де Гг Гв - температури на гирлі та на вибої свердловини; Я - глибина свердловини; Ьп - глибина розміщення п-го клапана.
Тиск визначають за відомим нормальним градієнтом тиску в
колоні піднімальних труб І тиском на гирлі
Ар
Ртр(п) - Р2 + ТТ >
де ~т =о,2р^.
Аь
Стьфонні клапани, які керуються тиском у піднімальних трубах, розміщують згідно з розрахунком за допомогою одного з двох наступних методів.
Згідно з першим.методом усі клапани в робочих умовах мають однаковий тиск відкривання рв^, який беруть таким, що дорівнює 75% від робочого (або рівного йому пускового) тиску чи на 1,05...1,4 МПа є меншим за нього. Розрахунок виконують з урахуванням того, що пусковий тиск свердловини дорівнює ЇЇ робочому тиску.
Попередньо визначають тиск газу ръ на вибої за барометричною формулою І будують графік лінійного розподілу тиску газу р(г) по глибині свердловини. У подальших розрахунках тиск запомповуваного газу на заданій глибині визначають із цього графіка.
Розраховують першу наближену величину відстані між першим і другим клапанами
1'2 =-/?в..І-Рв.‘Д.) (8.36)
Р£
а за формулою (8.15) обчислюють її.
Далі згідно з графіком р(г) установлюють тиск на глибині 1%
відтак за формулою (8,36), взявши в ній ръ = ри, знаходять другу
(кінцеву) наближену величину і!2 і за формулою (8.15) - глибину Ь2 розміщення другого клапана.
Аналогічно визначають глибини розміщення решти клапанів, попередньо припускаючи рівність відстаней ^'і як перше
наближення. Наприклад, для третього клапана беруть ІА, - визначають і з за формулою (8.15) і з графіка р(£) тиск газу р$ в затрубному просторі на глибині Із і перераховують І!3 за формулою (8.36), взявши в ній тиск рв= р а відтак розраховують глибину
розміщення третього клапана Ьу
Згідно з другим методом для всіх клапанів різницю пускового тиску рко і тиску, під дією якого клапани відкриваються, беруть Д/^=1.05...1.4 МПа або тжою, що дорівнює 25% від робочого тиску рр. Відстань ДІ між будь-якими клапанами (крім першого) обчислюють за формулою типу (8.36), де чисельник замінюють величиною Дрі =РкО-0,75рр або Ар\ =р^~рр+ (1,05... 1,4) МПа, врахувавши однорідність розмірностей. Глибину встановлення клапана обчислюють за формулою типу (8.15).
Діаметри прохідних отворів газліфтних клапанів визначають за тими ж залежностями, що і для клапанів, які керуються тиском запомповуваного газу, тільки замість тиску £>кзакр(п-]) підставляють
таскргОи).
§ 8.7 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача для умов обмеженого і необмеженого відборів рідини за методикою
О.П. Крылова
Розрахунок передбачає визначення довжини І і діаметра </ НКТ, витрати запомповуваного газу К0зап і тисків. Такий розрахунок здійснюють за одною Із двох умов:
а) рідина із свердловини відбирається обмежено; це означає, що відомо задані дебіт <2 по рідині, вибійний тиск рв, витрата газу Уг, що припливає у свердловину (причини можливого обмеження відборів розглянуто в § 5.6; зазначимо лише, що дебіт задається проектом розробки);
б) рідина із свердловини відбирається необмежено, тобто додатково підлягають визначенню 0,рв і Кг
Відбір рідини обмежений
Заданий відбір рідини доцільно забезпечувати на оптимальному режимі, за якого необхідна питома витрата газу набуває мінімальної значини И()отп' При цьому значинаЛоОПГтим менша, чим більший тиск р\ біля башмака піднімальних труб. Тиск р\ через втрати в лінії газоподавання, звичайно, є на0,3...0,4 МПа меншим за робочий тискрр замомповування газу. Звідси основна вимога - найповніше використання робочого тиску рр.
