--PAGE_BREAK--4 Системы газоснабжения и газораспределения
Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления или так называемый замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления. Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подготовки.
Природный газ газовых месторождений так же нуждается в предварительной подготовке — в удалении из газа конденсата и влаги, присутствие которых приводит к образованию в магистралях и в контрольно-измерительной арматуре кристаллогидратов, нарушающих нормальную эксплуатацию системы газоснабжения. Подготовка газа — отделение конденсата и осушка — может производиться различными способами и составляет особую проблему, начиная от сооружения специальных газоперерабатывающих заводов с установками для низкотемпературной сепарации, абсорбционных установок для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги при его прокачке через «молекулярные сита» (твердые адсорбенты — молекулярные сита), очистки от сероводорода, механических примесей и др. до простого подогрева газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины. При использовании природного газа важно не допустить снижения давления ниже необходимого уровня в процессе предварительной подготовки газа. В наиболее простом виде подготовка осуществляется на специальных установках и состоит в следующем.
1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Такими ингибиторами могут быть растворы хлористого кальция (СаСl2), гликоли, метанол и др.
2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой фазы.
3. Дросселирование газа через последовательную систему штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов.
4. Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных печах до температуры 60 — 90°С.
5. Пропуск газа через сосуды высокого давления — фильтры-пылеуловители для отделения механических примесей, вызывающих эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений в работе всего газлифтного хозяйства. Для стабилизации давления в промысловой газораспределительной сети перед установкой по подготовке газа предусматривают регулятор давления «после себя». При движении по промысловым распределительным сетям газ охлаждается и газоконденсат, который улавливается в сепараторах и автоматически отводится при его накоплении по конденсатопроводам в нефтяную групповую установку.
Опыт внедрения газлифта показал, что наиболее простым способом предотвращения осложнений в работе системы газораспределения, связанных с гидратообразованием, является подогрев газа. С этой целью разработаны передвижные подогреватели газа (ППГ-1), состоящие из двух секций трубчатого змеевика. В первой секции змеевик нагревается за счет теплоизлучения от раскаленных панелей беспламенных газовых горелок
Во второй секции — за счет конвективного подогрева отходящими газами. Змеевики, нагревательные элементы, а также вся автоматика подогревателя крепятся на сварной металлической конструкции, снабженной салазками для транспортировки. Нагревательные элементы питаются горячим газом низкого давления. Отклонение температуры уходящего газа от заданной воспринимается регулятором температуры, воздействующим на клапан топливного газа. При увеличении температуры давление топливного газа понижается и наоборот. Установка снабжена необходимой автоматикой, запальным устройством и работает на автоматическом режиме.
Таблица 1
Технические характеристики ППГ-1
Производительность, м3/сут
15-104
Нагрев газа, °С
до 95
Расход топлива при давлении 50 — 70 кПа, м3/ч
20 — 30
Температура уходящего газа, °С
215 — 230
Максимальное давление подогреваемого газа, МПа
20
Гидравлические потери давления газа в змеевике, МПа
0,1 — 0,15
КПД
0,75 — 0,83
Габаритные размеры, м
4,3 х 2,5 х 2,7
Масса, т
7,5
Подогреватели ППГ-1 и его модернизированная модель ППГ1-64 нашли широкое применение на отечественных промыслах с развитой газлифтной эксплуатацией. Подогреватели устанавливаются непосредственно у газовых скважин, иногда вдоль самого газопровода или перед газораспределительным пунктом (ГРП).
Рисунок 6 – Блочная газораспределительная батарея для газлифтной эксплуатации:
1 — шкаф КИП; 2 — трубопроводная обвязка; 3 — рама; 4, 5 — дифманометры; 6 — разделительный сосуд; 7 — запорная арматура; 8,10 -диафрагма; 9 — регулирующая арматура
В ГРП сосредоточено все управление и контроль за работой группы ближайших газлифтных скважин. Обычно к ГРП подводятся две линии — линия высокого давления для пуска скважин и линия нормального давления для работы газлифтных скважин.
Регулировка рабочего давления и измерение расхода газа по каждой газлифтной скважине осуществляются на ГРП, в которых устанавливаются одна или несколько блочных газораспределительных батарей (ГРБ-14). ГРБ-14 рассчитана на подключение 14 скважин, изготавливается в заводских условиях и доставляется на ГРП в собранном виде (рис. 6).
