Содержание

Пошаговый алгоритм установки газовых лифтов – Сделаем мебель сами

Здравствуйте дорогие друзья.

Если вы начали делать мебель, то, рано или поздно, обязательно столкнетесь с установкой подъемников на верхние кухонные модули.

По этому, сегодня я хочу с вами поговорить об этой установке подробнее.

Итак:

Газовые лифты – это системы, благодаря которым фасады могут открываться сверху-вниз, причем, их крайние положения будут фиксированы.

Кроме того, они плавно их поднимают и опускают.

Само это положение определяется способом установки крепежа этого механизма на короб и фасад.

Подъемники бывают самых разнообразных конструкций, и мы с вами рассмотрим самый распространенный вариант этих подъемников.

Первое, что нужно понимать – в комплекте с ними, всегда идет инструкция к установке (пример – смотрите ниже).

По этой инструкции, нужно выбрать, какую схему установки крепежа вы будете использовать (имеется ввиду, нужно определиться, под каким углом должен фиксироваться дверца в открытом положении).

Все подъемные механизмы отличаются друг от друга усилием разжатия. Это усилие может быть 60, 80, 100, 120, 140 Ньютон.

Как используются практически эти характеристики – а используются они очень просто. Для поднятия 1-го килограмма веса фасада, нужно 10 Ньютон. По крайней мере, так написано в инструкциях и справочниках.

Но лично я никогда подобными расчетами не «заморачиваюсь».

Для их установки нужно понимать следующее:

  1. На один фронт желательно устанавливать два газовых лифта, чтобы при его открытии не возникало ненужных напряжений, которые будут его перекашивать (особенно это ощутимо тогда, когда есть небольшой и не тяжелый фасад).
  2. Лифты, усилием от 100 Ньютон устанавливают очень редко, так как в этом случае, дверцы должны быть очень массивными и большими, а это, в свою очередь, тоже встречается не так часто.
  3. Фронт, с установленными на него подъемными механизмами, регулируется при помощи петель, которыми он крепится к коробу.
  4. Перед тем, как собирать короб, в котором должна быть установлена рассматриваемая нами фурнитура, на его бока нужно сразу установить крепеж под нее (чтобы не мучиться с его установкой на уже собранном коробе).

Итак, устанавливаем на боковые детали короба крепеж, отмерив нужные расстояние (смотрим инструкцию).

Так же, устанавливаем крепеж на фасады, которые на этих лифтах должны работать.

Собираем короб.

После того, как короб собран, устанавливаем на него эти фасады (закрепляя навесы на верхних горизонтах).

И когда фасады установлены, устанавливаем лифты.

Они устанавливаются очень просто – нужно надавить их головку на крепеж, и все, после щелчка, его край будет закреплен.

Закрываем фасад, регулируем его с помощью петель.

И,  в общем-то все.

До встречи.

Используйте секреты установки газлифта

Приветствую Вас  друзья на bokovina.ru ! Сегодня Вы узнаете как не сложно установить мебельный газлифт на кухонный шкаф. Вы будете рады узнать, что процесс займёт буквально 5 минут, если Вы уверенны в своих действиях.

 

Если Вы прочитаете статью до конца, то получите не только понятную инструкцию установки. Но и несколько ценных секретов, без которых монтаж не будет столь идеальным. Вы узнаете практические советы, наработанные в течении многих лет. Используйте мой опыт!

 

Газлифт используется в основном в верхних шкафах корпусной мебели. Он поднимает фасады верх, что облегчает открывание для хозяйки. Достаточно слегка потянуть за ручку и дверка плавно пойдёт вверх до настроенного момента фиксации.

 

Не раз замечал использование газлифта и на нижних модулях, при открывании фасада вниз. В таких случаях он выполняет роль стопора. И я считаю, что не целесообразно применять газлифт как фиксатор. Для этих целей существует Клок.

 

Обратите внимание, при открывании дверцы вверх необходимо ставить газлифты с обеих сторон. Иначе Вы устанете регулировать фасад. В закрытом состоянии он будет  перетягивать фасад вверх со своей стороны. Усиливает беду, расположение  дверок в ряд.

 

В шаговой доступности от Вас, размещена услуга по расчёту корпусной мебели.

 

Как установить газлифт

 

Газлифт крепится за боковину и фасад. В частности круглая деталь со втулкой к внутренней части боковины, а крючкообразный продолговатый  крепёж к фасаду. На них защёлкивается сама втулка с азотом. Всегда ставлю газлифты баллоном вверх.

 

Укладываем фасад внутренней частью верх. Отмечаем со стороны петель вниз 90 мм, от края 22 мм. Это центр крепления крючкообразной детали, крючком во внутрь фасада. Размер 22 мм для боковины шкафа, толщиной 16 мм, плюс зазор. Важно не меньше 16 мм.

 

Укладываем на столе,  внутренней частью верх,  боковину. Отмечаем от верхнего торца вниз 270 мм, от лицевого торца во внутрь 10 мм. Это центр крепления первого самореза на круглом крепеже. Ещё два располагаются выше и ниже внутри детали, относительно первого самореза.

 

 

После установки газлифта не забудьте поставить демпфер. Накладной или врезной значения не имеет. Он смягчит удар фасада о торец шкафа, во время закрывания. Без него хлопок будет приличный. Достаточный для того, чтобы Вы подпрыгнули на диване в другой комнате. 🙂

 

В шаговой доступности от Вас, размещена услуга по расчёту корпусной мебели.

 

Как снять газлифт

При внимательном рассмотрении Вы заметите на концах втулки фиксирующие скобки или усики. Они надёжно охватывают шарообразные края обоих крепежей. Для того, чтобы одеть втулку достаточно небольшого усилия и фиксация произойдёт после щелчка.

 

Снять втулку голыми руками не получится. Для этих целей необходимо вооружиться прямой отвёрткой. Следует подцепить скобку и потянуть её в верх. Она спрыгнет с крепежа и втулка освободится. Будьте осторожны усики частенько улетают из рук, потом их сложно найти.

 


 

Регулировка газлифта

Существует 3 положения фасада в открытом состоянии – 90°, 70°, 110° относительно боковины шкафа. При небольшом росте, бывает сложно дотянуться до дверки, чтобы её закрыть. Или приходится заглядывать под дверцу, чтобы достать нужные вещи.

 

 

Для этого следует изменить разметку крепежа на фасаде. Чтобы фасад в открытом состоянии имел положение 70° от верхнего края отмечаем 100 мм вниз до центра крепежа. Положение 90° – 90 мм. Положение 110° – 80 мм. Погрешность  5°-10° .

 

Есть возможность отрегулировать угол наклона точнее. Такая необходимость возникает при расположении подобных фасадов в ряд. Баллон газлифта имеет внутреннюю резьбу. Проворачивая его мы поднимаем или опускаем фасад.

 

Как правильно подобрать нагрузку газлифта

Хочу обратить Ваше внимание на маркировку подъёмных механизмов – 50, 60, 70, 80, 100, 120. Эти цифры означают давление в баллоне. Т.е. силу с которой они будут поднимать дверцу. Нельзя ставить “сильные” механизмы на лёгкие фасады.

 

Стандартная высота шкафа 720 мм, пополам 360 мм – стандартная высота для фасада с верхним открыванием. Рассмотрим нагрузку газлифтов на фасады со стандартной высотой. При изменении ширины меняется вес дверцы, соответственно подбираем газлифт.

 

  • До 650 мм – нагрузка 50
  • До 800 мм – нагрузка 60, 70
  • До 1000 мм – нагрузка 80, 100 по 3 шт.

 

Значения и соответствия примерные для МДФ фасадов. Иногда не попадаю в необходимый элемент, потому, что мебель изготавливаю индивидуально и из различных материалов. Но для меня не сложно поменять газлифт, чтобы получить лучший результат.

 

Есть ещё один момент на который следует обратить внимание. При использовании “сильных” газлифтов (больше 80), следует усиливать крепление верхнего горизонта к которому крепятся петли. В закрытом состоянии нагрузка на деталь происходит серьёзная.

 

 

Итог

Теперь Вам известно то же, что знаю я. Вы способны установить подъёмный механизм без лишних отверстий. Система очень проста и не требует  умственных усилий. Выполняйте мои инструкции и у Вас получится идеальный монтаж газлифта!

 

Если Вам понадобится деталировка корпусной или встроенной мебели , обращайтесь. Мы обязательно обсудим условия сотрудничества и придём к единому мнению. За умеренный процент за свой труд, я подготовлю для Вас подробный проект в назначенные сроки.

 

Что бы Вам хотелось добавить к этой статье?

Расскажите мне о своём опыте в комментариях.

Мне будет очень интересно послушать Ваши истории!

 

 


 

С хорошими мыслями о Вас,эксперт в мебельных вопросах

Ре́кун Дмитрий.

 

Твитнуть

Не забудьте поделиться этой статьей в социальных сетях

 

 

Как установить мебельный газлифт? - Блог

Мебельный газлифт прямого действия – механизм для открывания фасада вверх и закрывания вниз, а также для фиксации открытой мебельной дверцы в определенном положении. Данное устройство по-другому называется «газолифтовый амортизатор для мебели» и «газовый подъемник» и преимущественно используется в модулях кухонных гарнитуров.

Базовые элементы конструкции газового лифта для кухонных шкафов представляет собой герметичный цилиндр, заполненный инертным газом, и шток, посредством которого осуществляется движение механизма. При открывании фасада газ расширяется, выталкивает поршень, и дверца поднимается вверх. При закрывании фасада газ сжимается, утапливает поршень в цилиндре, и дверца опускается вниз.

При эксплуатации мебельный газовый лифт обладает рядом важных преимуществ:

  • Плавное открывание и закрывание мебельной дверцы. Когда вы приподнимаете фасад, он нерезко начинает двигаться вверх, за счет плавной работы штока мебельного лифта. То же самое происходит и при обратной операции; вы прилагаете небольшой усилие для закрывания, и фасад опускается без резких движений.
  • Бесшумный ход фасада. При закрывании и открывании дверцы мебельного модуля, благодаря плавной работе механизма газлифта, вы не слышите шум, вызывающий дискомфорт.
  • Надежное удержание дверцы в открытом положении. При открывании фасада, после того как завершится плавное движение дверцы, фасад надежно фиксируется в поднятом состоянии до тех пор, пока вы сами не опустите дверцу.

Перед покупкой газового лифта на дверцу необходимо понять – какой именно механизм вам нужен с точки зрения силы сжатия пружины. Этот параметр мебельного лифта для шкафа четко соотносится с тяжестью фасада. Сила сжатия газового подъемника измеряется в ньютонах (N) и эквивалентно массе мебельной дверцы в следующем соотношении: 1 кг = 10 N. Несмотря на то, что маркировка механизма означает нагрузку на один газлифт (например подъемник со значением 60N предполагает нагрузку в 6 кг), категорически рекомендуется всегда устанавливать два газолифтовых амортизатора, с левой и с правой стороны фасада. В противном случае возможен перекос дверцы шкафа и значительное уменьшение срока службы газового подъемника.

Для подбора необходимых газлифтов следует руководствоваться таблицей, наглядно демонстрирующей – какой подъемник использовать в зависимости от параметров фасада. Ниже представлено руководство для газовых лифтов бренда GTV. В нем учтены высота фасада, масса (вес дверцы), а также требуемый угол открытия, то есть угол фиксации дверцы:

Не менее важно определить вид газового амортизатора, подходящий именно для вашей мебельной конструкции. В целом в мебельной фурнитуре представлены подъемники с различным принципом действия; возможно горизонтальное открывание, вертикальное (параллельное) открывание, откидные и поворотные механизмы.

В данной статье речь изначально идет о наиболее распространенном варианте подъемника – мебельном газлифте прямого действия, служащим для поднимания дверцы шкафа вверх. Но также существует и газовый лифт обратного действия, иначе называемый «барный газлифт» или «газлифт нижнего открывания». Он предназначен для фасадов, открывающихся не вверх, а вниз. Кроме стандартного по размеру газового лифта, в мебельных конструкциях также используются короткие подъемники для открывания фасада малой высоты.

Как установить газовый лифт самостоятельно

После приобретения газовых подъемников, вы способны установить их сами, не прибегая к помощи высококвалифицированных специалистов. Чтобы осуществить монтаж газового лифта своими руками, следует лишь четко следовать порядку установки, изложенному ниже.

  1. Проверка комплектации газолифтового амортизатора

    Как уже было сказано выше, базовые составляющие механизма газового лифта – это цилиндр с газом и шток, представляющие собой единую конструкцию.

    • Крепление на фасад (верхнее крепление).
    • Крепление на боковую стенку (нижнее крепление).

    Также к газлифту могут прилагаться шурупы, в разном количестве и разного размера, в зависимости от марки и конструктивных особенностей изделия (количества и размера монтажных отверстий у креплений).

  2. Разметка на мебельном модуле согласно инструкции

    В зависимости от требуемого угла открывания дверцы, с помощью линейки и карандаша отмечаем места установки креплений подъемников, на фасаде и боковой стенке шкафчика, с левой и с правой стороны. Инструкция от производителя по установке прилагается к изделию или представлена в техническом каталоге производителя.

  3. Монтаж подъемников

    • Если монтаж газлифтов происходит на уже рабочий шкафчик, то для удобства установки фасад снимаем с коробки (отвинчиваем крепёж, соединяющий плечо петли с ответной планкой), при этим чашка петли остается закрепленной на фасаде, а ответная планка – на корпусе.
    • Если установка газового лифта осуществляется в процессе сборки нового шкафчика, то предварительно на корпусе с внутренней стороны крепим ответные планки мебельных петель, а на фасаде – чашки/плечи петель.
    • Согласно сделанной разметке, на фасаде сверлим отверстия и прикручиваем верхние крепления газлифтов.
    • На коробке шкафчика также сверлим отверстия, по предварительно сделанной разметке, и прикручиваем нижние крепления газовых подъемников.
    • Далее навешиваем фасад на коробку, то есть скрепляем чашки и ответные планки петель (саморезы, держащие петли, пока полностью не закручиваем, или ослабеваем, для последующей регулировки петель).
    • Теперь устанавливаем газлифты; цилиндр со штоком присоединяем к прикрепленным верхним и нижним креплениям.
    • Финальное действие – регулировка мебельных петель под установленные газлифты, после чего полностью закручиваем саморезы петель.
Смотрите также Сетчатые корзины для шкафов и гардеробных систем

Сетчатые корзины для шкафов - широко используемые удобные контейнеры для хранения одежды в гардеробных системах.

