ОПорядок проведення заняття. 5.1оЗгідно таблиці 2.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані
5.1оЗгідно таблиці 2.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані.
5.2оРозрахувати підйомник (тобто визначити його діаметр, довжину і потрібну витрату газу) за
А.П. Криловим для заданої свердловини.
Допустимий відбір нафти (дебіт свердловини) визначити за формулою
, м3/добу, (2.1)
де – коефіцієнт продуктивності, м3/(МПа× добу);
– максимально допустима депресія, МПа.
Вибійний тиск при даному дебіті
, МПа, (2.2)
де – пластовий тиск, МПа.
Якщо вибійний тиск вищий ніж робочий, і надхо-дження піску в свердловину не відбувається, довжина підйомника визначатиметься не глибиною свердловини, а наявним робочим тиском за формулою
, м, (2.3)
де – глибина свердловини, м;
– тиск біля низу (башмака) колони НКТ, МПа;
– середня густина суміші (нафти і газу) між вибоєм і низом колони НКТ, кг/м3;
– прискорення вільного падіння; g = 9, 81 м/с2.
Тиск біля низу колони НКТ
, МПа, (2.4)
де – робочий тиск в пусковій лінії біля устя свердловини, МПа;
– втрати напору на рух газу від компресора до башмака НКТ, МПа.
Середня густина суміші (нафти і газу) між вибоєм і низом колони НКТ
, кг/м3. (2.5)
Густина суміші на вибої і біля низу колони НКТ і можуть бути знайдені за формулою А. П. Крилова
, кг/м3, (2.6)
де – діаметр свердловини, м;
– густина рідини, кг/м3;
– газовий фактор свердловини, м3/м3;
– коефіцієнт розчинності газу в нафті, м3/(м3× МПа).
Величини, розмірність яких не вказано у поясненні до формули, використовувати у такій розмірності, в якій вони отримані при розрахунках.
Для визначення в формулу для потрібно замість підставити значення .
Діаметр підйомника з умов його роботи на режимі визначається за формулою
, мм, (2.7)
де ξ – відносне занурення підйомних труб
. (2.8)
Прийняти стандартний діаметр . Вказати для вибраних труб зовнішній діаметр та товщину стінки .
Оптимальну повну питому витрату газу (включаючи власний газ свердловини) визначити за формулою
, м3/м3, (2.9)
де - атмосферний тиск, Па.
Питома витрата нагнітального газу з врахуванням розчинності газу складе
, м3/м3, (2.10)
Добова витрата газу буде
, м3/добу. (2.11)
Годинна витрата газу
, м3/год. (2.12)
Для перевірки правильності проведення розрахунків визначити за тими ж вихідними даними діаметр підйомних труб і питому витрату газу за номограмою А. П. Крилова (рис. 2.5). Для цього потрібно знати: дебіт свердловини
, м3/добу; відносне занурення НКТ ; абсолютний тиск біля низу колони НКТ , МПа; приведений динамічний рівень, який визначається за формулою
, м. (2.13)
Нижче наведено приклад користування номограмою (рис. 2.5) при таких даних: = 107 м3/добу; = 0, 214 (21, 4%); = 2, 35 МПа; = 901 м.
Для визначення діаметра підйомника проводимо від точки 21, 4 (% занурення НКТ) на осі ординат першого квадранта горизонталь вправо, а з точки = 107 м3/добу на осі абсцис цього ж квадранта вертикаль вгору. Перетин цих лінії визначить діаметр підйомника = 73 мм.
Для визначення питомої витрати газу проводимо з точки 21, 4 % на осі ординат першого квадранта горизонталь вліво до перетину з лінією = 2, 35 МПа в другому квадранті, після чого опускаємо вертикаль до перетину з лінією = 901 м в третьому квадранті. Від точки перетину ведемо горизонталь вправо до лінії = 73 мм в четвертому квадранті і, нарешті, піднімаємося по вертикалі вгору до перетину з віссю абсцис, на якій знаходимо питому витрату газу = 135 м3/м3.
