Статичний рівень - рідина

Статичний рівень рідини знаходиться в зоні пересіченій гірничої виробки.

Статичний рівень рідини відповідає положенню грунту каверни.

Статичний рівень рідини встановився на глибині грунту вироблення 64 7 м; відмінного динамічного рівня при п ро-дуктивності насоса 123 л /хв одержати не удало.

Якщо статичний рівень рідини низький, при віджати-тії рідини в затрубному просторі до місця установки першого пускового клапана рівень її в - трубах не досягне гирла.

Якщо статичний рівень рідини в свердловинах високий, перелив рідини на гирлі починається раніше, ніж рівень її в затрубному просторі досягне місця установки клапана.

Їсть - статичний рівень рідини в свердловині; Н0 - різниця рівнів між колоною головки і рівнем рідини в сепараторі; рг - тиск, підтримуване в сепараторі; р - щільність рідини, що витягується з свердловини; Дяд - падіння рівня рідини в свердловині щодо статичного рівня під час роботи насосу; РТР - втрати тиску на тертя в трубах і місцеві опори.

Компонування низу інструменту БМП для відбору керна. ЛСТ - статичний рівень рідини в свердловині (від гирла) після спуску інструменту на вибій, м; hCT - статичний рівень рідини в свердловині (від гирла) до спуску інструменту на вибій, м; Я - глибина свердловини, м; а - розрахунковий коефіцієнт, що залежить від діаметра інструменту і обсадної колони (а. За вказаною формулою нами проведені розрахунки для інструментів діаметром 7389114 мм і побудовані графіки (рис. 37), за якими можна швидко і точно визначити, на скільки піднімається рівень рідини в свердловині після занурення в рідину інструменту БМП.

у аміачних випарника статичний рівень рідини зазвичай підтримують на висоті 0 8 діаметра кожуха.

Перевіряють можливість відтискування статичного рівня рідини в засурмили до пакера. Дня цього обчислюють різницю між тиском газу і статичним тиском на глибині установки пакера з урахуванням поправок до цих тисків. Якщо різниця виявляється позитивною, то обчислення закінчуються.

Їсть - відстань статичного рівня рідини від гирла свердловини; другий член - - величина депресії при відборі оптимального дебіту; третій - величина втрат напору на тертя в підйомних насосних трубах.

Так як ДЯстЯст, статичний рівень рідини в свердловині високий і перелив її в процесі продавкі з затрубного простору почнеться раніше, ніж рівень в затрубному просторі досягає першого клапана.

Якщо 7 дп, то статичний рівень рідини не змінюється, а весь закачується обсяг суспензії переміщається нижче заливальних труб.

Пусковий тиску залежить від статичного рівня рідини в свердловині і глибини спуску ліфта. При пуску свердловини в роботу відбувається відтискування рівня рідини до черевика труб, що може бути досягнуто при величині пускового тиску Рпуск, що перевищує тиск стовпа рідини у черевика насосно-компресорних труб.

Скважинная камера К.

Пусковий тиску залежить від величини статичного рівня рідини в свердловині і глибини спуску ліфта. При пуску свердловини в роботу відбувається відтискування рівня рідини до черевика труб, що може бути досягнуто при величині пускового тиску Рпуск, що перевищує тиск стовпа рідини у черевика насосно-компресорних труб Рбаш.

Пускові клапани встановлюються в свердловинних камерах нижче статичного рівня рідини.

Приймають зазвичай середній діаметр бульбашок і крапель або Статичний рівень рідини.

Вплив конструктивних особливостей контактного пристрою нроявляется непрямим чином через статичний рівень рідини; особливо помітно це вплив при наявності крупноячеистой піни, коли величина ф зростає зі зменшенням діаметра отворів і збільшенням вільного перетину контактного пристрою.

Для зниження пускового тиску і можливо більшого занурення труб під статичний рівень рідини зазвичай застосовують так звані пускові пристрої.

Нафтовий пласт моделюється за допомогою ємності 12 що дозволяє встановити певний статичний рівень рідини в непрацюючій свердловині. Після пуску свердловини в роботу автоматично встановлюється динамічний рівень в моделі свердловини. нагнітання рідини відбувається при ході плунжера вгору. Отделившийся газ (повітря) проходить газовий лічильник, випускається в атмосферу. Вимірювання кількості подається свердловинним насосом рідини проводиться за допомогою трапа-мірника II і секундоміра. Газ (повітря) подається на прийом насоса нижче приймального клапана насоса. Модель свердловини, насосно-компресорні труби виготовлені зі скла, що дозволяє вести візуальні спостереження за роботою приймального і нагнітального клапанів в різних умовах.

