Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

клапана

на

величину

так

называемого

«трубного

эффекта» первого клапа-

на

Э\:

9I=(PT

maiLl—рт minl.i)&i,

где

ki —

конструктивный коэффициент, имеющийся

паспорте клапана;

kv=

(В/А)/(1—В/А);

—

площадь сильфона;

В —

площадь отверстия седла

клапана.

Чтобы определить трубный эффект первого клапана, нужно знать место-

положение второго клапана.

Но

чтобы знать точную глубину установки

вто-

рого клапана, нужно располагать значением трубного эффекта первого.

Вый-

ти

из

этого положения можно, задавшись перепадом давления

на

втором

клапане,

заведомо большим,

чем

трубный эффект первого клапана. Обычно

трубный эффект пусковых газлифтных клапанов редко превышает

0,1

МПа.

Поэтому, задавшись перепадом давления

на

втором клапане

в 0,3

МПа,

мы

не

только предотвращаем открытие первого клапана,

но и

создаем некото-

рый

начальный перепад давления

на

втором.

2. Определяем минимальный

расход

газа

для

получения минимального

градиента давления

колонне

НКТ

выше первого пускового клапана.

Из

номограммы

(см. рис.

II 1.17) видно,

что с

уменьшением давления

минимальный

градиент может быть получен

при

меньших газожидкостных

отношениях,

т. е. чем

выше расположен пуоковой клапан

(чем

меньше

Рт min),

тем

меньший

расход

газа необходим

для

достижения минимального

градиента.

Отмечаем

на

кривой минимального градиента

(см. рис.

III.17,

левая

кривая)

точку давления, равного

т1пы.

Значение

ао

ближайшей снизу

кривой,

отходящей

от

кривой минимального градиента

(см. рис.

III.21

кри-

вая

\),

позволит определить минимальный

расход

газа через первый пуско-

вой клапан

о\\

»i=«oiQ. (III.106)

3. Диаметр отверстия седла

пусковом клапане определяем

по

номо-

грамме

(рис.

111.22).

За

давление

на

входе

принимается

ы,

а на

выходе

Рт minLi. Номограмма построена

для

газа, относительная плотнпсть которого

Расход

газа

при

нормальных

условиях, тыс. м7сут

20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280

5,0

6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0

13,0 14,0

Давление

на

входе, МПа

Рис.

111.22.

Номограмма

для

определения диаметра седла клапана

Пунктиром показана схема определения диаметра отверстия

для

первого

третьего

клапанов

121

по

воздуху

0,65 при температуре 15,6 "С. Для

других

условий

расход

газа

рекомендуется скорректировать. Величина поправочного коэффициента k

определяется по следующей формуле:

£ =

0,0731

КГД, (III. 107)

где Л — относительная плотность газа; Т — температура на глубине установ-

ки

первого клапана, К.

Расчет второго пускового клапана

1. Определение глубины установки клапана. Из точки р

тты прово-

дится прямая, параллельная линии 2 на рис. 111.21. Глубина установки вто-

рого клапана L

соответствует

точке на этой прямой, где давление на 0,3 МПа

меньше,

чем в межтрубном пространстве, р

mini,2 — давление на глубине L

по

кривой минимального градиента (5).

Когда газ начнет поступать в

трубы

через второй клапан, давление в них

на

глубине установки первого клапана повысится до р

тахы- Чтобы опре-

делить это давление, накладываем кальку (см. рис.

111.21)

на номограмму

(см.

рис.

111.17)

таким образом, чтобы оси глубин и давлений были парал-

лельны, а р

находилось на кривой минимального градиента давления. Пе-

редвигая точку р

ПО кривой минимального градиента (оси при этом парал-

лельны),

добиваемся, чтобы одна из кривых с некоторым do проходила одно-

временно через точки р

и р

ы — 0,3 МПа. Проводим эту кривую на кальке.