Порівнявши результати розрахунку за формулами і отримані за номограмою, зробити відповідний висновок.
5.3оПровести розрахунок газліфтних клапанів.
Для пуску в роботу даного підйомника шляхом продавлювання рідини із кільцевого простору через башмак необхідний максимальний пусковий тиск
, МПа. (2.14)
Якщо робочий тиск газу в пусковій лінії менший, ніж необхідний пусковий, то для пуску свердловини слід встановити на колоні НКТ пускові клапани.
Визначити місце встановлення першого клапана:
, м. (2.15)
Для визначення місця встановлення другого клапана необхідно скористатися номограмою (рис. 2.6), за якою знайти максимальний перепад тиску на рівні першого клапана; він же буде і закриваючим перепадом тиску для першого клапана.
Нижче наведено приклад користування номограмою (рис. 2.6) при таких даних: = 878 м; = 500 м3/год; = 4, 6 МПа; = 901 м.
З точки 878 м на верхній горизонтальній осі номограми опускаємо вертикаль до кривої = 500 м3/год. Якщо точка перетину знаходиться нижче пунктирної лінії відповідного робочого тиску, необхідно від перетину вертикалі з пунктирною лінією робочого тиску 4, 6 МПа (точка а) повернути вправо, не доходячи до кривої = 500 м3/год, і знайти точку перетину цієї лінії з кривою робочого тиску 4, 6іМПа (точка b), далі вести похилу лінію вниз вліво і на абсцисі знайти точку (точка c), розташовану між закриваючими перепадами 3, 6 і 3, 8 МПа, що відповідає приблизно перепаду 3, 65 МПа. Отже, = 3, 65 МПа.
Глибину встановлення другого клапана визначити за формулою
, м. (2.16)
Закриваючий перепад тиску біля другого клапана знайти аналогічно за тією ж номограмою (рис. 2.6).
Глибина встановлення третього клапана буде
, м. (2.17)
Розрахунок припинити, коли глибина встановлення чергового клапана перевищить довжину спущених НКТ. Користуватися приведеною формулою і номограмами для розрахунку глибини встановлення клапанів можна тільки до тих пір, поки справедлива нерівність
, (2.18)
тобто поки в процесі пуску свердловини і, отже, відсутній притік рідини з пласта.
Якщо дану нерівність порушено, наприклад, при визначенні глибини встановлення третього клапана, то місце розташування третього клапана за номограмою знайти неможливо.
Тоді перепад Δ Р ' 2 слід знаходити за формулою
, МПа. (2.19)
Положення третього клапана потрібно перерахувати заново за новознайденим значенням закриваючого перепаду:
, м. (2.20)
Якщо клапан опиняється біля башмака колони НКТ, то даний клапан одночасно виконуватиме роль пускового і кінцевого (робочого).
Оскільки робочий тиск зменшиться на величину перепаду тиску в клапані, то останній клапан слід підняти від розрахункової глибини приблизно на 40 м (до ).
При наявності в струмені рідини піску хвостовик опускають нижче низу колони НКТ до фільтра, а при відсутності піску опускають хвостовик завдовжки 30-40 м для усунення явища пульсації.
Для більш рівномірного навантаження на клапани другий клапан також рекомендується підняти приблизно на 10 м (до ).
Після перестановки клапанів слід внести поправки на закриваючі перепади тиску:
, МПа, (2.21)
, МПа, (2.22)
, МПа. (2.32)
Визначити за номограмою (рис. 2.7) площу отворів на кожному клапані при витраті , м3/год; тиску за трубами , МПа; закриваючих перепадах тиску клапанів , МПа.
Нижче наведено приклад користування номограмою (рис. 2.7) при таких даних: = 500 м3/год; = 4, 6 МПа; = 3, 57 МПа; = 1, 95 МПа; = 0, 27іМПа.