7141 просмотров

Подробнее Направляющие для выдвижных ящиков: шариковые или роликовые?

Выдвижной ящик - повсеместно используемый функциональный мебельный элемент. Фактически это емкость для хранения предметов, устанавливаемая в мебельные конструкции различного назначения.

8474 просмотров

Подробнее

Как использовать

Установка роликовых направляющих

При сборке корпусной мебели нередко выполняется установка роликовых направляющих, при помощи которых выдвигаются ящики. На первый взгляд, это несложный процесс, который под силу даже начинающим мастерам, однако монтаж фурнитуры требует внимательного и ответственного подхода, ведь именно от него во многом зависят срок службы и функциональность готовой конструкции.

29472 просмотров

Подробнее

Как выбрать

Ручка Гола (Gola) и ее аналоги: преимущества, комплектующие, особенности монтажа

Профили Gola и их конструктивные аналоги - набирающая все большую популярность система открывания фасадов, без использования традиционных мебельных ручек.

16095 просмотров

Подробнее

Как сделать

Как установить мебельный газлифт?

Мебельный газлифт прямого действия – механизм для открывания фасада вверх и закрывания вниз, а также для фиксации открытой мебельной дверцы в определенном положении.

8252 просмотров

Подробнее

Как выбрать

Амортизаторы для мебели

Амортизаторы для мебели – важные бытовые приспособления, обеспечивающие тишину при эксплуатации мебельных изделий и увеличивающие срок их службы.

7317 просмотров

Подробнее

Как выбрать

Как выбрать светодиодную ленту

Виды LED-лент, их основные характеристики и блоки питания к лентам.

6527 просмотров

Подробнее

Как использовать

Рейлинги для кухни

При использовании горизонтальных рейлингов их размещают на высоте около 40–50 см от столешницы. Расстояние от верхних модулей до трубы должно составлять не менее 8–10 см. Минимально приемлемой высотой размещения конструкций от пола является 90 см, максимум – от 170 до 180 см.

8736 просмотров

Подробнее

Как выбрать

Виды ручек для мебели

Мебельные ручки – маленькая, но значимая деталь. Это акцент, который помогает поддержать выбранный в интерьере стиль. Если вы заказываете новую мебель или желаете обновить уже имеющуюся — у вас всегда есть возможность подобрать ручки отдельно, и очень важно выбрать их правильно.

10103 просмотров

Подробнее

конструкция, установка газового лифта, выбор

Каждый шкаф имеет в своей конструкции крепежные соединения, которые обеспечивают удобную их эксплуатацию. Немаловажную роль в правильной работе кухонного шкафа играет газлифт. При условии правильной установки этого устройства можно не беспокоиться о том, что в определенный момент дверцы мебели перекосятся или начнут самопроизвольно открываться.

Чтобы кухонная мебель оставалась функциональной, она обязательно должна быть оборудована газовым лифтом. Причем собрать и установить это приспособление на кухонный шкаф под силу даже непрофессионалу. Если в точности следовать указаниям инструкции по монтажу, то можно обеспечить надежное крепление дверей, которые смогут открываться при минимуме усилий. Нужно помнить, что надежная работа кухонного шкафа зависит не только от правильной установки газлифта, но и его выбора.

Что такое кухонный газлифт?

Используемые в кухонной мебели газовые лифты имеют вид подъемного механизма, основная функция которого заключается в удержании и открывании дверей шкафов. Благодаря кухонному газовому лифту двери навесных шкафов могут открываться наверх без лишних усилий. Широкое применение этого приспособления в мебельном производстве получили благодаря следующим преимуществам:

  • Надежная фиксация открытой двери в верхнем положении. За счет этого можно одним усилием открывать сразу несколько шкафов;
  • Плавное открывание двери с возможностью самостоятельной настройки механизма;
  • Полное отсутствие шума во время работы механизмов;
  • Нет необходимости устанавливать на дверцы ручки;
  • Срабатывание механизма происходит за счёт легкого нажатия руки.

В основе работы этого приспособления лежит довольно простой принцип, обеспечиваемый срабатыванием газовой пружины и гидравлического амортизатора.

Когда дверца смещается относительно начального положения на 10 ° , срабатывает механизм мебельного газлифта, который автоматически открывает дверь на рабочий радиус 90 ° . Сам механизм управления работы двери имеет сложное устройство и включает в себя следующие элементы:

  • цилиндрический корпус;
  • поршень;
  • втулку;
  • клапан;
  • шток;
  • подшипники скольжения;
  • сальник;
  • пыльник;
  • уплотнение.

Благодаря продуманной конструкции поддерживается полная герметичность цилиндра, который еще в цехах производителя заполняется азотом, обеспечивающим требуемое давление в момент зажатия. Приспособление имеет неразборную конструкцию, поэтому отремонтировать его нельзя.

Монтаж газлифта на шкаф

Установку мебельного газлифта начинают с того, что готовят набор инструментов и выполняют разметку для точного выполнения крепления.

Инструменты

При необходимости выполнить установку газлифта можно и самостоятельно. Но для этого придется подготовить набор следующих инструментов:

  • шуруповерт;
  • отвертка;
  • плоскогубцы;
  • молоток;
  • электродрель;
  • линейка;
  • рулетка.

Разметка установки

Перед установочными работами необходимо выполнить разметку мест установки крепления газлифта.

До монтажа обязательно нужно проверить имеющееся оборудования на соответствие конструкции шкафа. Так, если внутренняя полость навесного шкафа имеет высоту 365 мм, то для него используют газлифт длиной 355 мм.

Для правильного выполнения монтажа устройства необходимо соблюсти порядок разметки шкафа:

Первым делом необходимо нанести отметку центра крепления на боковине. Для этого необходимо отмерить от внутренней поверхности верхней крышки расстояние 366 мм. То же самое делают от переднего края боковины, но здесь отступ должен составлять 37 мм.

После этого наносится отметка центра для крепления устройства. Необходимо от верхнего среза отметить расстояние 128 мм. От бокового торца нужно отсчитать отступ, который должен иметь длину, соответствующую высоте крепления на боковине шкафа. Чаще всего она составляет 19 мм. Аналогичные операции необходимо выполнить на каждой стороне навесного шкафа.

Процесс установки

Приступая к установке газлифта, первым делом необходимо зафиксировать основание устройства в боковой части шкафа в заранее нанесённом месте разметки. Обычно используются два вида креплений - с пружиной и пластиной. Монтаж скобы осуществляется путем вкручивания в дерево боковины в месте отметки, а установку головки лифта производят обычным защелкиванием в скобу.

У некоторых устройств основание выполнена в виде пластины с отверстием. В этом случае его устанавливают на 3 или 4 шурупа в боковой части таким образом, чтобы центр отверстия соответствовал нанесенной отметке. Далее нужно поместить шарнирную головку лифта в это отверстие и закрепить. Особое внимание нужно обратить на то, чтобы у пластины основания не было признаков деформации. Иначе поврежденный лифт не будет правильно работать.

Таким же образом устройство монтируется и на внутренней поверхности дверцы. Особое внимание нужно уделить тому, чтобы был выдержан требуемый угол наклона шарнира, который должен быть равен примерно 8 ° .

Чтобы убедиться в правильности направления, следует поступить следующим образом: необходимо шток переместить в максимально выдвинутое положение.

Аналогичная методика установки применяется для крепления газлифта с обеих сторон шкафа.

Рекомендации по установке

Чтобы не иметь проблем в процессе эксплуатации кухонного шкафа, необходимо соблюдать следующие рекомендации в процессе монтажа:

  • Монтаж устройства в обязательном порядке производится с обеих сторон. Это поможет предотвратить возникновение перекосов.
  • Дверцу обязательно нужно зафиксировать к верхней крышке шкафа, используя мебельные петли тарельчатого типа.
  • Особое внимание нужно уделить типу используемого устройства. Если крепежное приспособление имеет нагрузку более 80 Н, то нужно помнить, что она подходит только для установки на тяжелые двери. Для шкафа другой конструкции их использовать не стоит из-за повышенной жесткости.
  • Газлифт необходимо устанавливать только после монтажа на двери всей необходимой фурнитуры, облицовки и элементов декора.
  • Прежде чем приступать к креплению газлифта, необходимо снять шкаф со стены.
  • Иногда угол открывания двери является недостаточным. В этом случае проблему решают путем перемещения точки установки газлифта ближе к переднему срезу боковины.
  • Во избежание быстрого выхода из строя крепежного устройства его необходимо устанавливать, в точности соблюдая указания инструкции по установке.

Выбор газлифта для шкафа

При выборе этого крепежного приспособления для кухонной мебели необходимо обращать внимание на следующие параметры:

  • размеры устройства;
  • усилие нажатия газовой пружины.

Перед покупкой газлифта для мебели необходимо убедиться, что он соответствует размерам кухонной мебели. Для этого перед походом в магазин выполняются замеры высоты дверцы и глубины шкафа. На основании полученных значений характеристик и принимается решение в пользу приобретения подходящей модели газлифта.

Чаще всего в магазинах эти приспособления предлагаются в трех вариантах типоразмеров в выдвинутом состоянии - 164, 244 и 355 мм. Еще необходимо обратить внимание на длину газлифта в сжатом состоянии и предельную длину выдвижения штока.

Правильная работа крепежного приспособления зависит от усилия нажатия. Эта характеристика является нормированной, значение которой обязательно должно быть указано в паспорте на изделие и на корпусе устройства. Чтобы не ошибиться с выбором газлифта, необходимо знать точный вес дверцы, учитывающий фурнитуру, покрытие и декорирующие элементы. Обычно крепежное устройство для кухонных шкафов рассчитано на усилие 60, 80, 100, 120 и 140 Н. Для выбора наиболее подходящей модели газлифта необходимо соблюдать правило: на 1 кг веса дверцы должно приходиться усилие, равное 10 Н.

Заключение

Работа кухонного шкафа во многом зависит от качества установки такого крепежного устройства, как газлифт. Это приспособление очень часто используется в мебельном производстве, обеспечивая удобную и простую эксплуатацию мебели. Используются газлифты и в кухонных шкафах. Но при этом газлифты, как и любое крепежное приспособление, могут в определенный момент выйти из строя. Чтобы это случилось как можно позже, необходимо очень тщательно подойти к процессу установки этого устройства. Для этого важно не только знать конструкцию газлифта, но и правила его монтажа на дверцы кухонных шкафов.

Как установить газлифт для кухонных шкафов (15 фото): пошаговая инструкция и схема

Автор Екатерина Миранова На чтение 4 мин. Опубликовано Обновлено 10.06.2020

Газлифты — амортизирующие механизмы, предназначенные для дверей горизонтального открытия. Механизм относится к кронштейнам. Главная суть работы газлифта — амортизация при открывании и закрытии дверок, их удержании.

Механизм помогает открывать и закрывать шкафы без усилий, распахивать дверки полностью, чтобы увидеть, что находится внутри шкафчика.

Газлифт полностью герметичен. Азот закачивается при изготовлении, поэтому при поломке в процессе эксплуатации его невозможно отремонтировать.

Список достоинств лифта можно составить из следующих свойств:

  • саморегуляция плавного хода;
  • надежная фиксация в открытом состоянии;
  • фрикционное и автоматическое открытие;
  • крепеж на любой из материалов мебели;
  • дверь открывается даже без ручки.

Конструкция газового лифта

Представляет собой конструкцию из следующих компонентов, сделанных из пластика и металла:

  1. Втулка.
  2. Конус лифта.
  3. Внешняя и внутренняя полости.
  4. Подъемный шток.
  5. Посадочный, внешний и внутренний конуса.
  6. Кнопка.
  7. Уплотняющий элемент.
  8. Газовый клапан.
  9. Подшипник.
  10. Канал, переспускающий газ.

Как правильно установить газлифт на кухонный шкаф?

В начале работы нужно подобрать инструмент и произвести разметку, закупить газлифты и комплектующие. Газлифты характеризуются разными параметрами и усилием, при котором пружина сжимается. Устройство должно соответствовать размерам мебели. Обычно размеры мебели стандартные и для нее выпускаются три основных варианта газлифтов по размерам. Нужно знать максимальное выдвижение штока и длину сложенного механизма.

Усилие сжатия нужно при расчете конструкции для дверок разной массы с учетом всего покрытия и фурнитуры. Величина сжатия пружины нормируется и указана в техпаспорте механизма, измеряется в ньютонах и может быть по величине в 60, 80, 100 и до 140 Н. По весу двери рассчитывается газлифт из расчета килограмма массы двери на 10 ньютонов усилия сжатия.

Способов крепления много. Часто употребляются плоские площадки, монтируемые на боковинах шкафа шурупами и саморезами. Для деревянной мебели используются вкручиваемые держатели.

Какой инструмент понадобится при монтаже?

Необходим набор инструментов — одного не хватит. Если вы хотите произвести установку самостоятельно, вам понадобятся:

  1. Метр, линейка или рулетка.
  2. Молоток и плоскогубцы.
  3. Дрель (лучше электрическая).
  4. Отвертка или шуруповерт (последний предпочтительнее).

Шаг 1. Разметка перед установкой

Перед установкой устройства производится разметка в нише шкафа и расчеты, необходимые для установки. Также производится разметка центров мест крепления по обеим сторонам ниши и на дверце.

Шаг 2. Монтажные работы

Установка газлифта на кухонный шкаф осуществляется следующим образом:

1. Вначале закрепляются основания к бокам шкафчика на местах, размеченных ранее.

2. Устанавливаются пластины и скобы с пружинами. Скоба вкручивается, головка газлифта защелкивается прямо на ней.