До обробці кривих простеження рівня рідини в свердловині після її зупинки. Для обробки даних досліджень свердловини Як визначають за результатами вимірювання статичного рівня рідини після повної її стабілізації, тобто повного відновлення забійного тиску, що прирівнюється до поточного динамічному пластовому тиску.

До обробці кривих простеження рівня рідини в i. Для обробки даних дослідженні свердловини Як визначають за результатами вимірювання статичного рівня рідини після повної її стабілізації, тобто повного відновлення забійного тиску, що прирівнюється до поточного динамічному пластовому тиску.

Залежно від конструкції і системи підйомника, від висоти статичного рівня рідини в свердловині, а також від проникності пласта величина пускового тиску Рпуск має різне значення. На практиці застосовують однорядний, дворядний і полуторорядний підйомники.

Підземне обладнання газлифт-ної свердловини. пусковий тиск газліфтній свердловини залежить від занурення черевика підйомних труб під статичний рівень рідини, від співвідношення діаметрів обсадної колони і підйомних труб, а також від системи роботи ліфта.

Поряд з визначенням питомої ваги вимір тисків по стовбуру дозволяє визначити статичний рівень рідини в газонафтових фонтанів, газліфтних і глубіннонасосной свердловинах.

Горизонтальна пряма D D - z вказує положення початкового (невозмущенного) статичного рівня рідини в свердловинах.

Розглянемо тепер такі принципові врпроси технологічного конструювання переливні тарілок: вибір висоти статичного рівня рідини на тарілці і порядок установки тарілок в колоні.

Зазвичай при описаному способі обробки пакер спускають на 50 - 100 м нижче статичного рівня рідини в свердловині.

Основні параметри кожухотрубних випарників. При інтенсивному кипінні рідкий агент спінюється і добре змочує труби, що лежать вище статичного рівня рідини в кожусі; тому аміачні випарники слід заповнювати на 0 8 а фреонові на 0 5 - 0 6 діаметра. При тісному розташуванні труб малого діаметра і великих теплос'ема заповнення фреонових випарників зменшують до 0 3 - 0 4 діаметра.

Схема розміщення. Метод полягає в спуску в насосно-компресорні труби свердловини поршня зі зворотним клапаном під статичний рівень рідини.

Пусковий тиск компресорного підйомника залежить від конструкції і системи підйомника, від висоти статичного рівня рідини в свердловині, а також від проникності пласта і темпу продавлювання рідини в свердловину в пусковий період.

Пусковий тиску компресорного підйомника залежить від конструкції і системи підйомника, від висоти статичного рівня рідини в свердловині, а також від проникності пласта і темпу продавлювання рідини в свердловину в пусковий період.

Деякими незручностями розглянутого способу розрахунку є необхідність мати для обробки даних дослідження свердловин значення статичного рівня рідини, відповідні динамічному пластовому тиску. Для отримання цього параметра необхідно дочекатися повного відновлення тиску після зупинки свердловини.

Відстань до першого клапана /j визначають як відстань, до якого може бути відсунутий статичний рівень рідини в свердловині.

З прівеченних формул видно, що пусковий тиск залежить від занурення черевика підйомних труб під статичний рівень рідини, від співвідношення діаметрів обсадної колони і підйомних тр.

Таким чином, число циклів прогріву і продавкі в пласт нагрітої свердловини рідини обмежується часом відновлення статичного рівня рідини в свердловині.

Оскільки остаточний рівень рідини в свердловині перед розкриттям пласта змиритися після спуску на забій інструменту БМП, то статичний рівень рідини в свердловині до спуску інструменту /ICT повинен розташовуватися на більшій глибині від гирла, ніж гідростатичний рівень /ICT, відповідний пластовому тиску.

Вимірювання поточного пластового тиску в глибинно-насосних свердловинах проводиться або глибинними манометрами марки МГГ-1 після підйому насоса і встановлення статичного рівня рідини в стовбурі, або спеціальними глибинними манометрами марки МГЛ-5[1]з підвішуванням їх під насосом на трубках з метою отримання не тільки статичної, але і динамічного тиску.

Діаграма Q - Н спільної роботи пласта і насосної установки.

Qom - оптимальний дебіт свердловини; Став максимальний дебіт свердловини; Qn - потенційний дебіт свердловини; Їсть - статичний рівень рідини; Нл - динамічний рівень рідини; НСГ.