Тоді за заданого вибійного тиску рв довжина піднімальних труб (глибина введення газу в разі використання робочого газліфтного клапана)
Ь = Н-^-в~Рі~, (8.37)
Рс£
де рс - густина суміші нафти, води та газу в зоні від башмака НКТ до вибою (середня арифметична значина для умов башмака І вибою); визначається за емпіричною формулою О.П. Крилова; Р\ НРр- (0,3 4- 0,4)) МПа.
Якщо тиск рв=р, то труби встановлюємо на 20...30 м вище верхніх отворів фільтра для того, щоб газ, який заломповусться, не заважав нормальному припливу нафти у свердловину або не надходив у продуктивний пласт вверх вздовж його простягання.
417
Потім визначаємо:
діаметр труб за формулою О.П. Крилова на оптимальному режимі (7.25);
необхідну питому витрату газу йоопт за формулою (6.20); питому витрату запомповуваного газу
' ' (і-«в);(8-38)
озап- ^ Оопт ^еф - ^Оопт"
витрату запомповуваного газу
*0 зап = зап 2. (8.39)
де р2 - тиск на викиді із свердловини (гирловий тиск), який визначається з умови збирання та підготовки продукції; ро _ атмосферний тиск; пь - задана обводненість продукції (згідно з проектом розробки).
Якщо розрахунковий діаметр (і не збігається Із стандартним діаметром НКГ, то беремо найближчий менший стандартний. Тоді піднімач працюватиме в області між оптимальним і максимальним режимами.
За великих дебітів може статися, що НКТ з внутрішнім діаметром сі неможливо опустити в задану експлуатаційну колону конкретної свердловини (відомо внутрішній діаметр експлуатаційної колони). Тоді для забезпечення заданого відбору рекомендується запроектувати експлуатацію свердловини на максимальному режимі (перший випадок), обравши НКТ найбільшого діаметра <і\, які можна опустити в дану експлуатаційну колону (див. § 7.2). Якщо і в цьому разі не забезпечується заданий відбір, то треба переходити на центральну систему піднімача (другий випадок).
У першому випадку, задавшись діаметром труб сІ\, за формулою (6,16) обчислюємо дебіт бмакс на максимальному режимі.
Якщо Оижс = Q, то за формулою (6.21) визначаємо необхідну питому витрату газу /ЇЬмакс і уточнюємо питому витрату
|
зал = До шкс |
(8.40)
та витрату Кіил запомповуваного газу.
ЯкЩО бмакс > О, то фактичний режим роботи свердловини перебуває між максимальним і оптимальним режимами. Тоді стосовно того ж діаметра додатково знаходимо 20(ТГ, Г-'о мжс, У^ огтг відповідно за формулами (6.15), (6.17), (6.18) і, побудувавши за двома точками (оптимальний і максимальний режими) частину кривої ліфтування 0(У\}), фафічно оцінюємо потрібну для ліфтування загальну витрату газу Уо, а витрата запомповуваного газу
Ї 0зал Уо~ Сеф Q-
Якщо ай; < О, тобто у другому випадку, коли необхідно переходити на центральну систему піднімача, визначаємо за формулою (7.25) на оптимальному режимі еквівалентний затрубному простору діаметр dq. Потім з емпіричної формули
визначаємо діаметр центральних труб лінії газоподавання (у мм), де
О - внутрішній діаметр експлуатаційної колони.
Чим менший діаметр НКТ (лінії газоподавання), тим більша пропускна здатність затрубнош простору для суміші, але більші втрата тиску газу на тертя в НКТ. Тому для кожного діаметра
експлуатаційної колони О існує певний мінімальний допустимий внутрішній діаметр НКТ й?гтщ:
Дмм 203 178 153 127
^„,мм 76 63 51 38
Тут може бути два варіанти щодо співвідношення сІт І і/г тщ, а відповідно їм варіант оптимального режиму або варіант максимального режиму.