3. Центр крепления должен совпадать с размеченным, крепится основание в разных вариантах 3-мя или 4-мя шурупами или саморезами. Головка конструкции фиксируется в отверстиях.

Важно! При искривлении пластины лифт не работает.

4. Аналогично производятся действия по закреплению на дверце мебели. Угол наклона шарнира должен быть 8 градусов.

Схема установки газлифта

5 советов по монтажу

В связи с самостоятельным проведением крепления устройства можно предоставить несколько полезных советов:

  1. Механизм должен закрепляться на боковины ниши — иначе будет перекос крепления.
  2. Дверца в шкафчике должна быть усиленно закреплена с помощью двух дополнительных мебельных петель.
  3. Лифты лучше выбирать с усилием до 80 ньютонов, двери большей массы отсутствуют на практике.
  4. Фурнитура на дверцах должна быть установлена до установки газлифтов.
  5. При монтаже кухонного шкафа он не должен висеть на стене.
Верхние шкафы оснащены газовым лифтом.

Газлифты очень удобны и расширяют функциональность шкафов и другой мебели. Небольшая цена и возможность купить и самостоятельно установить их со стороны фасада дают им преимущества перед другими конструкциями. Недостаток устройства — отсутствие возможности починить уже установленный газлифт для кухни. В интернете есть много видео и дана полная инструкция, как крепить устройство. Поставить его можно на шкаф из любого материала.

дизайн и ремонт интерьера кухни, стили, мебель, техника, аксессуары Проект кухни / Всё о красивой и комфортной кухне

Кухонное помещение должно быть не только привлекательно обустроено, но также практично и функционально, чтобы на кухне было удобно работать и заниматься домашними делами. На современных кухнях всё чаще можно встретить различные подъёмные механизмы, установленные на навесных шкафчиках. Одним из самых распространённых и простых по своей конструкции является подъёмный механизм для кухонных шкафов – газлифт.

Газовый лифт это подъёмный механизм, с помощью которого кухонные фасады можно открывать снизу – вверх и сверху —  вниз. Газлифт оснащён газовой пружиной, обеспечивающей плавный ход. А сам процесс открывания контролируется гидравлическим амортизатором, снижающим шум и вибрацию. Также стоит отметить, что при открытии дверцы модуля хотя бы на 10° усилием пружины происходит полное открытие до 90°.

Перед тем, как выбрать газлифт нужно рассчитать силу сжатия, которая напрямую зависит от веса фасада. Чем тяжелее дверка шкафа, тем больше должна быть сила сжатия. На сегодня производители предлагают газовые лифты, способные выдержать нагрузку в 60, 80, 100, 120 и 140 Ньютон. Считается, что на нагрузку в один килограмм фасада должно приходиться 10 Ньютон. Поэтому зная вес фасада, хотя бы примерный, выбрать необходимый газовый лифт не составит труда. Газовые лифты с силой сжатия больше 100 Ньютон устанавливаются на кухнях крайне редко, так как в этом случае фасад должен быть очень массивным и тяжёлым, что тоже редкость.

установка газовых лифтов

Также при покупке газового лифта следует обратить внимание на длину механизма, выбор которого зависит от размеров фасада.

Перед тем, как установить газлифт проверьте его комплектацию, все ли детали на месте. На один фасад в модуль желательно устанавливать два газовых лифта, чтобы при открытии дверки не возникало перекосов.

Газовые лифты крепятся к внутренним бокам короба и к фасаду, а фасад в свою очередь закрепляется на четырёхшарнирные мебельные петли, установленные внутри верхней части модуля. Последующая регулировка кухонного фасада происходит с помощью мебельных петель.

установка газлифта

Установка газлифта начинается с монтажа крепления к боковинам модуля. Изучите внимательно инструкцию по установке, которая идёт в комплекте с газлифтами, и определитесь, какая схема фиксации крепежа вам больше подходит. От этого зависит угол фиксирования дверцы в открытом положении. Устанавливать крепёж газового лифта можно как на уже собранном модуле, так и на отдельных частях ещё не собранного короба, как вам удобней.

Отмерьте необходимые расстояния для крепления деталей на боковинах и фасаде, согласно инструкции. Зафиксируйте крепёжные элементы. Затем следует закрепить фасад мебельными петлями по горизонту короба. После того, как фасады закреплены, установите газовые лифты. Установка газлифтов очень проста, необходимо надавить головку газового лифта на зафиксированный крепеж на боковине короба до щелчка, затем надавить головку с другого конца на крепёж, установленный на фасаде, также до щелчка. На этом установка газовых лифтов завершена.

как установить газлифты

Кухонный фасад следует закрыть, посмотреть на наличие перекосов и отрегулировать его с помощью установленных мебельных петель.

Установка газлифта на кухонный шкаф: как правильно прикрепить

Газовые амортизаторы (газлифты) давно зарекомендовали себя, как эффективные приспособления для подъёма фасадных панелей мебели. Амортизаторы плавно открывают дверцы кухонных шкафов и фиксируют их в горизонтальном положении. Установка газлифта на кухонный шкаф не представляет сложности. Мы покажем алгоритм, который позволит поставить мебельный амортизатор, даже если вы мало-мальски владеете инструментом.

Мебельный газлифт с крепежными деталями

Конструкция газового лифта

Устройство мебельного амортизатора ничем не отличается от автомобильных приспособлений для поднятия задней двери кузова. На нижней схеме указаны все составляющие конструкции газового лифта.

В качестве перепускной среды используют азот. Для выдвижения штока требуется приложить небольшое усилие, и затем он под давлением сжатого газа полностью выйдет из внешней полости. Лёгкое нажатие руки на дверцу утопит шток обратно внутрь.

На нижней части корпуса расположена петля с 2-мя продольными отверстиями. Шток оснащён диском с тремя монтажными отверстиями. Петлю надо крепить к стойке корпуса шкафа, а диск фиксировать на тыльной стороне фасадной панели.

Виды амортизаторов

Подбор амортизаторов для мебели

Производители предлагают варианты с несколькими маркировками. На корпусе можно увидеть такие обозначения, как gtv 50n, gtv 60n, gtv 80n и gtv 100n и другие. Маркировка означает силу, с которой устройство воздействует на груз.

Определить необходимый для фасада шкафа газлифт поможет таблица:

Высота дверцы, мм

Вес дверцы, кг

2

3

4

5

6

7

8

9

10

300

50n 50n 50n 60n 60n 80n 80n 80n

100n

400 50n 60n 80n 100n 100n 120n 120n 140n

140n

Расчётные усилия амортизаторов определены из условия установки двух газлифтов.

Мнение эксперта

Александр Диденко

Сборщик мебели в компании Мабакс

Не пытайтесь установить 1 подъёмник. Это приведёт впоследствии к перекосу дверцы, расшатыванию гнёзд крепления и последующему выходу из строя лифта.

Пошаговая инструкция установки лифта

Правильно осуществить монтаж газовых подъёмников на фасаде вам поможет руководство:

  1. Приготовьте два подъёмника с маркированными усилиями согласно вышеприведённой таблице.
  2. Чтобы было удобнее работать, поставьте шкаф на рабочий стол вверх ногами.
  3. Используя шаблон, нанесите маркером разметку для крепления петель. Пластиковый шаблон можно приобрести в магазине или взять напрокат в мебельной мастерской.
  4. Просверлите неглубокие реперные отверстия (2 – 3 мм) под установку саморезов.
  5. Коронкой вырежьте посадочные места под чашки петель в стенках шкафа.
  6. Петли закрепите саморезами с помощью шуруповёрта.
  7. Нанесите разметку на стенках шкафа и тыльной стороне фасадной панели. Для этого используйте стандартную таблицу разметки креплений газлифтов.
  8. Затем прикрепите газлифты шуруповёртом, используя саморезы.
  9. Шкаф поставьте в проектное положение и проверьте уровень горизонта открытой створки.
  10. Если дверца не открывается строго на 90, отрегулируйте подъёмный механизм.
  11. На схеме указаны размеры расстояний от оси крепления до края дверцы. Ослабив крепления, петлю сдвиньте в нужном направлении, добиваясь правильного положения.
  12. Закончив регулировку, закрутите саморезы обратно.

Внимание. К разметке нужно относиться с особой осторожностью. Любая ошибка может обернуться необратимой порчей материала.

На видео продемонстрирована установка амортизаторов профессионалом в цеху.

Рекомендации для монтажа газлифтов

  1. Для плавного закрытия дверцы шкафа из кухонного гарнитура используйте петли «блюм» или «Boyard». В корпусах этих моделей вмонтированы доводчики. Следует учитывать, что система «Blum» не столь дорогая, чем конструкция «Boyard».
  2. Для более надёжного закрывания фасадной панели шкафа установите в месте смыкания магнит.
  3. В низко расположенном шкафу целесообразно установить панель с открытием вниз.
  4. Чтобы не возникал неприятный стук при закрытии дверцы, поставьте доводчики.
  5. Если высота проёма шкафа превышает 50 см., дверцу сделайте из 2-х плоскостей, соединяемых меду собой одиночными или рояльными петлями. Двойное открывание проёма позволит получить доступ сразу ко всем полкам, сколько бы их не было.
  6. В случае установки газлифта в шкаф высотой 22 см., понадобятся амортизаторы длиной не более 70 – 100 мм. Такие устройства применяют в военной промышленности, и они редко бывают в открытом доступе. Тщательно подумайте — насколько велика потребность установки газовых подъёмников в такие шкафчики.

Газлифты используют не только в кухонных гарнитурах. Их можно применить для мебели в гостиной, спальне, прихожей или на балконе. В случае выхода из строя, газлифт не подлежит ремонту и требует замены.

Способы проектирования газлифтных установок

Два метода проектирования газовых лифтов, приведенные на этой странице, можно классифицировать как:

  • Конструкция с понижением давления нагнетаемого газа по API [1]
  • Вариант конструкции с уменьшающимся давлением нагнетаемого газа, учитывающий характеристики клапана на каждой станции. [2]

Клапаны с малым коэффициентом производственного давления, F p , рекомендуются для метода проектирования установок понижения давления нагнетаемого газа.Клапаны с малым размером F p (менее 0,2) чувствительны в первую очередь к изменению давления нагнетаемого газа. Снижение рабочего давления нагнетаемого газа на поверхности для каждого нижнего газлифтного клапана необходимо для обеспечения закрытия верхних разгрузочных клапанов после того, как закачка газа будет установлена ​​через нижний рабочий клапан. Эта конструкция особенно применима, когда доступное давление нагнетаемого газа является высоким по сравнению с требуемой глубиной подъема, и между клапанами может быть добавлено дополнительное постепенное снижение давления нагнетаемого газа.

Если требуется, чтобы газлифтные клапаны с большими портами пропускали достаточный объем газа для разгрузки и подъема скважины, следует использовать конструкцию, которая учитывает характеристики клапана. Как правило, если рабочий клапан не находится рядом с пакером, расчетная точка закачки газа будет заключена в скобки путем установки хотя бы одного клапана ниже расчетной глубины рабочего клапана в случае небольшой ошибки в информации о скважине или изменения в скважине. условия.

Постоянное снижение рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего газлифтного клапана

Этот метод проектирования установки (согласно API) основан на том, что все газлифтные клапаны имеют одинаковый размер порта и постоянное снижение рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего газлифтного клапана.Выбор газлифтного клапана должен основываться на размере порта, который обеспечивает пропускную способность нагнетаемого газа, необходимую для разгрузки и подъема газа в скважину. Этот метод проектирования установки рекомендуется для газлифтной арматуры с небольшим производственным давлением. Когда отношение площади порта к площади сильфона низкое, уменьшение давления нагнетаемого газа между газлифтными клапанами, основанное на дополнительном давлении трубного эффекта для верхнего клапана, не является чрезмерным. Влияние величины нагрузки на сильфонный узел на работу газлифтных клапанов не учитывается при расчетах конструкции установки.Коэффициенты безопасности, включенные в эти проектные расчеты, должны обеспечивать достаточное увеличение рабочего давления нагнетаемого газа, которое необходимо для обеспечения хода клапана и штока для адекватного прохождения нагнетаемого газа через каждый последовательно нижний разгрузочный газлифтный клапан без чрезмерного вмешательства со стороны верхних клапанов.

Выбор постоянного снижения или падения давления нагнетаемого газа на поверхности рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего газлифтного клапана не должен быть произвольным, как это предлагается в некоторых методах проектирования.Снижение давления должно основываться на технических характеристиках газлифтного клапана, чтобы свести к минимуму вероятность того, что верхние клапаны останутся открытыми при подъеме с нижнего клапана. Дополнительное давление в трубке для верхнего газлифтного клапана является логическим выбором для этого снижения рабочего давления нагнетаемого газа между клапанами. Закрытие или повторное открытие газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетания, частично регулируется эффектом давления добычи, который равен коэффициенту давления добычи для клапана, умноженному на разность давлений потока и добычи на глубине верхнего клапана.

Давление текущей добычи на глубине разгрузочного клапана изменяется от давления передачи ( P pfD ) мин к более высокому давлению текущей добычи после того, как следующий нижний клапан становится рабочим клапаном. Дополнительное давление в насосно-компрессорных трубах представляет собой разницу между ( P pfD ) мин и максимальным производственным давлением на глубине разгрузочного клапана ( P pfD ) max , после того, как точка впрыска газа перешла к следующему нижнему клапану.По мере увеличения глубины разгрузочного газлифтного клапана расстояние между клапанами и разница между ( P pfD ) min и ( P pfD ) max уменьшаются. Хотя для нижних клапанов дополнительное давление в насосно-компрессорных трубах уменьшается, потребность в нагнетаемом газе для разгрузки увеличивается с глубиной. Увеличенный ход штока или ход обычно требуется нижним клапанам для создания большей эквивалентной площади порта, необходимой для более высоких требований к нагнетаемому газу с более низкими перепадами давления, которые возникают на этих более глубоких клапанах.Постоянное снижение рабочего давления нагнетаемого газа, равного дополнительному давлению в насосно-компрессорных трубах для верхнего клапана, позволяет увеличить давление нагнетаемого газа выше начального давления открытия для нижних газлифтных клапанов.