Пересечение ее с горизонталью L\ и

даст

нам р

тахьь

Чтобы первый клапан был закрыт во время подачи газа через второй,

давление закачиваемого газа должно быть снижено на величину трубного

эффекта:

Э\= (р

maiLl—Рт mmz.l)&l- (III.108)

2. Определение минимального расхода закачиваемого газа для достиже-

ния

минимального градиента в

трубах

выше второго клапана проводится

так

же, как для предыдущего клапана: калька накладывается на номограм-

му рис. II 1.17. Передвигая ее по оси глубин, накладывают точку р

на кри-

вую минимального градиента. Обводят на ней кривую, отходящую вправо

из

точки р

mini.2, или же ближайшую снизу (см. рис.

III.21,

кривая Оог).

Расход газа через второй клапан

V2=awQ-

3. Диаметр отверстия в клапане определяют по номограмме (см.

рис.

III.22).

За давление на

входе

принимают Рг

ы—Эь

на

выходе

mini,».

Затем проводится поправка на действительную плотность газа и темпе-

ратуру.

Расчет третьего пускового клапана

1. Определение глубины его установки.

Через точку р

mini.2 проводим прямую, параллельную линии 2 (см.

рис.

111.21).

За глубину установки третьего клапана L

принимаем точку на

этой

прямой, где давление меньше межтрубного на этой глубине (кривая 4)

на

величину 0,3

МПа+З;

т Ш

1ш.з давление в

трубах

на глубине L

по кри-

вой минимального градиента давления.

Когда газ начнет поступать в колонну НКТ через третий клапан, давле-

ние

в ней на уровне второго клапана повысится до р

maxi.2. которое опре-

деляется так же, как в предыдущем случае. Калька (см. рис. III.21) пере-

мещается по номограмме (см. рис. II 1.17) таким образом, чтобы точка р

находилась на кривой минимального градиента давления номограммы (оси

параллельны). При этом найдется кривая с некоторым значением ао, прохо-

дящая одновременно через точки р

и/>гь>—(0,3 МПа-)-.?!). Она обводится

на

кальке (см. рис. II 1.21, пунктирная кривая); р

т max Lt

—давление на

глубине Z-2 на этой кривой.

122

Для того, чтобы второй клапан оставался закрытым

во

время подачи

газа через третий, давление закачиваемого газа должно быть меньше давле-

ния

открытия второго клапана

на

величину

(Р

max

Рт min Z.

)

•

2. Минимальный расход газа через третий клапан определяется таким

же образом,

что и в

предыдущем случае.

3. Диаметр отверстия

клапане определяется

по рис.

III.22:

давление

на

входе

т L

—

(Э

), давление

на

выходе

ч mIn tj

Расчет следующих клапанов

Определение места установки

расчеты следующих клапанов проводятся

описанным

способом вплоть

до

глубины,

по

крайней мере равной минималь-

ной

глубине установки рабочего клапана.

Если

мы

располагаем достаточно большим давлением закачиваемого

га-

за,

то для

уменьшения удельного расхода можно продолжать дальнейшую

расстановку пусковых клапанов. Предельная глубина установки рабочего

клапана

будет

определяться пересечением кривой

/ с

прямой

л-1

i,параллельной прямой

4 (см. рис.

III.19).

Тарировка пусковых клапанов

Рассмотрим лишь особенность регулировки пусковых клапанов

для пе-

риодического газлифта. Приведем характеристики клапанов, необходимые

при

расчете газлифтного подъемника. Схема сильфон-

ного пускового клапана представлена

на рис.

111.23,

где

—

давление

сильфоне;

—

давление закачи-

ваемого газа

на

глубине установки клапана;

—

дав-

ление

трубах

на

глубине установки клапана.

Условие открытия клапана:

Разделив неравенство

на (А—В) и

обозначив

= •

в—коэффициент клапана,

к' = . р

—

коэффициент

сильфона, получим

Pr+Prk^pck'.

(Ш.109)

В неравенстве (Ш.109)

k и

й'—конструктивные

коэффициенты,

причем k'=\+k.

Регулировка клапанов проводится

на

тарировоч-

ном

стенде.

