с. 4, б). У пласті рухається негазована рідина, а в свердловині - газорідинна суміш (на малюнку показано сталий стан). При тиску у башмака НКТ p 1? P H. в затрубному просторі на гирлі знаходиться газ і р затріть зазвичай невелике (0,1-0,5 МПа). Так як р 1? Р Н gt; р 2, то в міру підйому нафти тиск знижується, збільшується кількість вільного газу, відбувається розширення газу, зростає газосодержание потоку, т. Е. Фонтанування здійснюється за принципом роботи газорідинного підйому.
Третій тип - газліфтна фонтанування з початком виділення газу в пласті: р З lt; р Н ,, р 2 lt; р Н (рис. 4 в). У пласті рухається газована рідина, на забій і до башмака НКТ надходить газорідинна суміш. Після початку припливу основна маса газу захоплюється потоком рідини і надходить в НКТ. Частина газу відділяється (сепарується) і надходить у затрубний простір, де газ барботують в відносно нерухомої рідини. У затрубному просторі накопичується газ, рівень рідини знижується і досягає черевика НКТ. Згодом настає стабілізація і при p 3 lt; p H рівень завжди встановлюється у черевика НКТ. Утруднена тиск газу, як правило, високе, майже досягає значень р 1 і р 3. При витоках газу з затрубного простору (через негерметичність в різьбових з'єднаннях НКТ, обсадної колоні, гирловому обладнанні) рівень буде знаходитися вище черевика НКТ. Чим менше витрата і в'язкість рідини, більше витрата газу у черевика, зазор між НКТ і експлуатаційною колоною, тим більше газу сепарується в затрубний простір.
НКТ, типи труб і розрахунок колони.
Насосно-компресорні труби (НКТ) служать для витягування на поверхню надходять у свердловину при експлуатації пластових рідин нафти і газу, для нагнітання в пласти води в нагнітальних свердловинах, для проведення різних робіт при освоєнні та випробуванні свердловин.
Вітчизняною промисловістю виготовляються насосно-компресорні труби наступних конструкцій:
муфтові гладкі з конічною різьбою трикутного профілю (ГОСТ 633-80);
муфтові гладкі високогерметичних з конічною різьбою трапецеїдального профілю (тип НКМ по ГОСТ 633-80);
муфтові гладкі з конічною різьбою трикутного профілю з підвищеною пластичністю і хладостойкое (ТУ 14-3-1282-84).
Імпортні насосно-компресорні труби виготовляються, як правило, у відповідності зі стандартами американського нафтового інституту (АНІ) і за технічною документацією фірм.
Труби і муфти до них виготовляються з стандартизованих сталей марок Н - 40, J - 55, N - 80, L - 80, С - 90, С - 95, Р - 110 (стандарт 5СТ АНІ).
Труби за стандартами АНІ виготовляються з муфтовими різьбовими з'єднаннями як гладкими, так і з висадженими назовні кінцями. Ці труби мають різьблення трикутного профілю і можуть бути згвинчений з трубами по ГОСТ 633-80 без застосування перевідників.
Перед спуском труби повинні бути складені на містках муфтами до
свердловині (різьблення труби і муфти захищають відповідні захисні деталі).
Комплект труб, спусковий в одну свердловину, як правило, повинен складатися з труб однієї марки. Для забезпечення герметичності різьбові з'єднання НКТ повинні бути очищені від бруду, змащені графітової змазкою і надійно закріплені, з обертовим моментом.
Розрахунок колони.
Колона НКТ може бути одноступеневою, що складається з труб одного діаметру, і багатоступінчастої, що складається з труб декількох діаметрів. Кожна ступінь може включати кілька секцій.
Діаметр муфти і довжину колони НКТ визначають з умов експлуатації.
Оптимальний внутрішній діаметр колони НКТ визначається з виразу за формулою (1):
де r - щільність ГЖС, кг/м 3; L - глибина спуску колони НКТ (підйомних труб), м; р 1 - для фонтанних свердловин приймається як тиск на вибої р заб, Па, для газліфтних свердловин як пусковий тиск р п, Па; р у - тиск на гирлі, Па; Q ж - дебіт рідини, що видобувається зі свердловини, м 3/добу.
Після обчислення за формулою (1) вибираються за стандартом труби найближчого більшого діаметру. У разі ступінчастою конструкції НКТ перша секція повинна складатися з труб найближчого до розрахункового діаметра, а наступні секції - з труб більшого діаметру.
Приклад. Визначити діаметр колони НКТ, вільно підвішеною без пакера, за таких умов: щільність рідини, закачиваемой в свердловину при освоєнні r=820 кг/м 3; довжина колони НКТ L=3100 м; тиск на вибої р заб=25 МПа; тиск на гирлі (буфері) р у=3,5 МПа; передбачуваний відбір (дебіт) рідини з свердловини Q ж=73 м 3/добу.
Рішення. Оптимальний вн...
