Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Ртр

ВІД

>р

; (8.28)

Рс>Ртр\ (8.29)

Ртрзакр^Рс-

(8.30)

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

jOxp і сила натягу пружини F

. Тоді умову

закривання клапана записуємо у вигляді:

4Рзакр/

>Л„ (831)

де Арзакр - перепад тиску, під дією якого клапан закривається,

Арзакр

Рк~РтрІ

fi ~ площа перерізу нижнього штуцера 12.

У випадку закритого клапана на верхню клапанну головку штока

10 також діють тиски /?

,/>тр і сила F

. Тоді аналогічно (8.3) умова

відкривання клапана має вигляд:

4Wi<^

(

)

де Арвід

перепад

тиску,

під дією

якого клапан відкривається,

Фвід

Рк-р-ц>,

f\ - площа перерізу верхнього штуцера 8.

Зіставляємо умови (8.31)

(8.32) за силою F

4Рзакр>4РвуГ7--

411

Оскільки f\ »fi, то Ар

закр

»Ар

. Значини АРзакр і AfW можна

регулювати зміною значин F

і fj. Сила натягу пружини F

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

Глибина 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.

Для сичьфонних

клапанів,

які

керуються

тиском

запомповуваного

газу в затрубному просторі, подальший розрахунок виконують за

формулами типу (8.15). Так, для першого клапана маємо тиск

відкривання /?квід(і)

.Рко; Д

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:

Рк закр(і)=^2Р£ + А

+ Р2>

(8.34)

звідки відстань між першим

другим клапанами

Рк закр(і)

г,=-

+ Р2

412

(8.35)

де

(Ар І AL)j

- градієнт тиску газорідинної суміші в колоні

піднімальних труб вище першого клапана (зважаючи на складності

визначення, звичайно беруть

(Ар

/ AL)

0,2

р g, тобто це є

мінімальний градієнт тиску).

Аналогічно виконують розрахунки для наступних клапанів. При

цьому беруть тиск відкривання першого клапана/)

КВ

щ(і)=/?

о; тоді

розраховують тиск закривання першого клапана

кзакр

(і)

із формули

регулювання клапана з урахуванням тиску/?

КВ

щ(і); відтак беруть тиск

відкривання другого клапанаА<від(2)

А<закр(і), тобто тиск відкривання

кожного наступного клапана зменшують так, щоб він дорівнював

тиску закривання попереднього.

Для другого і наступних пускових клапанів, а також для робочого

клапана беруть

Ас від (л)

Азакр

де Ар = (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

більше.

Якщо у свердловину опущено хвостовик і пакер відсутній, то міні-

мальну 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:

-,0,5

^го^-ТпРг)

.6-

0,959

•Ш

№

КЗ

акр(п-і;

Ртр(п)

А~ (

к-1

Ркзатр(п-і)

Ятр(п)

Ркзатр(п-

0,5

де d

- діаметр отвору сідла

п-го

клапана або штуцера, см; V

- витрата

запомповуваного газу, м /доб; F

- коефіцієнт стисливості газу за

температури Т

і тиску />кзакр(п-і); Т

- абсолютна температура

запомповуваного газу на глибині розміщення п-го клапана, К;

- відносна густина газу; ц - коефіцієнт витрати, ц =0,85;

Ркзакр(п-і) - тиск закривання (и-І)-го клапана, р

закр(п-і)

Рквід(

);

Ртр(п)~

тиск

колоні піднімальних труб на глибині розміщення гс-го

клапана, МПа; к - показник адіабати (для природного газу к = 1,3).

Температуру Т

визначають з умови лінійного розподілу темпера-

тури запомповуваного газу в затрубному просторі свердловини:

т„

п>

де Т

- температури на гирлі та на вибої свердловини; Н - глибина

свердловини; L

- глибина розміщення л-го клапана.

Тиск

р-гр(п)

визначають за відомим нормальним градієнтом тиску в

колоні піднімальних труб

тиском на гирлі

414

/>тр(п) = P2 + —

де

PS-

Сильфонні

клапани,

які

керуються тиском

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

щ,

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 р

на вибої за барометричною

формулою і будують графік лінійного розподілу тиску газу p(z) 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

Рв

, (8.36)

а за формулою (8.15) обчислюють Li.

Далі згідно з графіком p(z) установлюють тиск p

на глибині

відтак за формулою (8.36), взявши в ній р

= р

, знаходять другу

(кінцеву) наближену величину L'i і за формулою (8.15) - глибину Li

розміщення другого клапана.

415

Аналогічно визначають глибини розміщення решти клапанів,

попередньо припускаючи рівність відстаней L\.\= L\ як перше

наближення. Наприклад, для третього клапана беруть

визначають L3 за формулою (8.15) і з графіка p(z) тиск газу

рт,

затрубному просторі на глибині

Lj,

і перераховують

Ь'т,

за формулою

(8.36),

взявши в ній тиск р

, а відтак розраховують глибину

розміщення третього клапана

Ьт,

Згідно з другим методом для всіх клапанів різницю пускового

тиску р

о і тиску, під дією якого клапани відкриваються, беруть

Ар

кл

=1,05...1,4МПа або такою, що дорівнює 25% від робочого тиску

Відстань AL між будь-якими клапанами (крім першого)

обчислюють за формулою типу (8.36), де чисельник замінюють

величиною Ар\ =рко-0,75рр або Дс>і =p«o-pp+

(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 зшіежностями, що і для клапанів, які керуються тиском

запомновуваного газу, тільки замість тиску /?