За

номинальное давление регулировки

принимается

такое внешнее давление,

при

котором

клапан

открывается

при

температуре

20 °С и

атмосфер-

ном

давлении, действующем

на

клапан. Тогда условие

открытия клапана (III.109)

будет

следующим:

Pcnk',

(ШЛЮ)

где

—

давление

сильфоне

при

нормальной

тем-

пературе.

В месте установки клапана

при

температуре

давление

сильфоне

будет

Рис.

111.23. Схема сильфонного газлифтного

кла-

пана

123

273 + t

Pc— Pc н 293 ~ftB

где c

— температурный коэффициент

Из

условия (III.109) давление открытия клапана

рт

о=Рс

nCik'—p^k.

Учитывая равенство (ШЛЮ), получим:

(ШЛИ)

По

формуле (ШЛИ) можно определить номинальное давление регули-

ровки клапана, который должен открыться при

л-1

Pr°=-PrLn—

1=1

Рг ~

Рт

mih 1м-

Условие закрытия клапана

(Ш.

112)

Давление закрытия клапана

Пример

расчета.

Определить

расход

рабочего агента газлифтной скважины с дебитом

125

/сут,

рассчитать места установки пусковых клапанов, диаметры отвер-

стий и параметры тарировки клапанов.

Исходные данные: диаметр НКТ (внутренний) 50 мм; внутренний диа-

метр обсадной колонны 127 мм; глубина скважины (расстояние до верхних

отверстий фильтра) //=1580 м; пластовое давление р

=9,5 МПа;

коэффи-

циент продуктивности /(=70 м

/1(сут-МПа); обводненность продукции В=0;

плотность нефти р=820 кг/м

; газовый фактор /=55 м

/м

; плотность газа

(по

воздуху)

Д=0,65; максимальное давление нагнетаемого газа р

=6,5МПа;

необходимое давление на

устье

=1 МПа.

Изменение

температуры вдоль ствола в работающей и остановленной

скважине представлено на рис.

111.24.

Предварительные определения

Ap=Q//(=

1,8 МПа; р

=7,7 МПа.

На

кальке-диаграмме (рис. Ш.25)

на глубине 1580 м наносят р

=9,5

МПа (точка 1) и забойное давление Рз=7,7 МПа (точка 2), помимо

этого наносят значение р

=1,0 МПа (точка 3) и рг=6,5 МПа (точка 4).

Далее, используя номограмму (см. рис.

III.

17),

отвечающую

условиям

скважине, и действуя согласно приведенным правилам, проводим:

из

точки 2 (р

= 7,7 МПа) кривые распределения давления в работающей

скважине при ао=0 через точки 2 и 5 и а

=Г=55 м

/м

(через точки 2, В,

А);

последняя

будет

кривой распределения давления ниже точки закачки

газа при работе скважины на установившемся режиме;

'Если

за нормальную температуру при тарировке клапанов принимается

f—15,6°C,

то

£(-(273+0/283,6.

Обозначения на рис. III .25 не

нанесены,

они соответствуют обозначениям на

рнс.

III.

19.

124

400

800

1200

Я,

40 «0

80!,°С

200

400

()00

800

1000

1200

1400

1500

H, м

2 3 4 .5 (i

7 8

/>.MIIa

3Vs

' ' ' |fl ' ' ' '

•

\^\ 1

-8 V>\ \ |

s. \\\\ \^ |

^\^

^^\i^Ss

111

7 \2 1

Рис. Ш.24. Изменение тем-

пературы- вдоль ствола

скважины

(к примеру рас-

чета):

— в

работающей

скважине;

2—в

остановленной

скважине

Рис.

II 1.25. Графический метод расстановки клапанов (к примеру расчета)

из

точки / (р

= 9,5 МПа) прямую распределения давления в неработаю-

щей

скважине (через точки /ив);

из

точки 4

(рг==6,5

МПа) кривую распределения давления в межтруб-

ном

пространстве (через точки 4 и 6), рассчитанную по формуле (III.104)

для условий А=0,65, 2=0,9 при принятой средней температуре 68 "С (см.

рис.

Ш.24); давление на глубине 1580 м

будет

7,3 МПа;

из

точки 3 (Ру =

МПа) кривую минимального градиента давления выше

точки закачки газа

{через

точки 3 и 7).