1. Якщо (Уг>£/гтіп, то попередньо визначаємо еквівалентний розрахунковий діаметр для центральної системи на оптимальному режимі, ЯКИЙ використовується у формулі ДЛЯ Лооітг-
* = 0>-4)/2, (8.43)
а відтак розраховуємо Яоот-, зал > ^Озагт
2. Якщо аг<(/гшь то подальший розрахунок виконуємо для центральної системи, але вже на максимальному режимі, узявши діаметр НКТ таким, що дорівнює Ягтітт Тоді за формулою (8.42) обчислюємо діаметр <і V;, а потім продуктивність Омакс Далі аналогічно першому випадку зіставляємо заданий дебіт Q і продуктивність (?макс:
а) якщо О = ^Макс, то за формулою (8.43) визначаємо діаметр А 'р>, а
ПОТІМ - ^0макс, -^0зап, ^Очапі
б) якщо Омж> то графічно оцінюємо загальну витрату газу Кц і за формулою (8.41) розраховуємо витрату запомповуваного газу Г о т причому у формулі для Г'о мжс замість 6Ґ2,5 беремо (сі д? / (сі /г)0,5;
в) якщо Оліакс< 2, то виснуємо, що з даної свердловини по затруб- ному простору на максимальному режимі практично можна забезпечити тільки відбір бмаксі ПОТІМ обчислюємо <І'ц, Иц макс, Я(,
загт> ^Озап-
Відбір рідини необмежений
Оскільки відбір рідини з пласта тут не обмежується, то основна вимога розрахунку полягає в досягненні якомога більшого дебіту свердловини Q або найменшого вибійного тиску рв. А це досягається, як видно з формули (8.37), у разі опускання піднімальних труб до вибою. Тоді труби встановлюємо на 20...30м вище верхніх отворів фільтра. Зрозуміло, що тиск біля башмака труб р і =рв.
Обмеження відбору все-таки можуть бути зумовлені або економічними, або технічними причинами, зокрема:
а) обмежена питома витрата запомповуваного газу тобто з економічних міркувань задаємо допустиму питому витрату запомповуваного газу До доп №) зал = Яодоп)/
б) обмежена пропускна здатність піднімача (технічна причина).
У першому випадку заданої питомої витрати газу Лодоп невідомими є вибійний тиск рв і діаметр піднімальних труб і/. Для їх визначення
складаємо систему двох рівнянь, вважаючи режим роботи
оптимальним стосовно кільцевої системи піднімача:
Я0 ДОП + ^еф = *0 ОПТ І
_ [ (8,44)
£?пл — О-опт \
або в розгорненому вигляді
Г „ ІРІ + Р2..її/, \ 0,2Шр§ирг-(рі-р2)]
Со-«р -„1°-».)-
(у,, 5М (я-и)- І^-(Д-и)1
м2-5
де £?гиі, Оопт - дебіт свердловини відповідно за рівнянням припливу і за формулою оптимального подавання.
Із системи рівнянь (8.45) методом ітерацій з допомогою ПЕОМ знаходимо вибійний тиск рв і діаметр піднімальних труб сі, причому р і - рв, а відтак дебіт свердловини Q за рівнянням припливу і витрату запомповуваного газу Гоші = ^Одоп Q■
Оскільки р\ =рь, то в разі “ручного” розрахунку, виражаючи з першого рівняння діаметр сі і підставляючи його в друге, дістаємо вибійний тиск ра, потім за рівнянням припливу - дебіт свердловини, а витрату газу - за рівнянням
^Озап “■/ЇОдоп (?• (8.46)
Діаметр (і неістотно впливає на результат визначення вибійного тиску рь, тому з метою спрощення розрахунків можна спочатку задати <^=63 мм, з першого рівняння визначити вибійний тиск рь (причому рі ^рв)', за рівнянням припливу обчислити дебіт О, а тоді за рівнянням (7,25) - діаметр сі на оптимальному режимі.
Стосовно до глибоких свердловин може статися, що робочий тиск Рр і, відповідно, тиск біля башмака піднімальних труб є меншим вибійного тиску, тобто р\ < рь. Тоді глибину Ь виражаємо за формулою (8.37) так само, як стосовно обмеженого відбору, і підставляємо в рівняння системи (8.45).
Якщо розрахунковий діаметр НКТ й перевищує максимально можливий діаметр НКТ (/'для заданої експлуатаційної колони конкретної свердловини або питома витрата запомповуваного газу не обмежується (другий випадок), то розрахунок виконуємо для центральної системи піднімача наступним чином.