закр(п-і) підставляють

тжкр

(

пЛ

§ 8.7 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача для умов

обмеженого і необмеженого відборів рідини за методикою

О.П. Крилова

Розрахунок передбачає визначення довжини L і діаметра d HKT,

витрати запомповуваного газу РЬзап і тисків. Такий розрахунок

здійснюють за одною

із

двох умов:

416

а) рідина із свердловини відбирається обмежено; це означає, що ві-

домо задані дебіт Q по рідині, вибійний тиск р

, витрата газу У

, 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 Q,p

Відбір рідини

обмежений

Заданий відбір рідини доцільно забезпечувати на оптимальному

режимі, за якого необхідна питома витрата газу набуває мінімальної

значини

R.Q

При цьому значина

ОШ

тим менша, чим більший тиск

р\

біля башмака піднімальних труб. Тиск р\ через втрати в лінії

газоподавання, звичайно, є на

0,3...0,4

МПа меншим за робочий тиск/?

запомповування газу. Звідси основна вимога - найповніше

використання робочого тиску

Тоді за заданого вибійного тиску р

довжина піднімальних труб

(глибина введення газу

в разі

використання робочого газліфтного клапана)

де р

- 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;

АК/Тр-СО.З + О^МПа.

Якщо тискр

=р, то труби встановлюємо на 20...30 м вище верхніх

отворів фільтра для того, щоб газ, який запомповується, 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

і?о

оггт

за формулою (6.20);

питому витрату запомповуваного газу

(і_

йв

);(838)

г "еф ~~ "• 0 ОПТ"

-a

\^p--

витрату запомповуваного газу

^озап^озапб. (8-39)

де р2 - тиск на викиді із свердловини (гирловий тиск), який виз-

начається з умови збирання та підготовки

продукції;

ро

- атмосферний

тиск; п

- задана обводненість продукції (згідно з проектом розробки).

Якщо розрахунковий діаметр d не збігається із стандартним

діаметром НКТ, 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 d

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 d\, 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).

418

У першому випадку, задавшись діаметром труб d\, за формулою

(6.16) обчислюємо дебіт

2макс на

максимальному режимі.

Якщо

3Kc=Q,

TO за формулою (6.21) визначаємо необхідну

питому витрату газу

і?омакс і

уточнюємо питому витрату

А)

зал

макс

~ G^ (8.40)

та витрату

РЬзап

запомповуваного газу.

Якщо 2макс

б> то фактичний режим роботи свердловини

перебуває між максимальним і оптимальним режимами. Тоді стосовно

того ж діаметра d\ додатково знаходимо Q

макс

відповідно

за формулами (6.15), (6.17), (6.18) і, побудувавши за двома точками

(оптимальний і максимальний режими) частину кривої ліфтування

Q(VQ),

графічно оцінюємо потрібну для ліфтування загальну витрату

газу

VQ,

а витрата запомповуваного газу

-G^Q. (8.41)

Якщо

aKc

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

Q=D

_^1

.42)

визначаємо діаметр центральних труб лінії газоподавання d

(у мм), де

- внутрішній діаметр експлуатаційної колони.

Чим менший діаметр НКТ (лінії газоподавання), тим більша

пропускна здатність затрубного простору для суміші, але більші

втрати тиску газу на тертя в НКТ. Тому для кожного діаметра

419

експлуатаційної колони

існує певний мінімальний допустимий

внутрішній діаметр НКТ

<5?

in:

Дмм

203 178 153 127

4minjMM

76 63 51 38

Тут може бути

два

варіанти щодо співвідношення

і d

, a

відповідно

їм

варіант оптимального режиму

або

варіант

максимального режиму.

Якщо d

то

попередньо визначаємо еквівалентний розра-

хунковий діаметр для центральної системи

на

оптимальному режимі,

ЯКИЙ

ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ

формулі ДЛЯ Лоопт-

=(D-d

)/2,

(8.43)

а відтак розраховуємо

от. ^0

зап

, ^0

зал-

Якщо d

]

подальший розрахунок виконуємо

для

центральної системи,

але вже на

максимальному режимі, узявши

діаметр

НКТ

таким,

що

дорівнює й?

тіп- Тоді

за

формулою (8.42)

обчислюємо діаметр

d'q, а

потім продуктивність

MaKc

Далі

аналогічно першому випадку зіставляємо заданий дебіт

Q і

продуктивність

MWC

а) якщо

Q =

SKC

то за формулою (8.43) визначаємо діаметр

d 'R

ПОТІМ

макс

зап,

б) якщо

MSRC

то

графічно оцінюємо загальну витрату газу

за формулою (8.41) розраховуємо витрату запомповуваного газу РЬзап,

2 5

3 05

причому

формулі для Vo

MaK

c замість

d '

беремо

'Q)

' ;

в) якщо 2

акс

т0

виснуємо, що

даної свердловини

по

затруб-

ному простору

на

максимальному режимі практично можна забезпе-

чити ТІЛЬКИ Відбір

MaKC

;

ПОТІМ обчИСЛЮЄМО d'R, і?0макс. А)

зап,

РЬзап-

420