Клапан

№ 1.

Определим глубину установки первого клапана по формулам III.105 и

III.105

или графически (см. рис.

III.25)

Z.,

= 450 +

10'(6.5—

1,0)50'

820-10-127»

554 м.

(6.5

->~

820-10

1) 10

670 м.

Глубина установки первого клапана Z-i = 670 м (точка 9), р

mim.i =

МПа (точка 10) при aoi=100 м

/м

. Расход газа в сутки V= 100-125=

12 500

м'/сут.

Коэффициент корректировки расхода газа (III.107) й =

=0,0731 У

0,65-323

=1,06.

Расход газа на глубине установки клапана; Vi= 12 500

•

1,06=

13 200

/сут.

По

номограмме рис. II 1.22 определим диаметр отверстия в седле клапа-

на;

при давлении на

входе

ы=6,83 МПа (см. рис.

11&25,

точка /5) и на

выходе

Рт mini,i=3,0 МПа (точка 10) для обеспечения расхода 13 200

/суг

необходимо отверстие диаметром 3,8 мм *. Принимаем минимальный диа-

метр 4,8 мм для клапана ВК; fei=0,104 (табл.

III.6).

•Обозначения

на

рнс. 111.21.

рис. III.25 не

нанесены,

они

соответствуют

обозначениям

на

125

ТАБЛИЦА Ш. 6

ЗНАЧЕНИЕ

КОЭФФИЦИЕНТА * ДЛЯ КЛАПАНОВ

Параметры

Диаметр седла

клапана,

мм

КС-20,25

0,067

6,5

0,118

0,190

КС-38

0,033

6,5

0,057

0,089

9,6

0,130

0,225

вк,

вк-1

4,8

0,104

6,4

0,196

7,9

0.342

Клапан

№ 2

Проводим

из

точки

10 (р

mini.i=3,0

МПа)

прямую, параллельную

2—5

(а

=О).

Глубина установки второго клапана находится

на

этой прямой,

где

давление

колонне

НКТ

будет

ниже давления

межтрубном пространстве

л-2

на

величину 0,ЗМПа+2

(точка

//).

(=0

л—2 я=2

Так

как V 3, = 0, то 0,3 + 2

/=0

i=Q

0,ЗМПа.

Согласно

рис.

111.25, L

=1080

(точка

12).

тахы=4

МПа

(точка

13)

соответствует ав=45 м

/м

(кривая

3—13—11):

3i=^i(p

maiI.l—Рт

minI.l")=0,104-1,0=0,104

МПа,

Рт

mini,2=4,3

МПа

(точка

14 на

кривой

3—10—7)

для

о<)

=150

-t

Расход газа

при

нормальных условиях

= 150-125=18

750

/сут.

Коэффициент

корректировки расхода

= 1,09

(Д

0,65; *

=68°С).

Расход газа

на

глубине

. V

= 18

750-1,09=20

500

/сут.

л—1

Давление

на

входе

г и

— 2 Э,= 7,03

—0,104

= 6,93 МПа.

/=о

Давление

на

выходе

minb2=4,3

МПа

(точка

14).

По

номограмме

(см. рис.

111.22)

находим диаметр отверстия, равный

4,5

мм.

Принимаем

его

равным

4,8 мм для

клапана

ВК;

=0,104

(табл.

Ш.6).

Как

видно

из рис.

III.26,

можно ограничиться двумя клапанами, исполь-

зуя второй клапан

как

рабочий.

Но это

нежелательно. Во-первых, удельный

расход газа

будет

достаточно высок. Кривая p=f(H), которую можно

про-

вести

на рис.

111.25

между точками

А и 3

(р

МПа), имеет газожидкост-

ное

отношение ао=125 м

/м

;

учетом пластового газового фактора удель-

ный

расход газа

будет

~70

/м

. Во-вторых, даже

при

незначительном

уменьшении пластового давления (порядка

0,2—0,3

МПа)

запланированный

дебит

не

будет

обеспечен. Поэтому целесообразно установить третий клапан.

