - Схеми газліфтних клапанів: І - скльфонна камера; 2 - шток;

З - отвір для введення газу в сильфонний клапан і газліфтну камеру; 4 - клапан; 5 - штуцерний отвір; 6 - сальник; 7 - свердловинна газліфтна камера; 8 - основини (верхній) штуцер; 9 - отвір для введення газу в пружинний клапан; 10 - шток із двома (верхньою і нижньою) клапанними голо­вками; 11 - пружина; 12 - допоміжний (нижній) штуцер; 13 - гайка; 14 - насосно-компресорні труби; 15 - експлуата­ційна колона

У випадку відкритого клапана діють тиски і р_к тільки на площу сильфона. Клапан перебуває в середовищі газу під тиском р_к перед штуцерним отвором 5.

Тоді умова закривання клапана набуває вигляду;

р_с>р_к (8.18)

Тиск закривання клапана (тиск газу в кільцевому просторі)

РкзакрРс. (8*19)

Зіставимо тиски /?_квщкр і р_кзакр, обравши у співвідношеннях (8.17) і (8.19) знак рівності. Дня цього, підставивши р_с Із рівності (8,19) у рівн Ість (8,17), дістанемо:

Рквід^-Ркзакр^с^-Ар^к^-Ркзакр(^ “*“^к)~/\р^к

~Рк закр + к_кІРкзщ>~Ртр)- (8,20)

Тоді різниця тиску, який відкриває клапан, І тиску, який закриває

його,

АРкп ⁼Рквід~Лзакр ⁼ ІРк закр^-Ртр)- (8.21)

Для клапанів діаметр штуцерного отвору 5 дорівнює 3...12 мм, а коефіцієнт клапана А-_к = 0,033...0,342. Дійсна значина А* порівняно з розрахунковою, визначеною вище, без урахування сил тертя в клапані під час руху газу, менша на 6-7%.

Із рівняння (8.21) випливає, що р_кв|д>/)_кзакр, оскільки к_к > СІ Рк закр > Рту- а зміною тиску газу р_к в затрубному просторі можна відкривати чи закривати клапан. Тобто, з моменту початку подавання ісізу в затрубний простір усі клапани відкриваються (тискр_к високий). Після надходження ту через будь-який клапан тиск р-ц, зменшується (утворюється газорідинна суміш у трубах з переливанням через викид), перепад тиску газу на цьому клапані збільшується, витрата газу через цей клапан зростає, тиск газу р_к в затрубному просторі знижується і клапан закривається.

Надійність роботи клапана в умовах свердловини залежить від його зарядки азотом і наступного тарування. Тарування клапана виконують на тарувальному стенді за температури 20°С і якогось тиску у сильфоні р_т, На клапан діє атмосферний тиск (клапан нормально закритий), а для дії на сильфон 1 усередині клапана створюється номінальний тиск тарування р,_ю^, тобто зовнішній тиск, за якого клапан відкривається в лабораторних умовах з нормальною (20°С) температурою (аналог р_к щ_Д). Тоді згідно із законом Шарля в сильфоні за температури Ту місці встановлення клапана тиск азоту

Т

Рс =РснТ^ = Рсн^кі> (8-22)

звідки тиск зарядки сильфона за нормальної температури (20°С)

Рт=Р^К (8.23)

де А', = 7У293 - температурний коефіцієнт.

Для умов тарування аналогічно рівності (8.17) за надлишкового тиску р-гр = 0 записуємо потрібний номінальний тиск тарування:

Ржм^— Рс н кс: • (8-24)

*і

Виражаючи добуток (р_с к^) із рівності (8.17), записуємо

номінальний тиск тарування:

„ _ Рквгд+Ртр^к _/ОЛСЧ

Рном,

к_х

і з урахуванням рівняння (8,24) тиск азоту в сильфоні за умов тарування

Рт,, ■ (о.26)

к_гк_с

Таким чином, розрахувавши попередньо з інших міркувань /)_КВ№ Ртр, кх і знаючи А'_к. к_с для вибраного клапана, в лабораторії заповнюємо сильфон азотом до тиску /?_сн і випробовуємо на номінальний тиск р_ном

Розрахунок сильфонного клапана, який керується тиском суміші в трубах

У сильфонному клапані, який керується тиском газорідинної суміші в піднімальних трубах р^ (див, рис. 8.3,в), на сильфон І завжди діє тиск ргр. Тоді аналогічно можна записати умови і тиски відповідно відкривання і закривання клапана:

Ртр./с ~^Ри/кЛ — Рс/с^Ртр./клі (8.27)

Ртрвід “Рс ^СГРк^кі

Рс^Ртр>

Ртрзакр—Рс'

Розрахунок пружинного клапана

Пружинний газліфтний клапан (див. рис. 8.3, г) належить до диференціального типу. Відмітний елемент його - пружина 11, яка тримає шток 10 притисненим до допоміжного (нижнього) штуцера 12. При цьому клапан є нормально відкритим. Витрата газу через клапан (пропускна здатність) регулюється кількістю чи розміром отворів 9,

У випадку відкритого клапана на нижню клапанну головку штока 10 діють тиски р_к р-тр і сила натягу пружини Р_п. Тоді умову закривання клапана записуємо у вигляді:

АРчакрУ2 —

де Дрзакр - перепад тиску, під дією якого клапан закривається, АРзакр ⁼ Рк~Ртр'ї /і ~ площа перерізу нижнього штуцера 12.