Від точки а на нижній горизонтальній осі вказаної номограми, що відповідає закриваючому перепаду 3, 57 МПа, ведемо похилу лінію вгору і вправо до перетину з кривою робочого тиску 4, 6 МПа (точка b); потім піднімаємо (або опускаємо) вертикаль до горизонтальної прямої витрати газу = 500 м3/год (точка с), звідки ведемо похилу за напрямом пунктирних променів і відлічуємо площу перерізу отворів 18sмм2 на правій вертикальній осі (точка d).
Відповідно викладеному сумарні площі поперечних перерізів отворів знайдені: у другому клапані 18sмм2 і в третьому – 41sмм2.
5.4jПровести підбір необхідного для газліфтної експлуатації свердловини обладнання (газліфтну установку, свердловинні камери, газліфтні клапани, пакер).
ОПитання для самоконтролю
6.1оВкажіть особливості виконання газліфтних устано-вок.
6.2оЯкий критерій визначення довжини газліфтного підйомника?
6.3оВ чому суть розрахунку газліфтних клапанів?
6.4оЧим визначається необхідність встановлення газліфтних клапанів?
7оПерелік посилань
7.1оНефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. –559с.
7.2оЧичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983. -342 с.
7.3оДовідник з нафтогазової справи / За заг. ред. докторів наук В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука. - К.: Львів, 1996. – 620с.
7.4оИвановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч. 1 – 768 с.
7.5 Справочное руководство по газліфтному способу эксплуатации скважин/ Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов и др.. –М.: Недра, 1984. – 256 с.
Варіант
| Глибина свердловини Н, м
| Діаметр свердловини D, мм
| Густина рідини ρ р, кг/м3
| Робочий тиск в пусковій лінії біля устя свердловини Рр, МПа
| Пластовий тиск Рпл, МПа
| Абсолютний тиск на усті Рбуф, МПа
| Максимально допустима депресія Δ Р, МПа
| Статичний рівень від гирла hcт, м
| Коефіцієнт продуктивності К, м3/(МПа× добу)
| Газовий фактор свердловини G0, м3/м3
| Коефіцієнт розчинності газу в нафті α, м3/(м3× МПа)
| Втрати напору на рух газу від компре-сора до башмака НКТ Рвтр, МПа
|
|
|
|
| 4, 0
| 4, 0
| 0, 12
| 1, 2
|
|
|
| 4, 0
| 1, 1
|
|
|
|
| 4, 6
| 4, 5
| 0, 14
| 1, 3
|
|
|
| 4, 5
| 1, 2
|
|
|
|
| 5, 0
| 5, 0
| 0, 16
| 1, 4
|
|
|
| 5, 0
| 1, 3
|
|
|
|
| 4, 8
| 5, 5
| 0, 18
| 1, 6
|
|
|
| 4, 0
| 1, 4
|
|
|
|
| 4, 7
| 6, 0
| 0, 2
| 1, 7
|
|
|
| 4, 5
| 1, 5
|
|
|
|
| 4, 6
| 6, 6
| 0, 12
| 1, 2
|
|
|
| 5, 0
| 1, 6
|
|
|
|
| 2, 7
| 5, 2
| 0, 15
| 1, 5
|
|
|
| 4, 0
| 1, 7
|
|
|
|
| 2, 2
| 6, 0
| 0, 14
| 1, 8
|
|
|
| 4, 5
| 1, 8
|
|
|
|
| 2, 3
| 4, 3
| 0, 2
| 1, 7
|
|
|
| 5, 0
| 1, 9
|
|
|
|
| 2, 74
| 4, 5
| 0, 12
| 1, 3
|
|
|
| 4, 0
| 2, 0
|
|
|
|