У разі, якщо розрахунковий діаметр й перевищує максимально
можливий діаметр йҐ, тобто іі> <і', то беремо ії = сіо і з формули
(8.42) знаходимо сіГ. Відтак маємо два можливі варіанти,
422
1. Якщо <Зг>(Ітііь то піднімач працюватиме за центральної системи на оптимальному режимі.
2. Якщо <іг<(ігтт, то піднімач не може пропустити дебіту, визначеного для оптимального режиму за центральної системи з умови заданого До доп-
Тоді, якщо с!г< і/гпш, а також у другому випадку, коли обмежена пропускна здатність піднімача, задаємо значину діаметра труб <^гтт і за формулою (8.42) визначаємо еквівалентний діаметр */д. Вибійний тиск рй встановлюємо з умови спільної узгодженої роботи пласта і газліфтного піднімача на максимальному режимі:
Qnn ~ Qt
або
(8.48)
Довжину труб L виражаємо за формулою (8.37) і підставляємо в рівняння (8.48). Це необхідно для узгодження наявного (заданого) робочого тиску Рр з розрахованим тиском р\. Якщо можливо, то беремо р\ = рв.
Далі визначаємо дебіт О за рівнянням припливу, d д - за формулою
(8.43), Ä0 макс) Jan і зал" за відповідними формулами.
Якщо відбирання рідини по затрубному простору неприпустиме (наприклад, має місце відкладання парафіну у стовбурі), то обмежуємося лише кільцевою системою піднімача.
§ 8.8 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача з використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
Даний розрахунок на відміну від попереднього дає змогу врахувати особливості потоку і зміну властивостей газорідинної суміші вздовж стовбура свердловини, а також мінімізувати витрату енергії, що подасться у свердловину.
Для виконання розрахунку мають бути відомими такі дані: умови припливу флюїдів (дебіт свердловини £>„ обводненість продукції яв, газовий фактор Со, тиски вибійний рь І пластовий коефіцієнт продуктивності або рівняння припливу); тиск на гирлі (викиді) свердловини Рь властивості флюїдів; геотерма; глибина Н свердловини; діаметр експлуатаційної колони.
У результаті розрахунку треба визначити глибину І введення газу (довжину піднімальних труб); діаметр <1 піднімальних труб; витрату запомповуваного ту Ко^; робочий тиск рр помпування газу. Розрахунок зводиться до перебирання різних варіантів поєднання значин визначуваних параметрів, частина з яких задасться, а також до графічних побудов кривих розподілу тиску.
Побудова правих розподілу тиску
Виходячи з реальних можливостей або технологічних міркувань, задаємо діаметр (і піднімальних труб (НКТ) і питому витрату запомповуваного газу.
Залежно від дебіту свердловини рекомендуються такі внутрішні діаметри піднімальних труб:
д, м3/доб 20...50 50...70 70...250 250...350 понад 350
СІ мм 40,3 50,3 62 76 88,6
Задаємося також способом введення газу в НКТ (через башмак НКТ або через робочий і’азліфтний клапан). У разі введення газу через башмак довжина НКТ дорівнює глибині введення газу. Якщо постає потреба опустити НКТ до вибою, то газ уводяїь через газліфтний клапан.
Глибину введення газу Ь і робочий тиск помпування газу рр визначаємо так. Будуємо криву розподілу тиску ріг) в обсадній колоні або в НКТ (якщо труби опущено до вибою) згідно з будь-якою методикою розрахунку (див. § 6.5), починаючи від вибійного тиску рв кроками за принципом “знизу вверх”, а також криву розподілу тиску в НКТ з урахуванням заданої величини витрати запомловуваного газу, починаючи від гирлового тиску р2 кроками за принципом “зверху вниз”. Після цього обидві криві р(і) суміщаємо на одному графіку. Точка їх перетину (рис. 8.4) визначає глибину введення газу Ь і тиск біля башмака НКТ (у точці введення газу)/?].
Рисунок 8.4- Криві розподілу тиску вздовж стовбура газліфтної свердловини |
Робочий тиск рр розраховуємо або за формулою Адамова для потоку газу, або за барометричною формулою (без урахування втрат тиску на тертя газу).