Батарея смонтирована на раме, имеет габариты 8х2 м, и массу 5 т. Суточный расход на одну скважину 5 — 12 тыс. м3. На каждой линии установлен игольчатый регулировочный вентиль и измерительная шайба. Дифференциальное давление до и после шайбы по тонким трубкам подается на регистрирующий самопишущий прибор с часовым механизмом для круглосуточной записи абсолютного давления и расхода на круглом бумажном бланке, отградуированном в процентах от максимального паспортного значения этих величин. В ряде случаев на линиях к скважинам устанавливается регулировочный клапан с мембранным исполнительным механизмом (МИМ), связанным с расходомером особой конструкции и позволяющим автоматически поддерживать заданный режим работы газлифтной скважины без ручной регулировки игольчатым вентилем. Трубопроводная обвязка и соответствующая запорная арматура позволяют осуществлять питание каждой скважины либо от пусковой, либо от рабочей линий. Выкидные линии скважин оборудуются обратными клапанами.
В помещениях, где размещаются ГРБ, устанавливаются взрывобезопасное освещение и вентиляционные устройства. Кроме того, в нагнетаемый в газлифтные скважины газ часто вводят различные ингибиторы или ПАВы для борьбы с образованием стойких эмульсий и лучшего диспергирования газожидкостных смесей, которое снижает потери давления на относительное скольжение газа и повышает к. п. д. подъема. Обработка эмульсий ПАВами уменьшает их эффективную вязкость, что также приводит к повышению к.п.д. и снижению удельных расходов нагнетаемого газа. Вводить ингибиторы и ПАВы удобнее всего на ГРП, на которых для этих целей кроме ГРБ устанавливают специальные дозировочные насосыс регулируемой и очень малой подачей. При ГРП сооружают легкое помещение для хранения затаренных ПАВов и для приготовления их растворов в специальных емкостях. Из емкости дозировочные насосы раствор ПАВа подают индивидуально в газовую линию каждой скважины пропорционально расходу газа пли подаче скважин. В чисто нефтяные скважины растворы ПАВа не подаются.
5 Газлифтные клапаны
Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.
Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы:
1) Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.
2) Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.
3) Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.
По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку.
Рисунок 7 – Принципиальная схема пружинного клапана
Пружинный дифференциальный клапан (рис. 7) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 — площадь сечения нижнего штуцера, Рт — давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк — давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как
(3)
где ∆Рзак = Рк — Рт — такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии
(4)
Поскольку f1>> f2, то согласно (4) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк — Рт. При уменьшении разницы Рк — Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк — Рт) и клапан откроется
Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при условии
(5)
Сопоставляя (3) и (5) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть, что ∆Рзак >> ∆Рот. Величины ∆Рзак и ∆Рот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане (рис. 8). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего.
Рисунок 8 – Зависимость расхода газа через клапан от перепада давлений
Сильфонные клапаны бывают двух типов:
— работающие от давления в межтрубном пространстве Рк;
— работающие от давления в НКТ Рт.
Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ.
Рисунок 9 – Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространстве
При закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если
Давление, при котором откроется клапан, будет равно
или
Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс =R, получим
(6)
Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (6) относительно Рс — давления зарядки сильфона, найдем
(7)
Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.
После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил
Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно быть давление закрытия (Ра)зак
Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.
Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет равна
(8)
После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем
(9)
Из (9) видно, что R = fк/fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.
Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (9). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет ~ 6 — 7 %. Таким образом, изменением давления в межтрубном пространстве можно управлять работой клапана, т.е. открывать его или закрывать.
Рисунок 10 – Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах
Принципиальная схема клапана, чувствительного к изменениям давления в трубах, показана на рис. 10. В нем на сильфон всегда действует давление Рт, устанавливающееся в трубах. При накопленни жидкости в НКТ и соответствующем увеличении давления сопротивление сильфона преодолевается, и клапан открывается, впуская газ в НКТ из мсжтрубного пространства
После открытия давление Рт, будет действовать на всю площадь сильфона fс. При снижении давления в трубах до некоторой величины клапан закроется, так как сила, действующая со стороны сильфона, станет больше, чем сила, дсйствующая со стороны камеры клапана. Комбинированные клапаны имеют в дополнение к сильфону цилиндрическую пружину, которая воспринимает на себя часть нагрузки. Это позволяет делать сильфон более чувствительным к изменениям давления, действующего на него при прямом и обратном ходе.