| 2, 5
| 5, 0
| 0, 18
| 1, 2
|
|
|
| 4, 5
| 1, 1
|
|
|
|
| 3, 0
| 4, 0
| 0, 12
| 1, 3
|
|
|
| 5, 0
| 1, 2
|
|
|
|
| 3, 2
| 4, 2
| 0, 13
| 1, 4
|
|
|
| 4, 0
| 1, 3
|
|
|
|
| 3, 3
| 4, 4
| 0, 14
| 1, 5
|
|
|
| 4, 5
| 1, 4
|
|
|
|
| 3, 5
| 4, 6
| 0, 15
| 1, 6
|
|
|
| 5, 0
| 1, 5
|
|
|
|
| 3, 7
| 4, 8
| 0, 16
| 1, 7
|
|
|
| 4, 0
| 1, 6
|
|
|
|
| 3, 9
| 5, 0
| 0, 17
| 1, 8
|
|
|
| 4, 5
| 1, 7
|
|
|
|
| 4, 1
| 5, 2
| 0, 18
| 1, 9
|
|
|
| 5, 0
| 1, 8
|
|
|
|
| 4, 3
| 5, 4
| 0, 19
| 2, 0
|
|
|
| 4, 0
| 1, 9
|
|
|
|
| 4, 5
| 5, 6
| 0, 2
| 1, 2
|
|
|
| 4, 5
| 2, 0
|
|
|
|
| 4, 7
| 5, 8
| 0, 21
| 1, 3
|
|
|
| 5, 0
| 1, 1
|
|
|
|
| 4, 9
| 6, 0
| 0, 2
| 1, 4
|
|
|
| 4, 0
| 1, 2
|
|
|
|
| 5, 1
| 6, 2
| 0, 19
| 1, 5
|
|
|
| 4, 5
| 1, 3
|
|
|
|
| 4, 6
| 6, 4
| 0, 18
| 1, 6
|
|
|
| 5, 0
| 1, 4
|
|
|
|
| 4, 7
| 6, 6
| 0, 17
| 1, 7
|
|
|
| 4, 0
| 1, 5
| Таблиця 2.1 – Вихідні дані до практичного заняття
Таблиця 2.2 – Технічна характеристика установок
Шифр
газліфтних установок
| ЛН-60Б-21
| ЛН-73Б-21
| ЛН-73Б-35
| ЛН-89Б-21
| ЛН-89Б-35
| ЛН-73Б-60Б-
| ЛН-89Б-73Б-35
| ЛНТ-73Б-35
| ЛНП-60Б-21
| ЛНП-60Б-35
| ЛНП-73Б-21
| ЛНП-73Б-35
| Умовний діаметр НКТ, мм
|
|
|
|
|
| 73× 60
| 89× 73
|
|
|
|
|
| Умовний діаметр експлуатацій-ної колони, мм
| 146; 168
| 146; 168
| 146; 168; 168× 140
|
|
| 168× 140
| 168× 140
| 146; 168
| 140; 146; 168
| 140; 146; 168
| 146; 168
| 146; 168
| Робочий тиск, МПа
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Температура
свердловин-ного середовища, °С
|
|
| 100;
|
|
|
|
|
| -
| -
| -
| -
| Глибина спуску, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Діаметр пакера,
мм
| 118; 122; 136; 140; 145
| 118; 122; 136; 140; 145
| 112; 118; 122; 136; 140; 145
| 136; 140; 145
| 136; 140; 145
| 112; 118; 122
| 112; 118; 122
| 97; 117
| 112; 118; 122; 136; 140; 145
| 112; 118; 122; 136; 140; 145
| 122; 136; 140; 145; 148
| 118; 122; 136; 140; 145
| Таблиця 2.3 – Технічна характеристика газліфтних клапанів
Параметр
| Г-20
| Г-20Р
| Г-25
| Г-25Р
| 1Г-25
| 1Г-25Р
| Г-38
| Г-38Р
| Умовний зовніш-ній діаметр, мм
|
|
|
|
|
|
|
|
| Робочий тиск, МПа
|
|
|
|
|
|
|
|
| Діаметр прохідного отвору сідла, мм
| 5, 0
| 5, 0 6, 5
| 5, 0 6, 5 8, 0
| 5, 0 6, 5
| 5, 0 6, 5 8, 0
| 5, 0
6, 5
| 5, 0 6, 5 8, 0 9, 5 12, 5
| 5, 0 6, 5 8, 0
| Робочий хід сильфона на стиск, мм
|
|
|
|
|
|
|
|
| Діапазон тисків заряджання сильфона, МПа
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| 2-7
| Габаритні розміри, мм:
діаметр
довжина
|
32, 0
|
32, 0
|
29, 0
|
29, 0
|
32, 0
|
32, 0
|
40, 5
|
40, 5
| Маса, кг
| 1, 5
| 1, 5
| 1, 2
| 1, 2
| 1, 2
| 1, 2
| 3, 0
| 3, 2
|