Другое применение этого упрощенного метода проектирования зависит от соотношения между доступным давлением нагнетаемого газа и давлением текущей добычи при максимальной глубине подъема. Когда давление нагнетаемого газа значительно превышает это давление поступающей добычи, произвольное уменьшение давления нагнетаемого газа, Δ P io , может быть добавлено к дополнительному эффекту производственного давления для верхнего клапана для расчета расстояние и начальное давление открытия разгрузочных газлифтных клапанов.Общее снижение давления нагнетаемого газа распределяется поровну между каждым последовательно опускающимся газлифтным клапаном разгрузки, вместо того, чтобы иметь значительный перепад давления нагнетания на рабочем газлифте или обратном клапане с диафрагмой. Эта процедура снижает возможность многоточечного нагнетания газа через верхние разгрузочные газлифтные клапаны, гарантируя, что эти клапаны остаются закрытыми после того, как точка нагнетания газа перешла к следующему нижнему газлифтному клапану.

Определение глубины клапана

Поскольку это конечное давление нагнетаемого газа неизвестно до тех пор, пока не будет спроектирована установка, предполагается, что перепад давления между разгрузочными проходами P ioD и P pfD составляет не менее определение максимальной глубины клапана.Это предположение ( P ioD - P pfD = от 100 до 200 фунтов на кв. Дюйм) должно обеспечить расчет рабочей глубины клапана. Статическое забойное давление P wsd и температура T wsd обычно относятся к той же глубине, которая является нижним концом эксплуатационного трубопровода, D d . Шаги по установке глубины газлифтного клапана приведены ниже.

1. Рассчитайте максимальный GLR разгрузки на основе максимального расхода нагнетаемого газа, доступного для разгрузки, и максимального дневного расчетного общего расхода жидкости.

.................... (1)

где

q giu = максимальный расход нагнетаемого газа, Mscf / D,
q л = суточный дебит жидкости (нефть + вода), B / D,
R gl = максимальная разгрузочная GLR, scf / STB,
и
R клей = максимальная разгрузочная GLR, scf / STB.

2. Рассчитайте с помощью компьютерной программы для многофазного потока или определите по соответствующей градиентной кривой давление разгрузки потока и добычи на нижнем конце производственного трубопровода, P pfd at D d , исходя из конструкции установки R gl и q lt .

3. Рассчитайте разгрузочный градиент давления на глубине выше точки закачки газа, г pf , вычитая устьевое давление U-образных труб (разгрузок) на устье, P whu , исходя из давления добычи, P п.п.м. при D d и деления на глубину опорной точки D d .

.................... (2)

Траверс над точкой нагнетания газа будет фактически изогнутой линией, представляющей плотность жидкости, которая обычно становится все менее плотной по мере продвижения к поверхности. Исключением является случай высоких GLR при низких давлениях, когда траверса давления может изменить угол наклона у поверхности. Тем не менее, используется прямая линия, поскольку на глубине клапана будет легче рассчитать давление при поступлении и добыче, P pfD , чем при фактическом изогнутом переходе между давлением потока на глубине.Это предположение обычно дает немного более консервативный дизайн.

4. Рассчитайте статическое давление нагнетаемого газа на нижнем конце производственного трубопровода, P iod при D d , используя Eq. 3 и статический градиент давления нагнетаемого газа по глубине, g gio , путем вычитания поверхностного давления нагнетаемого газа, P io , из P iod на D d и деление на глубину опорной точки, D d .

.................... (3)

где

г гио = статическое давление нагнетаемого газа на градиенте глубины, фунт / кв. Дюйм / фут
P io = Давление нагнетаемого газа на поверхности, фунт / кв.
P ioD = Давление нагнетаемого газа на глубине, psia,
D d = исходная глубина (обычно нижний конец эксплуатационного трубопровода) для забойной температуры и давления, футы

5.Рассчитайте градиент температуры разгрузочного газлифтного клапана по глубине, g Tvu , приняв прямую линию и вычтя из забойной температуры поверхностную температуру разгрузки на устье скважины, T whu , T wsd at D d , и деление на глубину опорной точки, D d .

.................... (4)

6. Рассчитайте глубину расположения верхнего газлифтного клапана, D v 1 , на основе оттока с поверхности или среднего давления нагнетаемого газа на месторождении, P ko , градиент жидкости при статической нагрузке, г л с , и давление разгрузки U-образных НКТ на устье скважины, P whu , либо с уравнениями. 5 , 6 или 7 . Ур.47 используется в этом примере. Текущее давление на устье, P whf , и давление в U-образной трубе разгрузки на устье, P whu , в проекте API считаются равными.

.................... (5)

.................... (6)

или

.................... (7)

где

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут,
P ko = начальное давление газа с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опционально), фунт / кв.
P WHU = давление в устьевых U-образных НКТ (разгрузочных), фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, psi,
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft,
и
г гио = градиент давления нагнетаемого газа по глубине, фунт / кв. Дюйм.

7. Рассчитайте минимальное рабочее давление, ( P pfD 1 ) мин , давление нагнетаемого газа, P ioD 1 и разгрузочный газ. температура подъемного клапана, T vuD 1 , на глубине верхнего клапана путем умножения соответствующего градиента на глубину клапана, D v 1 и прибавления к соответствующим поверхностным значениям (где n = 1 для верхнего клапана):

.................... (8)

.................... (9)

.................... (10)

8. Рассчитайте глубину второго газлифтного клапана, D v 2 , где n = 2, на основе заданного минимального снижения поверхностного давления нагнетаемого газа Δ p io , для размещения газлифтных клапанов и траверсы P ioD . Дифференциала расстояния между клапанами приблизительно от 20 до 30 фунтов на квадратный дюйм обычно будет достаточной для большинства случаев: 1.Газлифтные клапаны с наружным диаметром 5 дюймов. Однако для клапанов с внешним диаметром 1 дюйм с большими портами может потребоваться более высокое Δ p io . Это можно проверить, рассчитав дополнительный эффект производственного давления, Δ P pe 1 , используя Eq. 19 после того, как рассчитаны глубины клапана для заданного Δ p io . Расстояние между клапанами и глубина клапана рассчитываются следующим образом:

.................... (11)

Решить для D bv .

.................... (12)

и

.................... (13)

Уменьшение поверхностного давления нагнетаемого газа для расчета D v 2 составляет Δ P io , а для D v 3 равно 2 (Δ P io ), а для D v 4 равно 3 (Δ P io ), и эта процедура продолжается для каждого последовательно опускающегося клапана.

Повторите расчеты на шаге 7 на глубине второго клапана путем вычисления ( P pfD2 ) мин , P ioD 2 и T vuD 2 с Eqs . 11 , 12 , и 13 .

Повторите вычисления на шаге 8 для D bv и D v 3 с уравнениями. 15 и 16 .

Повторяйте шаги 7 и 8, пока не будет достигнута максимальная желаемая глубина клапана, D v (макс.) .Если расчетное расстояние между газлифтными клапанами, D bv , меньше заданного минимального расстояния между клапанами, D bv (мин.) , используйте D bv (мин. ) .

Расчет размеров порта клапана и расчет давления открытия испытательной стойки

Выбор размера порта основан на максимальной глубине подъема и конечном рабочем давлении нагнетаемого газа для установки самого глубокого клапана. Размер порта и давление настройки испытательной стойки газлифтных клапанов рассчитываются следующим образом:

1.Определите размер порта для типа газлифтных клапанов, которые будут установлены в установке, исходя из требований к разгрузке и эксплуатации нагнетательного газа. Скорректируйте расход нагнетаемого газа с учетом фактической плотности газа и температуры на каждой глубине клапана с помощью Eq. 12 .

.................... (14)

где

C gT = приблизительный коэффициент поправки на плотность и температуру газа для схем дросселирования, безразмерный,
T gD = температура газа на глубине клапана, ° R,

Определить по Рис.2 внутренний диаметр порта, необходимый для пропускания требуемого расхода нагнетаемого газа с перепадом давления на рабочем клапане. Если для нижнего клапана выбран обратный клапан, давление нагнетаемого газа на входе, P 1 , должно быть равно или меньше начального давления открытия клапана нагнетаемого газа последнего разгрузочного клапана, скорректированного на глубина отверстия обратного клапана. Перепад давления на обратном клапане с диафрагмой - это разница между P 1 и выходным производственным давлением P 2 на глубине клапана.

  • Рис. 2 - Ежедневный расход нагнетаемого газа через сопло или штуцер для 8 отверстий с внутренним диаметром 18/64 дюйма.

2. Запишите характеристики газлифтного клапана, которые включают эффективную площадь сильфона, A b , площадь порта, A p , ( A p / A b ), (1 - A p / A b ), и коэффициент производственного давления F p .

3. Рассчитайте начальное давление открытия нагнетаемого газа на глубине верхнего газлифтного клапана,

.................... (15)

где

P ioD 1 = давление нагнетаемого газа на глубине клапана, фунт / кв.
P oD 1 = начальное давление открытия газлифтного клапана нагнетательного газа на глубине клапана, фунт / кв.

4. Рассчитайте давление открытия испытательной стойки для первого клапана ( n = 1), P vo 1 , используя уравнения. 16 и 17 или 18 .

.................... (16)

.................... (17)

или

.................... (18)

где

C T = температурный поправочный коэффициент для азота от P bvD до P b при 60 ° F, безразмерный,
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.
( P pfD ) мин. = минимальное рабочее давление на глубине клапана, фунт / кв.
и
P vo = Давление открытия клапана испытательной стойки при 60 ° F, фунт / кв.

Некоторые дизайнеры предпочитают Eq. 18 , что не требует расчета P bvD и дает тот же результат.

5. Рассчитайте начальное давление открытия нагнетаемого газа второго газлифтного клапана на глубине ( n = 2) по формуле . 19 .

.................... (19)

6. Рассчитайте максимальное рабочее давление напротив верхнего разгрузочного клапана сразу после того, как точка нагнетания газа перешла на второй (нижний) клапан, ( P pfD 1 ) max .( P pfD 1 ) max показано графически на рис. 3 и может быть вычислено с помощью Eq. 20 .

  • Рис. 3 - Графическое определение давления / глубины дополнительного влияния производственного давления для верхнего газлифтного клапана в проточной газлифтной установке, спроектированной с постоянным снижением рабочего давления нагнетаемого газа между клапанами.

.................... (20)

7. Определите, достаточно ли предполагаемого снижения поверхностного давления нагнетаемого газа Δ P io для требуемого размера порта газлифтного клапана, рассчитав дополнительный эффект производственного давления Δ P pe 1 , на верхнем клапане:

.................... (21)

Если Δ P pe 1 меньше или равно предполагаемому Δ P io , приступайте к проектированию.Если Δ P pe 1 больше, чем предполагаемое Δ P io , то установите Δ P io = Δ P pe 1 и пересчитайте дизайн интервала. Это консервативный подход, и многие операторы используют фактический опыт эксплуатации, чтобы определить, какой Δ P io использовать.

Повторите расчеты шагов 3 и 4 для второго газлифтного клапана.Повторите расчеты шагов 3, 4 и 5 для оставшихся газлифтных клапанов. Если рабочий клапан является обратным клапаном с отверстием, определите внутренний диаметр отверстия для подъема скважины на основе рассчитанных давлений на входе и выходе, P 1 и P 2 .

Пример 1

Информация о скважине для проектирования проточной установки (Методика проектирования API).

  • Размер трубки = 2 7/8 дюйма. OD.
  • Длина трубки, D d = 6000 футов.
  • Максимальная глубина клапана, D v (макс.) = 5970 футов
  • Статическое забойное давление при D d , P wsd = 1800 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов
  • Дневная производительность = 800 STB / D.
  • Обводненность = 50% ( f w = 0,50).
  • ГОР пласта = 500 scf / STB.
  • Плотность нефти = 35 ° API.
  • Плотность газа, γ г = 0.65.
  • Удельный вес пластовой воды, γ w = 1,08.
  • Забойная температура, T wsd = 170 ° F на высоте 6000 футов
  • Расчетная температура на устье разгрузки, T whf = 100 ° F.
  • Градиент давления рабочей жидкости, г лс = 0,46 фунт / кв. Дюйм / фут.
  • U-образные НКТ на устье, P whu = 100 фунтов на кв. Дюйм.
  • Давление на устье, P whf = 100 psig.
  • Статический уровень жидкости = 0 футов (скважина заполнена жидкостью глушения).
  • Начальное давление газа закачки с поверхности, P ko = 1000 psig.
  • Рабочее давление нагнетаемого газа на поверхности, P io = 1000 psig.
  • Максимальный расход нагнетаемого газа при разгрузке, q giu = 800 Mscf / D.
  • Рабочий суточный расход закачки газа, q gi = 500 Mscf / D.
  • Температура нагнетаемого газа на устье, T gio = 100 ° F.
  • Заданный перепад давления между клапанами на глубине клапана, Δ P SD = 50 фунтов на кв. Дюйм.
  • Температура настройки клапана испытательной стойки, T vo = 60 ° F.
  • Заданное минимальное снижение поверхностного рабочего давления нагнетаемого газа между клапанами, Δ P io = 20 фунтов на кв. Дюйм.
  • Минимальное расстояние между клапанами, D bv (мин) = 150 футов
  • Газлифтные клапаны: с наружным диаметром 1,5 дюйма, азотом, A b = 0,77 дюйма 2 и седлом с острыми краями.

Решение - расчет глубины клапана

Траверсы давления, используемые для определения глубины газлифтного клапана, нарисованы в таблицах давления / глубины в Рис. 3 и 5 . 1. Рассчитайте максимальный GLR впрыска с помощью

2.Определите рабочее давление P pfd при D d по соответствующим градиентным кривым на рис. 4 для 800 B / D и 1000 scf / STB:

Фактическая глубина, фут Глубина карты, фут Давление, фунт / кв. Дюйм
0 725 100
6 000 6 725 900

P pfd = 900 psig на высоте 6000 футов, где P pfd - рабочее давление на нижнем конце производственного трубопровода, D d .