Клапан

№ 3

Проводим

из

точки

14 {p

TmlnL2

= 4,3 МПа)

параллель прямой (<х„

= 0).

Глубина установки третьего клапана

определяется точкой

16, где

давление

колонне

труб

ниже давления

межтрубном пространстве

на 0,3

МПа

•Схема

определения

диаметра

отверстия

на рис,

IH.22

показана

стрелками.

л—2 я—2

«: 2

/ = °.

105

МПа. Согласно рис.

III.25,

=1345

м (точка /7)

/=0 (=0

Рт

maxL2=5,3 МПа (точка 18), полученное при <io=65 м

/м

г = k,U>

T max

L.-Л mint, =

0,104(5,3-4,3)

= 0,104 МПа;

л—1

2 5,= 0,21 МПа.

Третий клапан

будет

последним, так как параллельная прямой (при о

=0),

проведенная из точки р

min£3=5,2

МПа (точка 19), не пересекает

кривую А—В—2 распределения давления ниже точки закачки газа. На глу-

бине Li устанавливается рабочий клапан или муфта с калиброванным отвер-

стием.

Определим расход газа через калиброванное отверстие. Накладываем

кальку (см. рис.

111.25)

на номограмму (см. рис. III.17) и проводим кривую

р=1(Н), соединяющую точки (р=1 МПа) и В. Газожидкостное отношение

этой

кривой ао=85 м

/м

. Учитывая пластовый газовый фактор Л=55 м

/м\

принимаем

несколько больший удельный расход газа

#=35

/м

На

глубине расположения рабочего отверстия при установившемся ре-

жиме работы скважины /=87 °С (см. рис.

111.24,

кривая 2). Для газа плот-

ностью Д=0,65 fe=l,12 (111.107). С учетом коэффициента коррекции расход

газа через отверстие V^=35-125-1,12=4900

/сут.

Давление на выходе из

отверстия р

=6,0 МПа (точка В). Давление на

входе

по методике «Камко»

рекомендуется следующее:

л—1

А-л,— 2

•

(

Л7—0,21

=6,96 МПа.

(=0

Рабочее давление закачки газа (приведенное к уровню рабочего клапа-

на

оно

будет

соответствовать давлению на

входе

в клапан) должно быть

ниже давления закрытия пусковых клапанов на глубине их установки. Для

определения рабочего давления необходимы расчеты тарировки пусковых

клапанов.

Для рассматриваемого примера результаты расчетов сведены

табл. II 1.7.

Из

табл. Ш.7

следует,

что приведенное давление закрытия пусковых

клапанов

(к

устью

скважины) равно 6,14 МПа, Рабочее давление закачи-

ваемого газа желательно держать ниже этой величины. Принимаем рабочее

давление на

устье

скважины 6,05 МПа. Давление на глубине рабочего кла-

пана,

а следовательно, на

входе

в отверстие

будет

6,05-fO,67=6,72 МПа

(табл. I1I.7). По номограмме (см. рис. III.22) определяем, что при давлении

на

входе

6,72 МПа и на выходе 6 МПа для обеспечения расхода газа

4900

/сут

необходимо отверстие диаметром 2,8 мм *.

Устанавливаем на глубине 1345 м муфту с калиброванным отверстием

данного диаметра.

Пример

расчета газлифтного подъемника при не-

ограниченном отборе жидкости из скважины. Пропускная

способность лифта зависит от площади его сечения. Поэтому для обеспече-

ния

максимального отбора нужно спускать в обсадную колонну колонну НКТ

наибольшего возможного диаметра или отбирать продукцию скважины по

кольцевому пространству, используя НКТ наименьшего для данной обсадной

колонны

диаметра. Выбрав конструкцию колонны НКТ, необходимо, как и

при

аналитическом методе, увязать работу пласта и подъемника, найдя ма-

ксимальную производительность системы.

•Схема

определения диаметра отверстия на рис.

III.22

показана стрелками.