Далі задаємося іншими значинами питомої витрати запомпову- ваного газу До зал і аналогічно визначаємо відповідні їм величини Ь, р] і рр (див. рис. 8.4).
Такі ж розрахунки і побудови можна виконувати для інших заданих діаметрів НКТ.
Тоді вибираємо умови (режими) роботи, які або найбільше відповідають конкретній обстановці або є оптимальними.
Оптимальним можна вважати режим, що характеризується мінімумом питомої енергії, яка подається у свердловину і припадає на одиницю витрати рідини (для більш точного розрахунку розширення газу слід вважати політропічним):
=Я0їЕшЛ>Іп— (8.49)
Рі
або, вважаючи газ реальним,
*0»^ 1пА (8 50)
Т0 Р2
де гг - коефіцієнт стисливості (надстисливості) газу, визначений за середньої температури у свердловині Тс і середнього тиску Рс = (Рі +Р2)/2.
Використання номограм розподілу тиску
У випадку багаторазового повторення (для багатьох свердловин) розрахунків 'їх можна скоротити, використовуючи номограми розподілу тиску (рис. 8.5), побудовані з урахуванням властивостей рідин і газу даного родовища, середньої температури потоку, різних дебітів, обводненості, різних діаметрів труб.
Крайня права крива номограми (Йо= 0) відповідає профілю тиску потоку негазованої рідини, а крайня ліва (До —»») - профілю тиску з мінімальним градієнтом тиску. Із збільшенням питомої витрати газу Ло понад наведені значили на номограмі для конкретної глибини градієнт тиску зменшується і профіль тиску зміщується вліво. Тому розрахунок кривої розподілу тиску слід обмежувати профілем з мінімальним градієнтом.
0 4 8 12 16 Р- м,1а
Рисунок 8.5 - Приклад номограми розподілу тиску вздовж стовбура свердловини за різних питомих витрат газу /?[> (внутрішній діаметр З, труб - 73 мм, дебіт нафти - 1272 м /добу за відсутності води; густина нафти - 850 кг/м^; відносна густина газу - 0,65) |
З використанням номограм розрахунок виконуємо у такій послідовності:
а) задаємося рядом значин діаметрів НКТ;
б) на кальці в масштабі номограми наносимо осі тиску і глибини, зазначаємо глибину свердловини Н, тиски pJWt рв і pi,
в) кальку накладаємо на номограму (для заданих дебіту, обвод- неності та одного заданого діаметра труб - НКТ або обсадної колони) так, щоб осі глибин збіглись, і переміщуємо вздовж осі глибин так, щоб точка (р% Н) сумістилась з кривою И(\ = Сеф, де б'єф - експлуатаційний газовий фактор з урахуванням обвод- неності продукції (ефективний газовий фактор); цю криву переносимо на кальку (якщо такої кривої на номограмі немає, то вона інтерполюється); у результаті отримуємо першу криву р{і) (див. раніше) в експлуатаційній колоні (якщо газ вводиться через башмак НКТ) або в колоні НКТ (якщо газ вводиться через робочий газліфтний клапан);
г) знову кальку аналогічно накладаємо на номограму (для заданих дебіту, обводненості та діаметра НКТ) І переміщуємо вздовж осі глибин так, щоб точка (ру, 0) послідовно суміщувалась з кривими для різних значин Яо > С?еф; ЦІ криві переносимо на кальку; у результаті отримуємо ряд других кривихр(г);
г) точки перетину усіх кривих р(г) дають сукупність значин Д рр, Яозап = «о - Сеф, які визначають можливі режими роботи газліфтної свердловини;
д) аналогічно повторюємо визначення для інших діаметрів НКТ;
е) вибираємо умови роботи свердловини, наприклад такі, які відповідають найменшій значині /?0зап-
Якщо газліфтних свердловин багато, то стосовно до конкретного покладу складають таблицю залежності необхідного діаметра НКТ від дебіту свердловини.
За такою методикою порівняно з аналітичним розрахунком можна врахувати більшу кількість чинників, що впливають на розміщення клапанів.
Для цього необхідно мати номоі-раму (див. рис, 8,5) розподілу тиску р(") для умов даної свердловини; кальку з нанесеними осями тиску і глибини в такому самому масштабі, що й на номограмі р(і). Для кращого розуміння виділяємо окремі розрахунки.
