Газожидкостное отношение

Cтраница 2

Если для расчета внутрискважинного газлифта используется ЭВМ, то по одной из методик расчета движения газожидкостных смесей по НКТ, компьютер для каждого из заданных диаметров найдет такое газожидкостное отношение, при котором расчетная кривая изменения давления вдоль колонны НКТ пройдет через точки ру и рь отстоящие друг от друга на расстоянии L. За оптимальный или искомый диаметр будет взят такой, при котором газожидкостное отношение будет минимальным, а значение этого газожидкостного отношения будет использоваться далее при расчетах. [16]

Типовая номограмма для расчета газлифтных скважин. [17]

Затем калька ( см. рис. III.18) накладывается на номограмму ( см. рис. II 1.17) так, чтобы оси глубин совпали, и перемещается по оси глубин вверх таким образом, чтобы точка ра легла на кривую с газожидкостным отношением Оо, равным пластовому газовому фактору, пересчитанному на жидкость ап. Эта кривая проводится на кальке. Если такой кривой на номограмме нет, она интерполируется. [18]

Выбирают номограммы типа, представленной на рис. VII.21, для планируемого дебита, но разных диаметров. Выбирают тот диаметр, для которого газожидкостное отношение Г будет минимальным. [19]

Типовая номограмма для расчета газлифтных подъем.| График для определения условий эксплуатации скважин газлифтным способом. [22]

На оси Н откладывают глубину скважины Нс и на этом уровне отмечают точку забойного давления РЗ РПЛ-Q / K. Затем кальку накладывают на номограмму ( см. рис. 21) так, чтобы оси глубин совпали, и перемещают по этой оси вверх, чтобы точка ря наложилась на кривую с газожидкостным отношением, равным пересчитанному на жидкость пластовому газовому фактору Опл. Эту кривую обводят на кальке. Если такой кривой на номограмме нет, она интерполируется. [23]

Определение диаметра газ-лифтиого подъемника. [24]

Эта задача формируется следующим образом. Необходимо выбрать оптимальный диаметр газлифтного подъемника для заданных отбора жидкости, ибводненности, глубины скважины, пластового давления, коэффициента продуктивности или забойного давления, газового фактора, устьевого давления, свойств нефти и газа. Газожидкостное отношение здесь определяется как отношение объемного расхода газа, приведенного к нормальным условиям, к расходу жидкости. [25]

При расчете газлифтного подъемника в качестве определяющего параметра кривых следует принимать не дебит, а газожидкостное отношение Г - отношение объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу жидкости. Типовую номограмму ( рис. VII.21) строят с учетом свойств жидкости и газа данного месторождения и пластовой температуры. Строят несколько номограмм для различных диаметров подъемника, дебитов и обводненности продукции. На рис. VII.21 максимальному газожидкостному отношению ( левая огибающая кривая) соответствует оптимальное содержание газа в смеси, при котором расход энергии или градиент давления минимален. [26]

Проведенные в НГДУ Правдинскнефть исследования показали, что расчетные кривые распределения давления в подъемнике, на основании которых определяют глубину расстановки клапанов, существенно отличаются от фактических. Пока обводненность добываемой нефти мала, погрешность расчета не сказывается на глубине ТВГ, во всех малообводненных скважинах удается продавить уровень жидкости до рабочего клапана. С ростом обводненности, с одной стороны, уменьшается пластовое газожидкостное отношение, с другой - увеличивается плотность жидкости. Эти факторы осложняют условия пуска скважины и при высоких значениях обводненности погрешность расчета расстановки клапанов приводит к тому, что уровень жидкости невозможно продавить до рабочего клапана. При уменьшении глубины ТВГ резко ухудшаются параметры работы скважины: сокращается дебит, возрастают забойное давление и удельный расход газа. [27]

Буровой раствор закачивается, как обычно, в бурильные трубы. По мере достижения приспособления 5, имеющего открывающиеся отверстия, поток жидкости разделяется. Часть ее выходит через открытые отверстия в кольцевое пространство, остальная часть движется далее к нижнему концу бурильной колонны. Выходящий из нижнего конца колонны поток поднимает пачку газа с некоторой замедленной скоростью. При подходе к приспособлению 1 газ смешивается - с буровым раствором, выходящим из его отверстий, и далее движется уже смесь жидкости и газа. Характеристика образующейся газожидкостной смеси, т.е. ее газожидкостное отношение, может регулироваться размерами отверстий и величиной подачи насосов. [28]

Схема обвязки устья при бурении с пеной скважин глубиной до 150 м приведена на рис. 3.2. Сжатый воздух от компрессора подается в пеногенератор и дозатор, заполненный раствором ПАВ. Герметически закрытый дозатор объемом до 1 м3 снабжен заливной горловиной и предохранительным клапаном. Часть полости дозатора, не заполненная раствором ПАВ, соединена с воздушной магистралью вентилем. Раствор ПАВ подается в пеногенератор через вентиль и далее в скважину. Обратные клапаны препятствуют поступлению пены и раствора ПАВ в воздушную магистраль и компрессор. В обвязку, кроме того, включены: расходомеры ( воздуха и раствора ПАВ), манометры и измеритель газожидкостного отношения в пене с регистрирующей системой. Для разрушения пены использован циклон с пылеулавливающим устройством. Раствор ПАВ, освобожденный от воздуха, собирается в отстойнике, из которого насосом может быть вновь закачан в дозатор. [29]

Страницы: 1 2