  • Рис. 4. Кривые градиента давления на глубине для 800 баррелей в сутки с 50% -ной обводненностью через НКТ 2 7/8 дюйма.

3. Рассчитайте г pfa с Ур. 2 .

4. Рассчитайте рабочее давление нагнетаемого газа на нижнем конце производственного трубопровода, используя уравнение . 3 и g gio с Eq. 4 . P iod = 1154 фунта на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов (рассчитано).

Из-за разницы между P pfd и P iod , ( P iod - P pfd = 1,154 - 900 = 254 psi) , превышает 200 фунтов на квадратный дюйм, может быть достигнута максимальная глубина клапана 5970 футов.

5. Рассчитайте температуру разгрузочного газлифтного клапана при градиенте глубины с помощью уравнения .5 .

6. Рассчитайте глубину верхнего газлифтного клапана по формуле . 47 .

7. Рассчитайте минимальное рабочее давление ( P pfD 1 ) мин , давление нагнетаемого газа P ioD 1 и температуру подачи на разгрузке T vuD 1 при D v 1 из 1957 футов с уравнениями.С 11 по 13 .

( P pfD1 ) мин = 100 + 0,1333 (1,957) = 361 фунт / кв. P ioD 1 = 1000 + 0,0257 (1957) = 1050 фунтов на кв. Дюйм. T vuD 1 = 100 + 0,0117 (1957) = 123 ° F.

8. Рассчитайте D bv для глубины второго клапана, D v 2 , где Δ P ioD 2 = 20 psi, используя Eqs.16 и 17 :

Повторите шаг 7: Вычислить ( P pfD 2 ) мин , P ioD 2 и T vuD 2 на глубине клапана D v 2 = 3429 футов ( P pfD 2 ) мин = 557 фунтов на кв. дюйм, P ioD 2 = 1088 фунтов на кв. дюйм и T vuD 2 = 140 ° Ф.

Повторите шаг 8: Рассчитайте глубину третьего клапана, D v 3 , где Δ P ioD 3 = 40 psi. D bv = 1061 фут и D v 3 = 4490 футов.

Повторите шаг 7: Вычислить ( P pfD 3 ) мин , P ioD 3 и T vuD 3 на глубине клапана D v 3 = 4490 футов.( P pfD 3 ) min = 699 psig, P ioD 3 = 1115 psig и T vuD 3 = 152 ° F.

Повторите шаг 8: Рассчитайте глубину четвертого клапана, D v 4 , где Δ P ioD 4 = 60 фунтов на кв. Дюйм. D bv = 752 фута и D v 4 = 5242 фута.

Повторите шаг 7: Вычислить ( P pfD 4 ) мин , P ioD 4 и T vuD 4 на глубине клапана D v 4 = 5 242 футов.( P pfD 4 ) мин. = 799 psig, P ioD 4 = 1135 psig, T vuD 4 = 161 ° F.

Повторите шаг 8: Рассчитайте глубину пятого клапана, D v 5 , где Δ P ioD 3 = 80 psi. D bv = 520 футов и D v 5 = 5762 футов.

Повторите шаг 7: Вычислить ( P pfD 5 ) мин , P ioD 5 и T vuD 5 на глубине клапана D v 5 = 5762 фут.( P pfD 5 ) мин = 868 psig, P ioD 5 = 1148 psig и T vuD 5 = 167 ° F.

Расчетное расстояние между клапанами для шестого клапана, D v 6 , превысит максимальную глубину клапана, D v (макс.) , на 5 970 футов. будет помещен в нижнюю оправку клапана, извлекаемую с помощью троса, информация о настройке клапана испытательной стойки не требуется.На этом расчет расстояния между клапанами завершен. Графическое представление конструкции установки клапана показано на Рис. 5 .

  • Рис. 5 - Графическое представление конструкции газлифтной установки с непрерывным потоком с газлифтными клапанами, заряженными азотом, основанное на постоянном снижении рабочего давления нагнетаемого газа для каждого клапана, который последовательно углубляется.

Решение - определение размера порта газлифтного клапана и расчет давления открытия испытательной стойки Идентификатор порта газлифтного клапана и расчеты давления открытия испытательной стойки приведены ниже.

1. Определите размер порта, требуемый для разгрузочных клапанов газлифта, и внутренний диаметр рабочего отверстия обратного клапана. Давление нагнетаемого газа выше по потоку, P 1 , основано на P oD 5 последнего разгрузочного клапана с использованием Ур. 17 с поправкой на глубину заслонки обратного клапана 5 970 футов.

P 1 = 1068 + 0,0257 (5970 - 5762) = 1073 фунта на кв. Дюйм на расстоянии 5970 футов.

Давление добычи после истечения потока, P 2 , равно минимальному давлению добычи в потоке на высоте 5970 футов с уравнением.6 .

P 2 = 100 + 0,1333 (5,970) = 896 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 5970 футов Δ P ov = 1,073 - 896 = 177 фунтов на кв. Дюйм на обратном клапане с диафрагмой.

Из Fig. 2 , требуемый эквивалентный размер отверстия составляет около 14/64 дюйма; следовательно, следующий по величине внутренний диаметр порта газлифтного клапана составляет 1/4 дюйма. Этого размера достаточно для всех верхних разгрузочных клапанов, поскольку они имеют более высокое рабочее давление нагнетаемого газа и больший перепад давления между P ioD и ( P pfD ) мин .Эквивалентный размер отверстия от 12/64 дюйма до 13/64 дюйма требуется для пропускания рабочего расхода нагнетаемого газа 500 Mscf / D.

2. Запишите спецификации клапана для газлифтного клапана с наружным диаметром 1,5 дюйма, имеющего порт с внутренним диаметром 1/4 дюйма и седлом с острыми краями, где A b = 0,77 дюйма . 2 из Таблица 1 .

( A p / A b ) = 0,064, (1 - A p / A b ) = 0.936 и F p = 0,068.

3. Рассчитайте P oD 1 с Eq. 13 : P oD 1 = 1050 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 1957 футов.

4. Рассчитайте P bvD 1 с Ур. 14 для C T 1 = 0,876 (рассчитано для T vuD 1 = 123 ° F).

5. Рассчитайте Pvo 1 с Eq. 15 : P vo 1 = = 942 фунта на кв. Дюйм при 60 ° F.

6. Рассчитайте P oD 2 с Eq. 17 : P oD 2 = 1088-20 = 1068 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 3429 футов.

7. Рассчитайте ( P pfD 1 ) max с Eq. 18 :

8.Рассчитайте Δ P pe 1 с помощью Ур. 19 : Δ P pe 1 = 0,068 (652 - 361) = 20 фунтов на кв. Дюйм.

Поскольку Δ P pe 1 20 фунтов на кв. Дюйм совпадает с предполагаемым Δ P io 20 фунтов на кв. клапаны. Обратите внимание, что если в этой конструкции использовались клапаны с наружным диаметром 1 дюйм, F p = 0.188 для порта с внутренним диаметром 1/4 дюйма и Δ P pe 1 будет 55 фунтов на кв. Дюйм. Повторите шаги 6, 4 и 5 для остальных газлифтных клапанов:

P oD 2 = 1035 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 3429 футов, P bvD 2 = 1035 фунтов на кв. 2 = 140 ° F и P vo 2 = 937 фунтов на кв. Дюйм.

P oD 3 = 1075 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 4490 футов, P bvD 3 = 1051 фунтов на квадратный дюйм, C T 3 = 0.828 для T vuD 3 = 152 ° F и P vo 3 = 929 фунт / кв.

P oD 4 = 1075 psig на 5242 футах, P bvD 4 = 1057 psig, C T 4 = 0,815 для T vuD 4 = 161 ° F и P vo 4 = 919 фунтов на кв.

P oD 5 = 1068 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 5762 футов, P bvD 5 = 1055 фунтов на квадратный дюйм, C T 5 = 0.805 для T vuD 5 = 167 ° F и P vo 5 = 907 psig.

Дроссельный обратный клапан рекомендуется для шестого клапана на высоте 5962 фута. Внутренний диаметр отверстия должен составлять 1/4 дюйма, чтобы пропускать достаточно газа для газлифта скважины. Табличная форма для этих расчетов приведена в Таблица 2 .

При высоком давлении нагнетаемого газа относительно глубины подъема

Дополнительное постепенное снижение давления нагнетаемого газа может быть добавлено к расчетному снижению, чтобы гарантировать разгрузку газлифтной установки, когда давление нагнетаемого газа высокое по сравнению с требуемой глубиной подъема.Давление текущей добычи на глубине подъема ограничивает максимальное давление нагнетаемого газа, которое может быть использовано в качестве вклада в процесс подъема. В этой установке нельзя использовать более высокое давление нагнетаемого газа. Чрезмерное падение давления нагнетаемого газа на рабочем клапане представляет собой неэффективную потерю энергии. Распределение снижения давления нагнетаемого газа между каждым последовательно нижним разгрузочным газлифтным клапаном предотвращает многоточечный нагнетание газа через верхние газлифтные клапаны после того, как точка нагнетания газа переходит к нижнему клапану.Другими словами, газлифтную установку можно разгружать без вмешательства клапана, и процесс разгрузки очевиден по записи давления нагнетаемого газа на поверхности. Высокое доступное давление нагнетаемого газа относительно глубины подъема может существовать в областях, где как мелкие, так и глубокие скважины поднимаются с помощью нагнетаемого газа из одной и той же системы. Давление поступающей добычи в неглубоких скважинах ограничивает давление нагнетаемого газа, которое может быть использовано для газлифта этих скважин.

Конструкция высокопроизводительной проточной установки

Применение производительности по расходу нагнетаемого газа для газлифтных клапанов, управляемых давлением нагнетания, проиллюстрировано в конструкции установки с непрерывным потоком с высоким суточным расходом жидкости.Показана важность данных о характеристиках клапана для высоких суточных дебитов газа и проиллюстрирована их несущественность для конструкций установок с низким уровнем закачки газа. Рабочие характеристики клапана не имеют значения при выборе двух верхних разгрузочных газлифтных клапанов в этой установке. Для этих двух верхних клапанов предполагаемое разумное снижение поверхностного давления нагнетаемого газа на 20 фунтов на квадратный дюйм для каждого клапана обеспечивает разгрузку скважины, и эти верхние клапаны остаются закрытыми при подъеме с нижнего клапана.Когда необходимая суточная скорость закачки газа увеличивается для подъема от третьего и четвертого газлифтных клапанов, информация о характеристиках клапана становится очень важной. График зависимости давления от глубины для этой проточной установки показан на Рис. 7 .

  • Рис. 7 - Графический дизайн давления / глубины для газлифтной установки с непрерывным потоком, требующей высоких скоростей нагнетания газа для разгрузки и заключительной операции газлифта.

Несмотря на то, что для определения глубины расположения клапанов может потребоваться дополнительный клапан или клапаны в некоторых установках для метода перемещения потока, добычи, давления и перемещения, этот метод проектирования имеет несколько преимуществ в скважинах, требующих высокой суточной скорости закачки газа для разгрузка.Поскольку потребность в нагнетаемом газе для открытия следующего нижнего клапана снижается, можно использовать меньшие порты клапана, и увеличение давления нагнетаемого газа для перемещения штока клапана меньше. Операции разгрузки выполняются быстрее из-за меньшей разницы в требованиях к впрыскиваемому газу между разгрузочными клапанами. Этот факт становится более важным после прекращения подачи нагнетаемого газа, когда необходимо разгрузить несколько скважин, а общий доступный для всей системы суточный объем закачиваемого газа ограничен. Вероятность изменения курса и помпажа при меньшем диаметре порта снижается, поскольку изменение рабочего давления в потоке оказывает меньшее влияние на положение штока клапана.Герметичные седла легче добиться с небольшими портами.

Начальные значения давления на поверхности и конечные давления в конце скважины для траверса с переходным давлением текучей среды являются произвольными. 20% в этом примере для определения местоположения траверсы поверхностного переноса давления широко используются. Требования к разгрузочному нагнетаемому газу для открытия каждого нижнего клапана увеличиваются при уменьшении этого процента и уменьшаются при увеличении этого процента. Давление при передаче текущей продукции на исходную глубину должно быть по крайней мере на 100-200 фунтов на квадратный дюйм меньше доступного расчетного рабочего давления нагнетаемого газа на той же глубине.Это давление переноса поток-добыча на исходной глубине также должно быть меньше, чем давление потока-добычи на той же глубине, исходя из расчетной суточной производительности и максимального общего отношения газ / жидкость (GLR).

Корреляция потока многофазного флюида, выбранная для этих расчетов, может существенно повлиять на результаты. Некоторые допущения для расчета глубины разгрузочных клапанов в этом примере очень консервативны (например, предполагая, что градиент давления нагрузки-флюида ниже разгрузочного клапана после значительного снижения забойного давления и заданный перепад давления между клапанами 50 фунтов на кв. глубина клапана).Эти проектные расчеты дают полное представление об общем процессе и операциях разгрузки скважины. Разработчик установки может изменить предположения на основе доступности и точности известной скважинной информации.

Суточный дебит жидкости ниже проектного назначен для разноса разгрузочных клапанов до тех пор, пока снижение забойного давления не приведет к получению расчетного суточного дебита, превышающего назначенный дебит. Типичный назначенный дневной расход жидкости при разгрузке составляет от 200 до 400 баррелей в сутки для 2 3/8 дюйма.-Трубки с внешним диаметром от 400 до 600 баррелей в сутки для трубок с наружным диаметром 2 7/8 дюйма. Когда расчетная депрессия на забое скважины приводит к более высокому, чем назначенный дебит жидкости при разгрузке, для давления передачи текучей продукции на глубине рабочего разгрузочного клапана, эта более высокая скорость используется для размещения следующего более низкого разгрузочного клапана. Скорость разгрузки 1000 баррелей в сутки назначена для разгрузочных клапанов до того, как в этой высокопроизводительной скважине с большими насосно-компрессорными трубами произойдет более высокий дебит жидкости из-за снижения забойного давления.Заданная расчетная температура на устье скважины 120 ° F находится между температурой окружающей поверхности и температурой текучих сред при расчетном дневном дебите скважины.