Попередні визначення і побудови
На кальку наносимо значили глибини свердловини Н, тисків рпл і Рв і Рг* робочого тиску газу в кільцевому просторі на гирлі свердловини рт і температури на гирлі Ті, провівши вісь температур (рис, 8.6).
З точки (рпп, Н) проводимо пряму 1 розподілу гідростатичного тиску в непрацюючій свердловині, нахил якої визначається густиною рідини. Перетин прямої І з віссю глибин зазначає відстань від гирла до статичного рівня /г'ст.
З точки (рв, Н) проводимо криву 2 розподілу тиску газорідинного потоку від вибою вгору вздовж колони НКТ або вздовж обсадної колони (якщо труби опущено практично тільки до глибини встановлення робочого клапана), для чого, суміщуючи кальку з номоірамою, і іаюіадаємо точку (рв, Н) на криву Д") з параметром До = Сеф.
Із точки (рв, Н) проводимо також криву 3 розподілу гідродинамічного тиску потоку негазованої рідини (крива з параметром Іі[\ = 0). Нахил її відрізняється від нахилу прямої 1 на значину градієнта шску натертя.
З точки (р2, 0) проводимо криву 4 розподілу мінімального градієнта тиску (і?о~ птах), для чого накладаємо точку 0) на криву р(г) з параметром /?о=тах (ліва обвідна крива) в разі збігу осей глибин на кальці та номограмі.
З точки (72) 0) проводимо криву 5 зміни температури вздовж стовбура свердловини (див. § 6.5).
З точки (рко, 0) проводимо криву 6 (можна обмежитися прямою) зміни тиску газу в кільцевому (затрубному) просторі, розраховану за барометричною формулою:
0, 03415рг г
Л(г) = рк0е "гГс > (8-51)
де рг - відносна густина газу (за повітрям);?г ~~ середній коефіцієнт стисливості (надстисливості) газу за середніх значин тиску і температури, що визначаються методом послідовних наближень; Тс - середня температура газу (для ЇЇ розрахунку використовуємо криву 5 розподілу температури вздовж стовбура).
Від принципу дії пускових клапанів дещо залежить перебіг процесу пуску свердловини. Розглянемо процес пуску з використанням найпоширеніших сильфонних клапанів, керованих тиском газу в кільцевому просторі (див. рис. 8.3, а або б). їх особливість полягає в тому, що після початку подавання газу в кільцевий простір усі клапани у свердловині відкриваються. На лінії газоподавання біля гирла свердловини або в газорозподільчій батареї встановлюють регульований штуцер. У міру введення газу через наступний клапан для того, щоб попередні (що лежать вище) клапани залишалися закритими, тиск газу в кільцевому просторі ступінчасто знижують. Тиск відкривання наступного клапана є меншим за тиск відкривання кожного попереднього (що лежить вище).
Розрахунок клапанів передбачає визначення глибини їх встановлення, витрати газу через кожний клапан, діаметра отвору сідла кожного клапана, їх типорозмірів і параметрів тарування.
Розрахунок першого верхнього пускового клапана
Розрахунок глибини Ь\ встановлення першого клапана доцільніше виконувати аналітичним методом за формулою (8.11) або (8.12) щодо глибини встановлення першого пускового отвору.
Величину Ь[ можна встановити також графічно. Для цього визначаємо відстань від гирла до зведеного рівня рідини в НКТ після подавання газу в кільцевий простір:
*»=(0^;)-^. (8-52)
де А ст - глибина статичного рівня (відстань від гирла свердловини до статичного рівня); Ь'\ - зниження рівня рідини в кільцевому просторі нижче статичного рівня, що визначається з формули пускового тиску (8.10); А| - підвищення рівня рідини в НКТ над зниженим рівнем у кільцевому просі орі, А] = (рко-рі) І(Р £).