127

ТАБЛИЦА

III.7

№

Тип

вк

ко

Тип

вк

ко

<*ОТВ-

мм

4,8

2,8

t, "С

,104

,10

,16

Ln,

670

1080

1345

*Ртш1п,

МПа

0,312

0,447

PrLif

МПа

6,83

7,03

7,17

Ря-

МПа

6,49

6,35

Э,

МПа

0,104

ELn,

МПа

0,33

0,53

0,77

л—1

2*-

МПа

0,104

0,21

. МПа

6,50

6,39

6,29

МПа

6,83

6,92

6,96

гз

МПа

6,47

6,67

Рт min

МПа

3,0

4,3

Рпз

МПа

6,14

Примечание.

Ln—давление в межтрубном пространстве на глубине клапана;

т0

—

л—1

давление открытия клапана на глубине его установки; р

го

=р

Ln— ^ Эг, р

т m

— минималь-

но

ное давление в колонне НКТ на глубине установки клапана (р

т m

[

у, р

—аоминальиое давле-

; Е—средний статический градиент давления газово-

го столба; р

а0

—давление открытия клапана, приведенное к

устью

скважины; р

г 3

—давление зак-

рытия клапана на глубине его установки; р

п 3

—давление закрытия клапана, приведенного к

устью

скважины.

Расчет проводится методом последовательных приближений (рис.

111.26).

Полагаем, что максимальный дебит из данной скважины

будет

порядка

127

/сут.

На кальке-диаграмме (см. рис.

111.26)

с помощью номограммы

(см.

рис. III.17) проводим кривую минимального градиента 1 выше точки

закачки

газа. Проводим кривую изменения давления в межтрубном простран-

стве (кривая 3). Задавшись разностью давления в межтрубном пространстве

колонной НКТ в 0,3 МПа, определим глубину установки рабочего клапана

(точка А).

помощью номограммы (см. рис.

III.

17) проводим кривую

p=f{n)

ниже точки закачки газа для Q=127

/сут

и пластового газового фактора

(пусть в нашем случае Г=50 м

/м

). Кривая 2 (см. рис.

111.26)

позволяет

определять давление на глубине верхних отверстий, т. е. забойное давление

равно 15,1 МПа. Зная пластовое давление и коэффициент продуктивности,

находим дебит пласта (допустим, 100 м

/сут). Этот дебит значительно ниже

принятого нами. Поэтому берем

другую

номограмму (рис. III.17) для деби-

та 95

/сут.

Пользуясь этой номограммой, проводим кривую V минимального гра-

диента, получаем новую точку закачки газа Б и проводим новую линию р=

=f(H) ниже точки закачки (2'). Таким образом, получаем новый дебит пла-

ста при р'заб = 14,3 МПа (допустим, 116 м

/сут).

Для определения максимального отбора из скважины достаточно ли-

лейной

интерполяции:

Глубина Дебит

закачки

газа пласта

Задаваемый

дебит

127

_95

111

1200

1260

1230

100

П6

108

428

2,0

4,0 6,0 8,0 10,0 12,0

Н.ОР.МПа

Рис.

111.26.

Определение максимального дебита скважины

при

газлифтной

эксплуатации

Максимальный

отбор газлифтным способом

из

данной скважины

при

=0,5

МПа и

рг=4,5

МПа

будет

порядка

110

/сут

при

установке рабо-

чего клапана

на

глубине

1230 м.

Для нахождения

расхода

рабочего агента необходимо определить общее

газовое число смеси, которое обеспечит минимальный градиент выше точки

закачки

газа.

Для

этого накладываем кальку-диаграмму

(см. рис.

III.26)

на

номограмму

(рис. ШЛ7), но для

дебита

110

/сут.

Смещая

ее по оси глу-

бин,

накладываем точку

на

кривую минимального градиента давления

читаем значение

ближайшей кривой, которая

отходит

от

кривой мини-

мального градиента

точке

1230 м или

несколько ниже (глубина

по

кальке-

диаграмме). Зная общее

ао и

газовый фактор, определяют

закачки

и рас-

ход рабочего агента.

Когда

расход

газа ограничен

и нет

уверенности

достижении минималь-

ного градиента давления, расчет

ведут,

принимая максимальное значение

общего газового числа

учетам

производительности компрессорной

уста-

новки.