Рисунок 11 – Газлифтный клапан для наружного крепления, управляемый давлением в НКТ:
1 — ниппель дли зарядки сильфоонной камеры азотом, 2 — сильфонная камера, 3 — сильфон, 4 -центрирующий шток, 5 — шток клапана, б — клапан, 7 — штуцерное отверстие для поступления газа в НКТ, 8, 9 — каналы, по которым газ поступает в НКТ
Клапаны этого типа могут применяться при периодической газлифтной эксплуатации. После выброса жидкости клапан закроется и откроется вновь только при накоплении жидкости в НКТ до определенной величины. Газлифтные клапаны в зависимости от конструкции укрепляются на колонне НКТ либо снаружи, либо внутри в специальных камерах, имеющих эллиптическое сечение. При наружном креплении клапанов для их замены при поломке или при необходимости изменения регулировки из скважины извлекают всю колонну труб. При креплении клапанов в эллиптических камерах внутри НКТ они извлекаются с помощью специальной, так называемой канатной техники, а колонна труб остается и скважине.
Газлифтные клапаны и особенно его рабочие органы изготавливаются из специальных сталей и сплавов, стойких к действию коррозии и износу. Для того чтобы можно было осуществлять при необходимости промывку скважины, оборудованной газлифтными клапанами, последние снабжаются дополнительным узлом, выполняющим роль обратного клапана. При создании давления внутри НКТ обратный клапан закрывается, и поток промывочной жидкости идет не через газлифтный клапан, а через башмак колонны труб. Газлифтные клапаны, несмотря на их кажущуюся простоту, как это может показаться, если рассматривать их принципиальные схемы, в действительности являются сложными приборами, для изготовления которых нужна совершенная технология и высокая точность производства. Конструкция газлифтного клапана, управляемого давлением в трубах, показана в качестве примера на рис. 11. Клапан предназначен для крепления снаружи НКТ. Принципиальная схема такого клапана была показана на рис. 10. Такой газлифтный клапан комплектуется обратным клапаном, привинченным к нижнему концу.
6 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом.
Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом.
Рисунок 12 – Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины
При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V1 будет равен объему жидкости V2 перемещенной в трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2
(10)
где α
Тогда
(11)
Подставляя (11) в (10) и решая относительно, получим
(12)
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины. Таким образом,
(13)
Подставляя в (13) значение Δh согласно (12) и вынося h за скобки, получим
(14)
Это и будет формула для определения пускового давления. Повторяя аналогичный вывод для работы газлифтной скважины по центральной системе, обозначая при этом, как и прежде, fг — сечение трубы, куда закачивается газ, и fж — сечение, по которому поднимается жидкость (в этом случае межтрубное пространство), мы получим точно такую же формулу (14). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая также fг — сечение того пространства, куда закачивается газ, а fж — сечение того пространства (или сумму тех межтрубных пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим (формулу, совпадающую с формулой (14).
Таким образом, формула (14) является наиболее общей для определения пускового давления газлифтной скважины, оборудованной как однорядным, так и двухрядным подъемником, работающим как по кольцевой, так и по центральной системе.
Применительно к схеме, показанной на рис. 12, будем иметь
(15)
где Dв — внутренний диаметр обсадной колонны; dн, dв — наружный и внутренний диаметры подъемных труб. Подставляя (15) в формулу (14), получим
(16)
Пренебрежем толщиной стенок труб, т. е. примем dн = dв = d и допустим, что α = 1 (поглощения нет — наиболее трудный с точки зрения пускового давления случай). После некоторых преобразований получим
(17)
Для того же однорядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем
(18)
После подстановки (18) в основную формулу (14) получим
(19)
При указанных выше допущениях (α = 1, dн = dв = d)
(20)
Для двухрядного лифта, работающего но кольцевой системе,
(21)
где d1в, d1н — внутренний и наружный диаметры первого ряда труб (большего диаметра), d2в, d2н — то же, для второго ряда труб (малого диаметра).
При подстановке (21) в формулу (14) получим
(22)
Пренебрегая толщинами стенок и считая, что d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, а также принимая α = 1, получим
(23)
Для того же двухрядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем
(24)
Или
(25)
При допущениях α = 1, d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, получим
(26)
Формула (26) совпадает с (20), так как пренебрежение толщиной стенок первого ряда труб при работе двухрядного подъемника по центральной системе равносильно их отсутствию.
Для наклонных скважин со средним зенитным углом кривизны β формула пускового давления получит поправку в виде множителя cos β, так как гидростатическое давление столба жидкости определяется его проекцией на вертикаль, т. е.