Упрощенная математическая модель характеристик газлифтного клапана

Поскольку уравнения рабочих характеристик для конкретных газлифтных клапанов не доступны у производителей газлифтных клапанов, для иллюстрации расчетов в этой статье использовалась упрощенная компьютерная модель рабочих характеристик газлифтных клапанов. Модель основана на уравнениях статического баланса сил и нескольких упрощающих предположениях.Эта компьютерная модель качественно описывает скорость закачки газа несбалансированных одноэлементных газлифтных клапанов с использованием уравнения Торнхилла-Кравера (, уравнение 22, ).

.................... (22)

где

q gsc = расход газа при стандартных условиях (14,7 фунт / кв. Дюйм и 60 ° F), Mscf / D,
C d = коэффициент расхода (определяется экспериментально), безразмерный,
А = площадь отверстия или штуцера, открытого для потока газа, дюйм. 2 , г.
пол. 1 = давление газа перед отверстием или штуцером, фунт / кв. Дюйм,
пол. 2 = давление газа после отверстия или штуцера, фунт / кв. Дюйм,
г = ускорение свободного падения, фут / сек 2 ,
к = отношение удельных теплоемкостей ( C p / C v ), безразмерный,
T 1 = Температура газа на входе, ° R,
F du = степень сжатия, P 2 / P 1 , согласованные абсолютные единицы,

Для этой компьютерной модели газлифтный клапан имеет квадратное седло с острыми краями, а наконечник штока представляет собой твердосплавный шар с диаметром 1/16 дюйма.больший наружный диаметр (OD), чем внутренний диаметр седла клапана. Эквивалентная площадь порта для частично открытого клапана определяется площадью боковой поверхности усеченного правого кругового конуса. Зона усеченной кости образуется между поверхностью шара и линией седла клапана, когда шток клапана удаляется от своего седла. Предполагается, что величина нагрузки на сильфонный узел является линейной для хода штока, необходимого для достижения заданной эквивалентной площади порта, и при этом перемещении штока не происходит увеличения давления сильфона, заряженного азотом.Ограничение потока и потеря давления, возникающие из-за узла обратного клапана, не включаются в расчеты модели газлифтного клапана. Для всех расчетов используются одинаковая плотность газа, соотношение удельных теплоемкостей и коэффициент расхода.

Существует множество неизвестных динамических величин с точки зрения фактических площадей и давлений, действующих на эти зоны, поскольку скорость потока газа через клапан изменяется в зависимости от хода штока клапана. Для расчетов характеристик клапана с частично открытым портом предполагается, что давление нагнетаемого газа действует на эффективную площадь сильфона за вычетом площади контакта шаровой части порта и седла.Независимо от положения клапана и штока, рабочее давление действует по всей площади контакта шаровой части и седла порта. Эти допущения должны привести к тому, что расчетный расход нагнетаемого газа будет меньше фактического. По мере того как шар на штоке клапана перемещается от своего седла во время увеличения давления нагнетаемого газа, две области, к которым прилагается давление открытия, изменятся. Площадь сильфона, подверженная давлению нагнетаемого газа, увеличивается, и давление текущей добычи приближается к давлению нагнетаемого газа после порта, поскольку эквивалентная площадь порта увеличивается в режиме дросселирования с регулируемым отверстием.Это давление трудно определить точно из-за изменяющейся потери давления, поскольку эквивалентная площадь порта изменяется с перемещением штока клапана.

Хотя известно, что некоторые допущения для математической модели клапана являются приблизительными, прогнозируемые характеристики с разумной точностью иллюстрируют способ, которым несбалансированный одноэлементный газлифтный клапан, управляемый давлением нагнетания, работает в скважине. . Кривые рабочих характеристик клапана в конструкции проточной установки были рассчитаны с использованием модели производительности, описанной в Упрощенной математической модели производительности газлифта.Коэффициент для уравнения. 23 основан на коэффициенте Торнхилла-Кравера 155,5, плотности газа 0,65, отношении удельной теплоемкости 1,26, коэффициенте расхода 0,865 и ускорении свободного падения 32,174.

.................... (23)

A pe = эквивалентная площадь порта клапана, открытая для потока газа, дюйм 2
P атм = атмосферное давление, фунт / кв. Дюйм
P ioD = Давление нагнетаемого газа на глубине клапана, фунт / кв.
R du = Отношение давления на выходе к давлению на входе, фунт / кв.

Определение глубины клапана

Процедура привязки статического забойного давления P wsd и температуры T wsd к нижнему концу производственного трубопровода, D d , является то же, что и для проекта установки с непрерывным потоком с более низким расходом нагнетаемого газа в Примере задачи 2 в методах проектирования газлифтной установки.

1. Определите статическое рабочее давление нагнетаемого газа на нижнем конце производственного трубопровода, P иод , с помощью Ур. 24 и рассчитайте статическое рабочее давление нагнетаемого газа при градиенте глубины, g gio , используя Eq. 25 . Одно и то же рабочее давление нагнетаемого газа при градиенте глубины, g gio , используется для всех расчетов независимо от давления нагнетаемого газа на поверхности.Это не рекомендуемая процедура; особенно при высоких давлениях нагнетательного газа в глубоких скважинах. Давление нагнетаемого газа на глубине следует рассчитывать на основе фактических:

  • Поверхностное давление
  • Свойства газа
  • Температура

Постоянная g gio использовалась в следующем проекте установки для упрощения расчетов.

.................... (24)

где

Коэффициент сжимаемости
P io = Давление нагнетаемого газа на поверхности, фунт / кв.
P ioD = Давление нагнетаемого газа на глубине, psia,
e = Основание логарифма Напьера = 2.718 ...,
γ г = удельный вес газа (воздух = 1,0), безразмерный,
D = истинная вертикальная глубина столба газа, фут,
= Средняя температура столба газа, ° R,
и
= на основе среднего давления и температуры в газовом столбе, безразмерный.

.................... (25)

2. Рассчитайте градиент температуры разгрузки газлифтного клапана по глубине, г Tvu , с Ур. 26 на основе заданной температуры разгрузки на устье, T whu , и статической забойной температуры T wsd в скважине. Заданная температура разгрузочного потока на устье скважины должна находиться между температурой окружающей поверхности и температурой текучей среды в скважине при расчетном максимальном суточном дебите скважины.

.................... (26)

3. Рассчитайте давление переноса потока с поверхности на поверхность, P pt , на основе заданного коэффициента расстояния между клапаном давления переноса потока и добычи на поверхности, f pt . Присвоенное значение f pt обычно находится в диапазоне от 0,15 до 0,25 (от 15 до 25%).

P pt = P whf + f pt ( P io - P whf )

4.Рассчитайте давление переноса поток-добыча на нижнем конце производственного трубопровода, P ptd , и давление переноса поток-добыча при градиенте глубины, g pt . Рекомендуемый минимальный перепад давления, Δ P ptd , между давлением передачи потока и добычи на нижнем конце производственного трубопровода, P ptd , и рабочим давлением нагнетаемого газа на та же глубина, P iod , должна составлять не менее 100–200 фунтов на квадратный дюйм или больше и может зависеть от опыта эксплуатации в данной области.

.................... (27)

.................... (28)

5. Определите по соответствующему набору градиентных кривых или рассчитайте с помощью надежной компьютерной программы для многофазного потока давление потока и добычи на нижнем конце производственного трубопровода, P pfd at D d , на основе максимального эксплуатационного общего GLR, R glt (суточные эксплуатационные дебиты нагнетательного газа плюс добываемого пластового газа) и проектный общий дневной дебит жидкости (нефть + вода ), q лит .

.................... (29)

.................... (30)

Расчет P pfd (или определение по градиентным кривым) определяет, ограничивает ли размер НКТ максимальную расчетную суточную производительность и рекомендуется ли более высокое давление нагнетаемого газа. Если значение P pfd меньше, чем P ptd , размер НКТ, по-видимому, не ограничивает проектную производительность, и имеющееся давление в линии нагнетательного газа представляется адекватным.Окончательный максимальный суточный дебит будет определяться продуктивностью скважины. Если P pfd больше, чем P ptd , необходимо более высокое рабочее давление нагнетаемого газа для достижения заданной максимальной глубины подъема для этого метода проектирования.

6. Определите глубину верхнего газлифтного клапана, D v 1 . Глубина верхнего разгрузочного клапана рассчитывается по формуле .31, 32 или 33 на основе терминов, определенных для уравнения, или могут быть расположены графически.

.................... (31)

.................... (32)

или

.................... (33)

где

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут,
P ko = начальное давление газа с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опционально), фунт / кв.
P WHU = давление в устьевых U-образных НКТ (разгрузочных), фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, psi,
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft,
и
г гио = градиент давления нагнетаемого газа по глубине, фунт / кв. Дюйм.

7. Рассчитайте давление переноса потока и добычи, P ptD ( n ) , рабочее давление нагнетаемого газа P ioD ( n ) и разгрузочный клапан. температура, T vuD ( n ) , на глубине газлифтного клапана D v ( n ) .

.................... (34)

8. Рассчитайте текущее забойное давление, P wfd ( n ) , при подъеме от газлифтного клапана на глубине, D v ( n ) , на основе давление переноса потока-добычи, P ptD ( n ) , и градиент давления жидкости статической нагрузки (глушения), g ls , чтобы определить, соответствует ли расчетный суточный расход жидкости q lc ( n ) , на основе индекса производительности, PI , превышает установленный суточный расход жидкости для разгрузки, q lu ( n ) .

.................... (35)

Если P wfd ( n ) < P wsd , вычислить q lc ( n ) .

.................... (36)

Статическая нагрузка (глушение) - давление жидкости на градиенте глубины рекомендуется для расчета глубин клапана после снижения забойного давления. Время, необходимое для восстановления всей рабочей жидкости (глушителя), попавшей в пласт во время капитального ремонта, неизвестно.Для восстановления нормальной добычи пластовых флюидов могут потребоваться дни или недели. Когда пластовые флюиды начинают повторно поступать в ствол скважины, градиент давления на глубине ниже рабочего разгрузочного клапана обычно уменьшается, и добыча свободного газа из пласта снижает потребность в закачиваемом газе.

9. Рассчитайте суточные дебиты нагнетаемого газа, q gi ( n ) , на основе назначенной разгрузки или рассчитанного суточного дебита добываемой жидкости на Шаге 8, если q lc ( n ) > q lu ( n ) .Предположим, что соотношение закачиваемого газа и жидкости, R gli ( n ) , что приводит к давлению текущей добычи, P pfD ( n ) , на глубине клапана, D v ( n ) , которые ограничивают давление передачи текучей продукции, P ptD ( n ) . Значения P pfD ( n ) для различных значений R dlt можно рассчитать или определить из градиентных кривых.Затем вычислите q gi ( n ) для P ptD ( n ) после предполагаемого R dlt равняется расчетному Р dlt .

10. Рассчитайте увеличение давления нагнетаемого газа, Δ P ioc ( n ) , выше начального давления открытия клапана нагнетаемого газа, P oD ( n ) , чтобы клапан проходил требуемый суточный расход нагнетаемого газа, q gi ( n ) , чтобы установить P ptD ( n ) в Шаге 9 на основа внутреннего диаметра порта клапана, жесткость пружины сильфонного узла, B sr = B lr ( A b ) в Приложении A, P oD ( n ) и P ptD ( n ) .Скорость закачки газа через газлифтный клапан для предполагаемого P ioD ( n ) больше, чем P oD ( n ) , рассчитывается по уравнениям в Приложении A. Аналогично шагу 9, увеличение давления нагнетаемого газа, P ioD ( n ) , выше P oD ( n ) для достижения q gi ( n ) на этапе 7 можно определить графически или рассчитать с использованием процедуры аппроксимации кривой.Расчетное увеличение давления нагнетаемого газа Δ P ioc ( n ) равно разнице между P ioD ( n ) , что дает требуемый q gi ( n ) и P oD ( n ) клапана.

11. Сравните заданное минимальное снижение давления газа для закачки с поверхности между клапанами, Δ P ioa , (представляет заданное минимальное расчетное повышение давления газа на поверхности выше P oD ( n ) для перемещения клапана) к расчетному увеличению давления нагнетаемого газа на этапе 10.Если рассчитанное на этапе 10 увеличение давления газа для закачки на поверхность, Δ P ioc ( n ) , меньше Δ P ioa , используйте это назначенное снижение давления газа для закачки, Δ P ioa P io ( n ) = Δ P ioa ). Затем вычислите сумму значений Δ P io ( n ) , ΣΔ P io ( n ) , необходимых для расчета начального открытия газлифтного клапана нагнетаемого газа. давление на глубине следующего нижнего клапана, P oD ( n ) .ΣΔ P io ( n ) равно нулю для верхнего газлифтного клапана в уравнении. 37 .

12. Рассчитайте глубину следующего нижнего клапана, D v ( n +1) , под рабочим разгрузочным клапаном с загрузочной (убивающей) жидкостью г ls траверс (нет пластовых флюидов) ниже клапана. Глубина верхнего и второго клапана, D v 1 и D v 2 , соответственно, основана на назначенном поверхностном рабочем давлении нагнетаемого газа, P io .Следующее уравнение используется для расчета глубины второго и нижнего клапанов, пока не будет достигнута назначенная максимальная глубина клапана или минимальное расстояние между клапанами.

.................... (37)

.................... (38)

Если D v ( n +1) превышает D v (макс.) , D v ( n +1) = D v (макс.) и P ptD ( n ) рассчитывается по формулам .39 и 40 .