Внутрискважинный

газлифт

В разрезах месторождений встречаются одновременно нефтяные

газо-

вые пласты. Одни имеют промышленное значение,

в то

время

как

запасы

других

недостаточны

для их

рентабельной разработки.

При

минимальных

за-

тратах

на

переоборудование газовая скважина может давать, кроме основ-

ной

продукции, нефть

из

выше

или

ниже лежащих нефтяных «непромыш-

ленных» пластов.

нефтяные скважины

могут

не

только давать

газ, но и

значительно увеличить дебит

за

счет использования энергии газовых пластов.

Поэтому

все

шире применяется бескомпрессорный газлифт.

При

внутрискважинном газлифте может быть несколько вариантов

тех-

нического оснащения скважины,

следовательно,

технологии добычи

неф-

ти

зависимости

от

взаимного расположения нефтяного

газового пластов

от

величины пластового давления

в них.

129

Но

наиболее простом варианте оборудо-

вания

скважины

(рис.

111.27),

наглядно виден

принцип

расчета внутрискважинного газлифта.

Компрессорные

трубы спущены

до

верхних

от-

верстий фильтра, газовый пласт расположен

вы-

ше нефтяного

имеет пластовое давление

аг

ниже,

чем

нефтяном пласте

р„ „,

причем

(

где

—

высота столба жидкости

над

забоем

нефтяного

пласта, когда скважина

не

работает.

Уравнения притока

для

нефтяного

газово-

го пластов имеют следующий

вид:

Q=/C(p

.-p..).

(III.114)

Рис. 111.27. Схема внут-

рискважинного

газлиф-

та:

—

газовый пласт;

— неф-

тяной

пласт;

3 —

рабочий

клапан

где Pa

(Рз

г) —

забойное давление нефтяного

(газового) пласта;

V —

суточная производитель-

ность газового пласта;

а,

—

постоянные

коэф-

фициенты.

Для простоты примем,

что

забойное давле-

ние

нефтяного пласта выше давления насыще-

ния

Рнас.

Методика расчета

не

изменится

и при

Рз

я<Рнас,

хотя расчетные формулы

будут

дру-

гие.

Колонна

насосно-компрессорных

труб

обору-

дуется

рабочими отверстиями

или

клапаном, установленными

на

расстоя-

нии

от

нефтяного пласта

(см. рис.

III.27).

После открытия задвижки

на

выкидной

линии давление

колонне

НКТ

будет

ниже,

чем

межтрубном

пространстве,

что

приведет

подъему нефти.

По

мере подъема жидкости

давление

колонне

НКТ

против рабочих отверстий

(

будет

увеличиваться

и,

следовательно,

будет

снижаться количество газа, поступающего

колонну

НКТ

из

газового пласта.

При

установившемся режиме работы скважины

Puem-Pl=pg(h—H

(III.116)

где рмеж—давление

кольцевом пространстве

между

обсадной (эксплуата-

ционной)

колонной

НКТ; Я

—

расстояние

от

забоя нефтяного

пласта

до

уровня жидкости

затрубном пространстве работающей сква-

жины.

Из

уравнения (III.113)

следует,

что

. (

Аналогично высота столба жидкости

над

нефтяным пластом

работаю-

щей

скважине, исходя

из

(III.114)

(III.115),

будет

Pm—^-Vfar-'V-l

Из

уравнения (III.116) очевидно,

что

поступление газа

трубы

будет

происходить лишь

при

/»>Я

т. е.

рабочие отверстия должны находиться

над уровнем жидкости

межтрубном пространстве работающей скважины.

Если

принять

во

внимание,

что

депрессия

нефтяном пласте

во

время

ра-

боты бывает обычно гораздо больше,

чем

депрессия

на

забое газового

пла-

ста,

то

Яс>Я

принципе рабочие отверстия

неработающей скважине

могут

быть

под

уровнем столба жидкости. Следовательно, возникает

не-

обходимость

установке пусковых клапанов,

что

связано

определением

площади рабочих отверстий.

130