С учетом сказанного общая формула будет иметь вид
(27)
Соответствующим образом преобразуются и формулы для всех частных случаев, т. е. все формулы (16, 17, 19, 20, 22, 23, 25, 26) приобретут множитель cosβ. Пренебрежение толщиной стенок труб уменьшает пусковое давление приблизительно на 3 — 6 %.
При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда высота столба жидкости при продавке, равная h + Δh будет превышать общую длину колонн подъемных труб L. В этом случае жидкость будет переливаться на устье в систему нефтесбора, в которой может существовать давление Рл. В таком случае пусковое давление не может превышать гидростатическое давление столба жидкости в лифтовых трубах высотой, равной длине труб L, сложенное с давлением на устье Рл. С учетом среднего угла кривизны β это давление будет равно
(28)
Таким образом, если вычисление пускового давления по обобщенной формуле (14) или по формулам для любого частного случая даст Рпуск > (Рпуск)max, то справедливо вычисление по формуле (28). Если результат получится обратный, т. е. Рпуск
(29)
где
(30)
ρг — плотность газа при термодинамических условиях в скважине. Из законов газового состояния имеем
(31)
где ρо — плотность нагнетаемого газа при стандартных условиях (Ро, То); Тср — средняя температура в скважине; То — стандартная температура; zср — средний коэффициент сжимаемости газа для условий Тср и Рсp.
Подставляя (31) в (30) и далее в (29), получим для пускового давления на устье
(32)
где Ро — абсолютное давление, а Рпуск предварительно определяется по обобщенной формуле (27) либо, в случае перелива, по формуле (28).
Таблица 2
Значения коэффициента m [формула (33)]
m
Однорядный подъемник
Двухрядный подъемник
кольцевая
центральная
кольцевая
центральная
С учетом толщины стенки трубы
8,49
1,1335
1,285
1,1535
Без учета толщины стенки труб
8,93
1,1261
1,308
1,1261
Примечание. Данные приведены для наиболее употребительных диаметров Dв = 150,3 мм, d1н = 101,6 мм, d1в = 88,9 мм, d2н = 60,3 мм, d2в = 50,3 мм, причем α = 1.
Из приведенных формул видно, что пусковое давление зависит от погружения башмака под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров труб и обсадной колонны, а также от системы работы лифта (кольцевая или центральная). Ранее было показано, что рабочее давление газлифтной скважины определяется только погружением под динамический уровень, которое всегда меньше погружения под статический уровень. Поэтому пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник высокого давления газа в виде специального компрессора или газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.
Любую формулу пускового давления можно представить в виде
(33)
где m — коэффициент, определяемый соотношениями диаметров труб с учетом или без учета толщины их стенки (табл. 2).
Однорядный подъемник, работающий по кольцевой системе, дает наибольшее увеличение пускового давления по сравнению со статическим давлением (hρg) у башмака подъемных труб. Тот же подъемник при переходе на центральную систему позволяет существенно снизить пусковое давление. При двухрядном подъемнике пусковое давление увеличивается несущественно, максимум на 30,8 %, и переход на центральную систему уменьшает его назначительно (12,61 %).
Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в определение пускового давления, не превышающую 5 % (при однорядном подъемнике). В случае поглощения жидкости пластом (α
Рисунок 13 – Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины
Коэффициент поглощения α зависит от многих факторов, таких как коэффициент продуктивности скважины при поглощении, репрессия, определяемая величиной m, длительность пуска, вязкость жидкости и др. Однако он всегда может быть определен для реальной скважины по фактическому пусковому давлению. Приравнивая правую часть формулы пускового давления (27) фактически измеренному пусковому давлению (Рпус)ф и решая равенство относительно α, найдем
откуда
(34)
Заметим, что для одной и той же скважины величина α непостоянна и зависит от темпа пуска скважины. Чем быстрее происходит пуск, тем ближе значение α к единице и наоборот, так как при быстром запуске пласт не успевает поглотить существенное количество жидкости. Поскольку по определению α = V2/V1 [формула (10)], то, зная фактическое α [формула (34)], можно определить объем поглощенной пластом жидкости при запуске скважины
где V1 — объем вытесняемой газом жидкости в скважине до момента прорыва этого газа через башмак подъемных труб.
Характерный процесс пуска газлифтной скважины в функции времени показан на рис. 13. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением Рp.
продолжение
--PAGE_BREAK--