.................... (39)

и

.................... (40)

Расчет обратного клапана

Самый глубокий (нижний) рабочий клапан во многих установках с непрерывным потоком - это обратный клапан с диафрагмой. Поскольку обратный клапан с диафрагмой всегда полностью открыт, расчет динамических характеристик клапана не требуется. Опубликованные уравнения или диаграммы для диафрагмы или штуцера используются для выбора правильного внутреннего диаметра диафрагмы или седла газлифтного клапана и определения расхода нагнетаемого газа.Расчеты обратного клапана для нижнего клапана подробно описаны в следующей конструкции высокопроизводительной установки с непрерывным потоком в следующем примере задачи.

Проблема 2

Данные о скважине для проектирования установки с использованием несбалансированных газлифтных клапанов с азотом и давлением нагнетания для разгрузки.

  • Размер трубки = 4 1/2 дюйма Внешний диаметр (ID = 3,958 дюйма) и длина = 6000 футов
  • Размер корпуса = 8 5/8 дюйма Внешний диаметр 44 фунт / фут (внутренний диаметр 7,725 дюйма)).
  • Базовая глубина забойного давления и температуры, D d = 6000 футов
  • Забойная температура при D d , T wsd = 170 ° F.
  • Закрытое (статическое) забойное давление на D d , P wsd = 2000 фунтов на кв.
  • Максимальная глубина для донного клапана, D v (макс.) = 5900 футов.
  • Индекс производительности (общая жидкость), PI = 6,3 B / D / psi.
  • Плотность нефти = 35 ° API ( γ o = 0,850).
  • Удельный вес газа (воздух = 1,0) и γ г = 0,65.
  • Удельный вес воды, γ w = 1,08.
  • Водная фракция, f w = 0,50 (50%).
  • ГОР пласта, R go = 400 scf / STB.
  • Формирование GLR, R glf = 200 scf / STB.
  • Назначенная минимальная суточная производительность разгрузки, q lu = 1000 баррелей в день
  • Расчетный дневной дебит (нефть + вода), q lt = 5000 баррелей в сутки.
  • Давление разгрузки U-образных НКТ на устье, P whu = 100 psig.
  • Давление на устье с поверхности, P whf = 100 psig.
  • Статическая нагрузка (гашение) - градиент давления жидкости, г лс = 0,468 фунт / кв. Дюйм / фут.
  • Температура на устье разгрузки, T whu = 120 ° F (основа для расчета P vo ).
  • Температура нагнетаемого газа на устье, T gio = 120 ° F.
  • Начальное давление газа закачки с поверхности, P ko = 1400 фунтов на кв. Дюйм (на буровой).
  • Поверхностное рабочее давление закачиваемого газа, P io = 1400 фунтов на кв. Дюйм (на буровой).
  • Назначенная суточная скорость закачки газа, q gi = 2000 млн куб. Футов в сутки.
  • Минимальное заданное падение давления газа для закачки с поверхности между клапанами, Δ P io = 20 фунтов на кв. Дюйм. (Представляет собой минимальное увеличение давления газа на поверхности для срабатывания газлифтного клапана).
  • Процентный коэффициент проектной линии зазора клапана на поверхности = 20% ( f pt = 0.20).
  • Минимальный перепад давления при передаче и производстве ( P iod - P ptd ) при D d , Δ P ptd = 200 фунтов на кв.
  • Перепад давления между клапанами на глубине клапана, Δ P SD = 50 фунтов на кв. Дюйм.
  • Минимальное расстояние между клапанами D bv (мин) = 400 футов.
  • Температура настройки испытательной стойки газлифтного клапана, T vo = 60 ° F.
  • Газлифтные клапаны: несбалансированные, одноэлементные, заряженные азотом сильфоны с наружным диаметром 1,5 дюйма, извлекаемые на кабеле, с A b = 0,77 дюйма 2 , B lr = 600 фунтов на кв. Дюйм / дюйм и квадратное седло с острыми краями.

Решение - расчет глубины клапана

1. P iod = 1,617 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов и г gio = = 0.03617 фунтов на квадратный дюйм / фут.

2. г Tvu = = 0,008333 ° F / фут.

3. P pt = 100 + 0,20 (1,400 - 100) = 360 фунтов на кв. Дюйм на устье.

4. P ptd = 1,617 - 200 = 1417 фунтов на квадратный дюйм на высоте 6000 футов и г pt = = 0,1762 фунтов на квадратный дюйм / фут.

5. R glf = = 400 scf / STB и R glt = 200 + 400 = 600 scf / STB.

P pfd = 1227 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов для 5000 баррелей в сутки и R glt = 600 стандартных кубических футов / STB ( R gli + R glf ) с использованием корреляции многофазного потока Рос. Поскольку P pfd меньше P ptd на 390 фунтов на кв. Дюйм (1,617 - 1227), размер НКТ, по-видимому, не ограничивает проектную производительность и доступное давление в трубопроводе нагнетательного газа. кажется адекватным.Окончательный максимальный суточный дебит будет определяться продуктивностью коллектора этой скважины.

Расчет глубины верхнего клапана

6. D v1 = = 2,778 футов

7. P ptD 1 = 360 + 0,1762 (2778) = 849 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 2778 футов P ioD 1 = 1400 + 0,03617 (2778) = 1500 фунтов на кв. Дюйм на 2778 футов. Т вуд 1 = 120 + 0.008333 (2778) = 143 ° F на высоте 2778 футов.

8. P wfd 1 = 849 + 0,468 (6000 - 2778) = 2357 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов для г лс ход ниже D v 1 . Поскольку P wfd 1 > P wsd , снижения забойного давления на забое скважины нет.

9. См. Таблицу со значениями P pfD 1 и q gi 1 для предполагаемых переменных GLR общего впрыска, R glt = R gli , и до пересечения P ptD 1 = 849 фунтов на квадратный дюйм с кривой рабочих характеристик трубки в Рис.8 , где q gi 1 = 104 Mscf / D.

  • Рис. 8 - Характеристики насосно-компрессорных труб и газлифтного клапана на глубине 2778 футов при загрузке только жидкости и отсутствии добычи из пласта.

10. См. Таблицу 1 со значениями P ioD 1 в сравнении с q gi 1 на основе уравнений в упрощенной математической модели характеристик газлифта и пересечении газлифта Кривая производительности клапана в Рис.2 с q gi 1 = 104 Mscf / D, где P ioD 1 = 1484 psig.

11. Поскольку P oD 1 = 1480 фунтов на кв. Дюйм, Δ P ioc 1 = 1484 - 1480 = 4 фунта на квадратный дюйм, что меньше требуемого минимального заданного повышения давления на поверхности на 20 фунтов на квадратный дюйм. для хода клапана.

Δ P ioc 1 P ioa , Δ P io 1 = Δ P ioa = 20 psi и ΣΔ P io 1 = 20 psi для расчета P oD 1 .

Расчет глубины второго клапана

12. D bv = = 1392 фута и D v 2 = 2778 + 1392 = 4170 футов.

7. Для D v 2 = 4170 футов: P ptD 2 = 1095 psig, P ioD 2 = 1551 psig и T вуд 2 = 155 ° F.

8. P wfD 2 = 1 951 фунт / кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов и q lc = 309 баррелей в сутки.Поскольку q lc < q lu , используйте q lu = 1000 баррелей в день.

9. См. Таблицу со значениями P pfD 2 и q gi 2 для предполагаемых переменных GLR общего впрыска, R glt . Модель P ptD 2 под давлением 1095 фунтов на кв. Дюйм пересекает кривую рабочих характеристик НКТ на рис.3 на q gi 2 = 168 Mscf / D.

  • Рис. 3 - Характеристики насосно-компрессорных труб и газлифтного клапана на высоте 4170 футов при загрузке только жидкости и отсутствии добычи из пласта.

10. См. Таблицу 2 со значениями P ioD 2 и q gi 2 на основе уравнений в Приложении A и пересечения кривой рабочих характеристик газлифтного клапана в Рисунок 3 с q gi 2 = 168 Mscf / D, где P ioD 2 = 1518 psig.

11. Потому что P oD 2 = 1511 фунтов на кв. Дюйм, Δ P ioc 2 = 1518 - 1511 = 7 фунтов на кв. Дюйм: Δ P ioc 2 P ioa , Δ P io 2 = Δ P ioa = 20 psi и ΣΔ P io 2 = 40 psi для расчета P oD 2 .

Расчет глубины третьего клапана

12. D bv = = 1392 фута и D v 2 = 2778 + 1392 = 4170 футов.

7. Для D v 3 = 5064 фута: P ptD 3 = 1252 фунта на квадратный дюйм, P ioD 3 = 1583 фунта на квадратный дюйм и T вуд 3 = 162 ° F.

8. P wfd 3 = 1,252 + 0,468 (6,000 - 5,064) = 1,690 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов и q lc = 6.3 (2000 - 1690) = 1953 баррелей в день.

9. См. Таблицу со значениями P pfD 3 и q gi 3 для различных предполагаемых GLR общего впрыска, R glt . P ptD 3 под давлением 1252 фунта / кв. Дюйм изб. Пересекает кривую рабочих характеристик НКТ на рис. 9 при q gi 3 = 430 Mscf / D.

  • Фиг.9-НКТ и газлифтный клапан на высоте 5064 фута с загружаемой жидкостью и без добычи пластового газа.

10. См. Таблицу 3 со значениями P ioD 3 и q gi 3 на основе уравнений в Приложении A и пересечения кривой рабочих характеристик газлифтного клапана в Рис.9 , с q gi 3 = 430 Mscf / D, где P ioD 3 = 1538 psig.

11. Потому что P oD 3 = 1523 фунтов на кв. Дюйм, Δ P ioc 3 = 1538 - 1523 = 15 фунтов на кв. Дюйм: Δ P ioc 3 P ioa , Δ P io 3 = Δ P ioa = 20 psi и ΣΔ P io 3 = 60 psi для расчета P oD 3 .

Расчет глубины четвертого клапана.

12. D bv = = 558 футов и D v 4 = 5,064 +558 = 5,622 футов.

7. Для D v 4 = 5622 фута: Расчетный D bv для пятого клапана дает D v 5 , превышающую максимальную глубину клапана 5900 футов. Обратитесь к расчетам глубины пятого клапана на шаге 12, где D bv = 278 футов (5900 - 5622).Перенос P ptD 4 основан на фактическом D bv 278 футов и рассчитан по следующему уравнению.

8. P wfd 4 = 1373 + 0,468 (6000 - 5622) = 1550 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 6000 футов q lc 4 = 6,3 (2000 - 1550) = 2 835 баррелей в сутки для г ls -передача снизу D v 4 .

9. Обратитесь к таблице 4 со значениями P pfD 4 и q gi 4 для различных предполагаемых GLR общего впрыска, R glt и до пересечения P ptD 4 = 1373 фунта на кв. дюйм изб. с кривой рабочих характеристик НКТ в Рис. 10 , где q gi 4 = 730 Mscf / D.

  • Фиг.Характеристики 10-НКТ и газлифтного клапана на высоте 5622 фута с загрузочной жидкостью и без добычи пластового газа.

10. См. Таблицу 4 со значениями P ioD 4 и q gi 4 на основе уравнений в Приложении A и пересечения кривой рабочих характеристик газлифтного клапана в Рис.5 с q gi 4 = 730 Mscf / D, где P ioD 4 = 1543 psig.

11. Потому что P oD 4 = 1513 фунтов на кв. Дюйм, Δ P ioc 4 = 1543 - 1513 = 30 фунтов на кв. Дюйм Δ P ioc 4 > Δ P io , Δ P io 4 = Δ P ioc 4 = 30 psi и ΣΔ P io 4 = 90 psi для расчета P oD 4 .

Расчет глубины пятого клапана

12. D bv = = 308 футов и D v 5 = 5622 + 308 = 5930 футов превышает заданную максимальную глубину клапана в 5900 футов; следовательно, D v 5 = D v (макс.) = 5900 футов и D bv = 278 футов (5900 - 5622).

и D v 5 = 5 622 + 308 = 5 930 футов превышает заданную максимальную глубину клапана 5900 футов; следовательно, D v 5 = D v (макс.) = 5900 футов и D bv = 278 футов (5900 - 5622).

7. T vuD 5 = 120 + 0,008333 (5900) = 169 ° F на высоте 5900 футов для расчета расхода нагнетаемого газа. Обратный клапан с отверстием с отверстием диаметром 5 installed 16 дюймов установлен в оправке нижнего извлекаемого с помощью кабеля газлифтного клапана на высоте 5900 футов. Обратный клапан с отверстием всегда полностью открыт. Трехпараметрическое графическое решение в рис. 11 включает две кривые, которые являются функцией P pfD 5 .

  • Фиг.11-Прогнозируемая суточная производительность для отверстия диаметром 5/16 дюйма в обратном клапане с диаметром отверстия 1,5 дюйма на высоте 5900 футов

Кривая суточного дебита жидкости основана на скважине PI , P wfd и P wsd ( P wfd = P pfD 5 + 34 фунта на квадратный дюйм для приблизительного увеличения давления между 5900 и 6000 футов).Увеличение q gi (более высокое R glt ) уменьшает P pfD 5 и увеличивает расчетное значение q lc для данного PI и P WSD . Для присвоенной константы q gia предполагаются различные значения q l и вычисляются R glt и соответствующий P pfD 5 (или P pfD 5 определяется из градиентных кривых) для каждого q l .Предполагаемое значение q l сравнивается с расчетным q lc на основе PI и P wsd . Эта процедура повторяется до тех пор, пока вычисленное значение q l c не будет равно предполагаемому q l для всего назначенного q gia . См. Таблица 5 .

В приведенных выше расчетах P pfD 5 вычисляется для каждого предполагаемого q gia , что меньше, и q gia равно назначенному максимуму 2,000 Mscf / D.Кривая потребности в нагнетаемом газе представляет собой график предполагаемой q gia в зависимости от расчетной P pfD 5 .