Під час 11> ику свердловини вибійний тиск спочатку перевищує пластовий тиск рт, а потім стає меншим за нього, тобто відмічається спочатку поглинання рідини пластом і відтак приплив рідини із пласта, що вносить зміни в розрахункове розміщення клапанів. Якщо пуск здійснюється подаванням газу від компресорної станції, то можна вважати, що поглинання в разі розрахунку }гт відсутнє (за великої витрати газу протискування рівня короткочасне і за цей час пласт поглинає дуже малий об’єм рідини). Поглинання зумовлює збільшення значини Ь\. Зазначимо, що приплив рідини враховується із запасом, оскільки витрату газу через кожний клапан розраховуємо нижче за дебітом свердловини під час нормальної робота (під час наступної експлуатації).
Рисунок 8,6- Схема до графічного розрахунку глибини встановлення газліфтних клапанів Якщо ЛЗЕ < 0, то відбувається переливання рідини. Величина Ь\ визначається як глибина, що відповідає положенню точки перетину прямої 7, проведеної з точки (рг; 0) паралельно прямій 1, із кривою, віддаленою від кривої 6 на величину = 0,3 МПа (див. рис. 8.6). |
Початковий перепад тиску &р'т забезпечує можливість надходження газу з кільцевого простору в НКТ, зумовлюється глибиною встановлена клапана, яка ще невідома і береться орієнтовно.
Якщо Аж > 0 (переливання рідини відсутнє), го рівень рідини в НКТ знаходиться нижче гирла; побудову прямої 7 починаємо тоді не з точки (р2і 0), а зточки (рї, /ы).
Побудувавши горизонталь на рівні глибини Ь], у точках перетину її з лініями 4 і 6 визначаємо тиск газу в кільцевому просторі на рівні першої-о клапана;зкц І мінімальний тиск суміші в колоні НКТ на
цьому самому рівні Р™*” (див. рис. 8,6).
За найближчою знизу від точки тиску р тітп кривою, що відходить
трь І
від кривої мінімального градієнта тиску, встановлюємо питому витрату газу Лої (див. криву Н$\ на рис. 8.6). Тоді мінімальна витрата газу через перший пусковий клапан (для мінімального градієнта тиску в колоні НКТ вище цього клапана):
Уо і =*оі0 (8.53)
де 2 _ дебіт свердловини по рідині за нормальної роботи.
Температуру газу в затрубному просторі на рівні першого клапана Ті] визначаємо в точці перетину горизонталі і; з кривою 5.
Діаметр отвору сідла клапана сІ^і або розраховуємо з використанням формули ЕіолітропІчного витікання Ідеального газу через штуцер, або знаходимо за номограмою. За тиск на вході беремо тискркц,а на виході - тиск. Номограму побудовано для газу з відносною Гус-
іиною рг по повітрю, що дорівнює 0,65 за температури Т= 288,8 К.
Дія інших умов під час розрахунку діамеїра витрату газу Г'оі перемножуємо на поправковий коефіцієнт:
Кп -0,0731 (8.54)
За діаметром отвору сідла вибираємо типорозмір клапана, беручи клапан із найближчим більшим отвором сідла.
Потім визначаємо тарувальні параметри клапана:
а) тиск у його сильфоні (тиск закривання) на глибині встановлення клапана за рівнянням, отриманим із рівняння (8.17):
ті п
і.. і пін і„
РкЦ Р трі, І КІ
р =----------------- (8.55)
1 І + *к,
б) температурний коефіцієнтні за температурою Тц;
в) тиск зарядки сильфона рм,і за формулою (8.26);
г) номінальний тиск тарування Рномі за формулою (8.24),
Розрахунок другого пускового клапана
Глибину встановлення другого пускового клапана визначаємо за ординатою точки перетину прямої 8 (див. рис. 8.6), проведеної з точки р паралельно кривій 3, Із кривою, віддаленою від кривої 6 на
відстані вздовж абсциси Др2 = Д»^, + Е Тут Е \ = 0,1 МПа - взяте апріорі зниження тиску газу в затрубному просторі на гирлі, що сприяє запобіганню відкривання першого клапана в момент надходження газу через другий клапан; приблизно дорівнює так званому трубному ефекту першого клапана Е\, тобто Е\ =Е \.
У момент надходження газу через другий клапан у НКТ встановлюється профіль тиску, який відповідає пунктирній кривій 9.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 20 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
