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