Зазвичай розрахунки зміни тиску по обсадної колоні ведуться від рівня соотвеіствуодего тиск насичення РЦАС до величини тиску газу у статичного рівня рідини в стовбурі свердловини. Ділянка стовбура сквахінв, де тиск більше тиску насичення, характеризується одьофааниі плином хідкос-ти, тому розподіл тиску на ньому - лінійне. Отже, для побудови кривої зміни тиску від а Абоян до статичного рівня рідини необхідно розрахувати додатково забійні тиск і вертикальну становлять /с глибини забою сквахінв. Якщо рахунок ведеться по колоні насосно-конпрсо-сорннх труб (НКГ), то лучяе розрахунок вести зверху вниз від тиску на гирлі сквахінн (Pg) до рівня, відповідного РІХС У цьому випадку, як і для варіанта перевірочних розрахунків розподілу тиску по обсадкою колоні і НКТ, необхідно врахувати зміну гаеосодерханія в НКТ в результаті сепарації газу у прийому насосів.

При нормалізованих конструкціях клапанних тарілок висота зливний планки може змінюватися від 40 мм і вище, що забезпечує висоту статичного рівня рідини на тарілці для різних колон в межах від 60 до 100 мм. Очевидно, менші циф и слід приймати для вакуумних колон і великі - для всіх інших. Для забезпечення рівномірної роботи сітчатие тарілок загальну висоту неспінені шару рідини слід приймати в межах 50 - 70 мм.

Для забезпечення рівномірної роботи клапанних тарілок висота зливний планки встановлюється 50 мм над рівнем тарілки, що забезпечує висоту статичного рівня рідини на тарілці в межах 70 - 100 мм.

Для клапанних тарілок ряд зарубіжних фірм рекомендує приймати висоту зливний планки, що дорівнює 50 мм[384], Що забезпечує висоту статичного рівня рідини на тарілці для різних колон в межах 60 - 100 мм.

До недоліків запропонованого методу можна віднести громіздкість апаратури, необхідної для проведення дослідження, і тривалий простій свердловини при визначенні статичного рівня рідини, що пов'язано з втратами видобутку нафти. Однак в деяких випадках, особливо при проектуванні систем автоматизації періодичної роботи свердловин за допомогою програмних пристроїв, пропонований метод може бути найбільш раціональний, так як він дає результати значною точності.

ЛСТ - статичний рівень рідини в свердловині (від гирла) після спуску інструменту на вибій, м; hCT - статичний рівень рідини в свердловині (від гирла) до спуску інструменту на вибій, м; Я - глибина свердловини, м; а - розрахунковий коефіцієнт, що залежить від діаметра інструмента і обсадної колони (а. За вказаною формулою нами проведені розрахунки для інструментів діаметром 7389114 мм і побудовані графіки (рис. 37), за якими можна швидко і точно визначити, на скільки піднімається рівень рідини в свердловині після занурення в рідину інструменту БМП.

Послідовність і характер операцій при цьому наступний: витягають глибинний насос зі свердловини, обстежують стан забою, експлуатаційної колони і заміряють статичний рівень рідини в свердловині. при необхідності чистять колону або свердловину промивають для видалення піщаної пробки, після чого залишають її в спокої до відновлення статичного рівня.

Пристрій для приготування БСС в зоні поглинання, розроблене Г. С. Абдрахманово, В. І. Криловим, А. А. Баздирєва і ін Технологія ліквідації повних поглинань через відкритий кінець колони бурильних труб при рівновазі тисків в системі свердловина - поглинаючий пласт вимагає установки під статичний рівень рідини в свердловині пакера, що перекриває затрубний простір.

При вивченні гідродинамічних характеристик барботажних і дисперсних систем у багатьох роботах[24, 60-62]відзначається істотний вплив навантажень по газу і рідини та висоти статичного рівня рідини на газосодержание і відносну щільність двухфазного потоку. Аналіз експериментальних даних показує, що збільшення навантажень по газу при постійній щільності зрошення призводить до збільшення газосодержания в області крупноячеистой піни, потім при переході до режиму рухомої піни газосодержание падає внаслідок ущільнення шару і, нарешті, при переході до стану диспергирования знову зростає.

Геометрія направляючої частини профілю горизонтальної свердловини залежить від наступних факторів: гірничо-геологічних умов буріння, структури і літології гірських порід; конструкції свердловини; протяжності горизонтальної ділянки, статичного рівня рідини в пласті (очікуваного); товщини шару (продуктивного); техніко-економічних можливостей для горизонтального буріння на даному етапі і в даному регіоні.



Інші публікації на тему:
  • Метод - підлив
  • П'єзометричний метод - вимір - рівень
  • Швидке падіння - рівень