Таблиця 2.4 – Технічна характеристика свердловинних камер
Параметр
| К-60А-210
| К-60Б-210
| К-73А-210
| К-73Б-210
| КН-73А-210
| КН-60А-210
| КТ-73Б-500
| Діаметр прохідного отвору, мм
|
|
|
|
|
|
|
| Діаметр посадочного отвору, мм
| 38, 5
40, 0
| 26, 6
26, 6
| 38, 5
40, 0
| 26, 6
26, 6
| 38, 5
40, 0
| 38, 5
40, 0
| 25, 0
25, 0
| Робочий тиск, МПа
|
|
|
|
|
|
|
| Габаритні розміри, мм:
довжина L
ширина В
висота Н
|
|
|
|
|
|
|
| Маса, кг
| 74, 8
| 24, 0
| 68, 2
| 38, 0
| 75, 0
| 60, 0
| 82, 5
|

Рисунок 2.5 – Номограма для розрахунку газліфт-ного підйомника

Рисунок 2.6 – Номограма для розрахунку розміщення пускових клапанів

Рисунок 2.7 – Номограма для розрахунку розмірів отворів газліфтних клапанів
Картограммы и картодиаграммы Картограммы и картодиаграммы применяются для изображения географической характеристики изучаемых явлений...
|
Практические расчеты на срез и смятие При изучении темы обратите внимание на основные расчетные предпосылки и условности расчета...
|
Функция спроса населения на данный товар Функция спроса населения на данный товар: Qd=7-Р. Функция предложения: Qs= -5+2Р,где...
|
Аальтернативная стоимость. Кривая производственных возможностей В экономике Буридании есть 100 ед. труда с производительностью 4 м ткани или 2 кг мяса...
|
Неисправности автосцепки, с которыми запрещается постановка вагонов в поезд. Причины саморасцепов ЗАПРЕЩАЕТСЯ: постановка в поезда и следование в них вагонов, у которых автосцепное устройство имеет хотя бы одну из следующих неисправностей:
- трещину в корпусе автосцепки, излом деталей механизма...
Понятие метода в психологии. Классификация методов психологии и их характеристика Метод – это путь, способ познания, посредством которого познается предмет науки (С...
ЛЕКАРСТВЕННЫЕ ФОРМЫ ДЛЯ ИНЪЕКЦИЙ К лекарственным формам для инъекций относятся водные, спиртовые и масляные растворы, суспензии, эмульсии, новогаленовые препараты, жидкие органопрепараты и жидкие экстракты, а также порошки и таблетки для имплантации...
|
Гидравлический расчёт трубопроводов Пример 3.4. Вентиляционная труба d=0,1м (100 мм) имеет длину l=100 м. Определить давление, которое должен развивать вентилятор,
если расход воздуха, подаваемый по трубе, . Давление на выходе . Местных сопротивлений по пути не имеется. Температура...
Огоньки» в основной период В основной период смены могут проводиться три вида «огоньков»: «огонек-анализ», тематический «огонек» и «конфликтный» огонек...
Упражнение Джеффа. Это список вопросов или утверждений, отвечая на которые участник может раскрыть свой внутренний мир перед другими участниками и узнать о других участниках больше...
|
|