У випадку закритого клапана на верхню клапанну головку штока 10 також діють тиски Рк,Ртр ' сила Р_п. Тоді аналогічно (8.3) умова відкривання клапана має вигляд:

“ФвілУї ^< -^п,

де Дрвід- перепад тиску, під дією якого клапан відкривається, Дрш = рк-Ар; /і - площа перерізу верхнього штуцера 8. Зіставляємо умови (8.31) і (8.32) за силою Р_п:

Оскільки /і»/г, то Дсчщф» Лрвід- Значини Л^икр і Ду_вш можна регулювати зміною значин Р„ і /;. Сила натягу пружини ^ регулюється гайкою 13.

Комбіновані клапани як пружні елементи мають сильфон і циліндричну пружину, яка сприймає на себе частину навантаження. Це забезпечує більшу чутливість клапана до змін тисків під час відкривання та закривання.

§ 8.6 Розрахунок розміщення і параметрів пускових газліфтних клапанів аналітичним методом

Глиби на встановлення першого верхнього клапана визначається аналогічно глибині розміщення першого пускового отвору (див. § 8.4).

Для пружинних клапанів подальший розрахунок виконують аналогічно розрахунку розміщення пускових отворів, причому в момент відслонення наступного клапана попередній закривається. Клапани регулюються натягом пружини.

Дія апьфонних клапанів, які керуються тиском запомповуваного газу в затрубному просторі, подальший розрахунок виконують за формулами типу (8.15). Так, для першого клапана маємо тиск відкривання р_кВШ(і)⁼ Рк-о де Рт ~ максимальний тиск на гирлі. Оскільки в момент відкривання другого клапана перший закривається, то записуємо для цього моменту рівняння балансу тисків у затрубному просторі і в трубах на рівні другого клапана у вигляді:

де (До / Аі)і - градієнт тиску газорідинної суміші в колоні піднімальних труб вище першого клапана (зважаючи на складності визначення, звичайно беруть [Ар / Д/-)]= 02 pg, тобто це є мінімальний градієнт таску).

Аналогічно виконують розрахунки для наступних клапанів. При цьому беруть тиск відкривання першого клапана Ас_Вщ(і) = Рко; тоді розраховують гиск закривання першого клапана РкзакрП) із формули регулювання клапана з урахуванням тиску р_Квш(і); відтак беруть тиск відкривання другого клапана АсвЩ) “ЛзакрО), тобто тиск відкривання кожного наступного клапана зменшують так, щоб він дорівнював тиску закривання попереднього.

Для другого і наступних пускових клапанів, а також дія робочого клапана беруть

Рк від (я) ^—,Ркзакр(л-])^— Др,

де Де = (0,05 - 0,175) МПа - для пускових клапанів; Ар = 0,28 МПа - для робочого клапана (норми Ар дано за температури 288,5 К).

Різницю тисків відкривання клапанів встановлюють з метою створення умов для їх послідовного закривання в процесі пуску. Для забезпечення введення газу за нормальної роботи (неперервної експлуатації свердловини) лише через один робочий клапан тиск його відкривання має бути меншим за тиск відкривання останнього (нижнього) пускового клапана на 0,25 МПа і більше.

Якщо у свердловину опущено хвостовик і пакер відсутній, то міні­мальну довжину хвостовика також визначають за формулою типу (8.35).

Дальше розраховують діаметри прохідних отворів газліфтних клапанів і штуцерів до них для пропускання витрати газу,

413

яка забезпечує мінімальний градієнт тиску в колоні піднімальних труб. Розрахунки здійснюють за формулою:

Г І⁰’⁵

'■го ("г^п Рг

к

/^?тр(п) к ^ Ртр(п) ^кзатр(п-і) у (Ркзатр(п-і))

де і/_п - діаметр отвору сідла п-го клапана або штуцера, см; У_т - витрата

запомповуваного газу, м³/доб; г_г - коефіцієнт стисливості газу за

температури Т_а і тиску /?иакр(п-[);?п ^- абсолютна температура запомповуваного газу на глибині розміщення «-го клапана, К; р_г - відносна густина газу; р - коефіцієнт витрати, р =0,85;

Ркзакр(п-і) - ™^ск закривання (н-1>го клапана, р_кз_акр(»-;)=рквід(«); Ртріп)~ ™^ск У колоні піднімальних труб на глибині розміщення «-го клапана, МПа; к - показник адіабати (для природного газу к = 1,3).

Температуру Т_п визначають з умови лінійного розподілу темпера­тури запомповуваного газу в затрубному просторі свердловини:

Дата добавления: 2015-08-29