Максимально назначенный q gia 2000 Mscf / D пересекает кривую потребности в нагнетаемом газе при P pfD 5 = 1190 psig. Расчетное значение P ioD 5 составляет 1393 фунта на кв. Дюйм на расстоянии 5900 футов (давление выше по потоку) для максимального назначенного q gia 2000 Mscf / D через 5 ∕ 16 дюймов.-ID с отверстием P pfD 5 с давлением ниже по потоку 1190 фунтов на кв. Дюйм и входным отверстием T gD 5 с давлением 169 ° F. P io 5 на поверхности составляет 1180 фунтов на квадратный дюйм для P ioD 5 1393 фунта на квадратный дюйм на высоте 5900 футов. Давление нагнетаемого газа на поверхности для 2000 Mscf / D не должно превышать давление газа на поверхности закачки, которое могло бы повторно открыть любой из верхних разгрузочных клапанов. Расчетный минимум P io для повторного открытия самого глубокого разгрузочного клапана составляет 1310 фунтов на кв. Дюйм на поверхности (давление в трубопроводе доступного нагнетаемого газа, P io - ΣΔ P io = 1,400-90) и составляет 1523 фунта на кв. Дюйм на высоте 5900 футов.Поскольку расчетное давление в штуцере выше по потоку, составляющее 1393 фунта на квадратный дюйм, значительно меньше, чем 1523 фунта на квадратный дюйм, не будет никакого вмешательства разгрузочного клапана, когда диафрагменный обратный клапан станет рабочим клапаном, и изменение давления газа, нагнетаемого на поверхность, будет легко заметным после глубины. впрыска газа перешла на обратный клапан.

Расчет давления открытия испытательной стойки газлифтных клапанов Следующие расчеты применимы к несбалансированным одноэлементным сильфонным газлифтным клапанам с квадратным седлом с острыми краями, управляемым давлением впрыска.

1. Рассчитайте начальное давление открытия клапана нагнетаемого газа на глубине клапана, P oD ( n ) , на основе имеющейся конструкции давления нагнетаемого газа на глубине, P ioD ( n ) .

.................... (41)

2. Давление в сильфоне, заполненном азотом, рассчитывается при температуре разгрузочного клапана на глубине T vuD в скважине по формуле Eq.40 .

.................... (42)

3. Рассчитайте температурный поправочный коэффициент для азота, C T , используя Eq. 43 или определите C T из Таблица 6 .

.................... (43)

где

п. = P b + P атм и T = T vD - 60

Если P b меньше 1250 фунтов на кв. Дюйм:

А = 3.054E - 07 (T), B = 1 + 0,001934 ( T ) и C = - 0,00226 ( T - P ).

Если P b больше 1250 фунтов на кв. Дюйм:

А = 1.84E - 07 ( T ), B = 1 + 0,002298 ( T ) и C = –0,267 ( T - P ).

4.Рассчитайте давление в сильфоне, заполненном азотом, при заданной температуре испытательной стойки 60 ° F.

.................... (44)

5. Рассчитайте давление открытия испытательной стойки при 60 ° F, используя уравнение . 45 или уравнение. 46 .

.................... (45)

C T = температурный поправочный коэффициент для азота от P bvD до P b при 60 ° F, безразмерный,
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.

.................... (46)

Решение - Расчет давления открытия испытательной стойки

Расчеты верхнего клапана с внутренним диаметром 1/4 дюйма) 1. P oD 1 = P ioD 1 -∑Δ P io 1 = 1500 - 20 = 1480 фунтов на кв. Дюйм на 2 и 3 футах. P bvD 1 = 0,936 (1480) + (0,064) 849 = 1440 фунтов на кв. Дюйм при 143 ° F и C T 1 = 0.8378 (рассчитано). 4. и 5. P b 1 = 0,8378 (1440) = 1206 фунтов на кв. Дюйм при 60 ° F, и

Расчет второго клапана (порт с внутренним диаметром 1/4 дюйма) 1. P oD 2 = 1,551 - 40 = 1,511 фунт / кв. Дюйм изб. На 4170 футов 2 и 3 P bvD 2 = (0,936) 1,511 + (0,064) 1095 = 1,484 фунта на кв. Дюйм изб. При 155 ° F, и C T 2 = 0,8184 (рассчитано). 4. и 5. P b 2 = (0.8184) 1,484 = 1,215 фунтов на кв. Дюйм при 60 ° F, и

Расчеты третьего клапана (порт с внутренним диаметром 3/8 дюйма) 1. P oD 3 = 1583 - 60 = 1523 фунта на кв. Дюйм на расстоянии 5064 футов 2 и 3 P bvD 3 = 0,857 (1523) + 0,143 (1252) = 1,484 фунта на кв. Дюйм при 162 ° F, и C T 3 = 0,8079 (рассчитано). 4. и 5. P b 3 = 0,8079 (1,484) = 1199 фунтов на кв. Дюйм при 60 ° F, и

Расчеты четвертого клапана (1/2 дюйма.-ID порт) 1. P oD 4 = 1603 - 90 = 1513 фунтов на кв. Дюйм на расстоянии 5622 фута 2 и 3 P bvD 4 = 0,745 (1513) + 0,255 (1373) = 1477 фунтов на кв. Дюйм при 167 ° F и C T 4 = 0,8007 (рассчитано). 4. и 5. P b 4 = 0,8007 (1477) = 1183 фунта на кв. Дюйм при 60 ° F, и

Сводка проектных расчетов установки приведена в Таблица 7 . Значительное увеличение P vo ( n ) с глубиной является результатом большего диаметра порта, необходимого для разгрузочного газлифтного клапана №№ 3 и 4.

Устройство обсадно-затрубной установки

Проектные расчеты для установки с кольцевым потоком аналогичны расчетам для установки с непрерывным потоком через НКТ. Прерывистый газлифт не рекомендуется для кольцевого потока. Поскольку общий объем добычи жидкости, как правило, составляет тысячи баррелей в день, выбор размеров внутреннего диаметра (ID) порта клапана для обеспечения адекватного прохода газа очень важен для установок с кольцевым потоком.Фактическая производительность газлифтного клапана, основанная на внутреннем диаметре порта, максимальном линейном перемещении штока и величине нагрузки сильфонного узла, является важным фактором при расчетах конструкции для установок с кольцевым потоком из-за высоких требований к нагнетаемому газу. Следует учитывать увеличение давления нагнетаемого газа для преодоления нагрузки на сильфонный узел и достижения необходимой эквивалентной площади порта для требуемого расхода нагнетаемого газа.

Монтажное проектирование

Выбор подходящего размера колонны насосно-компрессорных труб для нагнетания газа, обеспечивающий ежедневную потребность в нагнетательном газе для разгрузки и эксплуатации, является абсолютно необходимым.Первоначальным предположением может быть размер насосно-компрессорной трубы для нагнетательного газа, который обеспечит максимальную суточную потребность в нагнетаемом газе без потери давления (т. Е. Увеличение давления нагнетаемого газа с глубиной в результате плотности газового столба компенсируется. потерей напора на трение). Это должен быть наименьший номинальный размер НКТ, рассматриваемый для колонны нагнетательного газа. Графики статического давления нагнетаемого газа на глубине нельзя использовать для расчета расстояния между клапанами.

Корреляция Каллендера и Смита [1] рекомендуется для расчета потери давления в колонне насосно-компрессорных труб для нагнетательного газа.Этот метод расчета давления поступающего нагнетаемого газа на глубине был разработан для добывающей газовой скважины, а не для закачки газа. Единственная разница в расчетах - это коэффициент трения для газа, который закачивается, а не добывается. Знак члена трения меняется (т. Е. Член трения становится отрицательным в уравнении Каллендера и Смита для нагнетания газа).

Доступны оправки газлифтных клапанов, извлекаемые с троса, которые вмещают стандартные клапаны, управляемые давлением нагнетания, для кольцевого потока ( Рис.1 ). Когда используются эти оправки, клапаны запускаются и устанавливаются в карман точно так же, как и для трубчатого потока. Однако конфигурация оправки такова, что нагнетаемый газ поступает со стороны кармана изнутри трубы. Это позволяет нагнетаемому газу проходить через клапан и выходить из кармана в кольцевое пространство обсадной колонны, а не в НКТ. По возможности для кольцевого потока следует использовать оправки с кольцевым потоком, поскольку они обеспечивают полный проход газа через клапан без ограничений, создаваемых перекрестными седлами.Кроме того, газ вводится снизу, а не сбоку оправки. Это обеспечивает гораздо более безопасную установку с точки зрения эрозии, чем установка с использованием клапанов с переходными седлами, в которых газ вводится со стороны кармана в стенку кожуха.

  • Рис. 14 - Конфигурация гнезда для оправки отличается для кольцевого потока, поскольку нагнетаемый газ входит в карман из НКТ, а не из обсадной колонны.

Если оправки для потока в НКТ уже установлены и их невозможно заменить, необходимо установить клапаны с переходными седлами.В таких установках стопорный диск в обратном потоке проверяет седла клапана в направлении, противоположном потоку через обсадную колонну, по сравнению с установкой потока в насосно-компрессорных трубах, и позволяет газу проходить из насосно-компрессорных труб для нагнетания газа в кольцевое пространство обсадной колонны. В извлекаемой с помощью кабельной линии трубной оправке насосно-компрессорной трубы клапан для потока в обсадной колонне аналогичен клапану, управляемому производственным давлением, за исключением того, что встроенный обратный клапан переворачивается для потока нагнетаемого газа из насосно-компрессорной трубы в обсадную колонну.

Поскольку сильфонные газлифтные клапаны с азотом имеют меньшую нагрузку на сильфонный узел, чем подпружиненный клапан, сильфонные клапаны рекомендуются для высокого объемного расхода нагнетаемого газа, что требуется для большинства установок с кольцевым потоком.К счастью, температуру клапана на глубине нетрудно точно предсказать в скважинах большого объема. Температура на поверхности потока близка к температуре потока на забое; следовательно, рабочая температура всех клапанов в газлифтной установке большого объема с кольцевым потоком примерно одинакова. Важное предостережение - никогда не использовать температуру нагнетаемого газа на поверхности для оценки температуры клапана на глубине. Закачиваемый газ начнет приближаться к температуре текущей жидкости в пределах нескольких сотен футов от поверхности.Для определения температуры разгрузочного клапана на глубине следует использовать текущую температуру добываемого флюида на устье скважины. Это же соображение применимо к расчетам давления газа закачки по глубине Каллендера и Смита.

Номенклатура

График
A b = Общая эффективная площадь сильфона, дюйм 2
A p = область порта клапана (область контакта шара с линией седла для седла с острыми краями), дюйм. 2
C T = температурный поправочный коэффициент для азота от P bvD при T vuD до P b при 60 ° F, безразмерный
D = истинная вертикальная глубина столба газа, фут
D bv = расстояние между газлифтными клапанами, фут
D bv (мин) = минимальное расстояние между газлифтными клапанами, фут
D d = исходная глубина (обычно нижний конец эксплуатационного трубопровода) для забойной температуры и давления, футы
D v = глубина клапана, фут
D v 1 = глубина верхнего клапана, фут
D v (макс.) = максимальная глубина для нижнего (самого глубокого) клапана, фут
f o = нефтяная фракция
f w = обводненность, фракция
F p = коэффициент производственного давления, безразмерный
г pfa = давление в потоке при градиенте глубины (траверсе) над глубиной закачки газа, фунт / кв. Дюйм
г pfb = гидравлическое давление при градиенте глубины (траверсе) ниже глубины закачки газа, psi / ft
г гио = статическое давление нагнетаемого газа на градиенте глубины, фунт / кв. Дюйм / фут
г LC = средний градиент давления для добычи жидкости в камере, psi / ft
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft
г телевизор = Температура разгрузочного газлифтного клапана при градиенте глубины клапана, ° F / фут
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.
P io = Давление нагнетаемого газа на поверхности, фунт / кв. Дюйм или фунт / кв. Дюйм
P йод = статическое давление нагнетаемого газа при D d , psig или psia
P ioD = Давление нагнетаемого газа на глубине (обычно на глубине клапана), фунт / кв. Дюйм или фунт / кв. Дюйм
P ko = начальное давление с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опция), фунт / кв.
P o = давление открытия клапана газлифтного клапана с поверхности закачки газа, фунт / кв.
P oD = давление начального открытия нагнетаемого газа газлифтного клапана на глубине клапана, фунт / кв.
P или = давление измерителя перед портом газлифтного клапана, фунт / кв.
P п.п.м. = рабочее давление при D d в зависимости от конструкции q lt и R glu , фунт / кв.
P pfD = текущее продуктивное давление на глубине клапана, фунт / кв.
( P pfD 1 ) макс = Максимальное рабочее давление напротив разгрузочного клапана сразу после того, как точка закачки газа перешла к следующему нижнему клапану, фунт / кв.
( P pfD ) мин = минимальное рабочее давление на глубине клапана, фунт / кв.
P pft = давление измерителя после порта газлифтного клапана, фунт / кв.
P pt = рабочее давление передачи между клапаном и межосевым промежутком, фунт / кв.
P ptd = расстояние между клапанами и давление передачи при D d , фунт / кв.
P ptD = Давление перекачки (разнесения) между потоком и продукцией на глубине клапана, фунт / кв.
P wh = давление на устье на поверхности, фунт / кв.
P WHU = Устьевой U-образный НКТ давление разгрузки, фунт / кв.
P WSD = статическое забойное давление на глубине D d , фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, фунт / кв. Дюйм
q ga = фактический суточный объемный расход газа, млн куб. Футов в сутки
q gc = суточный объемный расход газа, млн куб. Футов / сут.
q gi = суточный дебит газа, млн куб. Футов / сут
q giu = максимальная суточная скорость закачки газа в разгрузке, млн куб. Футов / сут.
q л = общий дневной дебит жидкости (нефть + вода), баррель / день
R glf = Соотношение пластовый газ / жидкость, ст. Куб. Футов / ст.
R клей = Максимальное разгрузочное соотношение газ / жидкость, ст. Куб. Футов / STB
T gio = Температура нагнетаемого газа на устье, ° F
T wh = температура на устье на поверхности, ° F
T whf = температура на устье истекающей поверхности, ° F
T WHU = назначенная температура на устье разгрузочного истока, ° F
T WSD = забойная температура скважины при D d , ° F

Список литературы

  1. 1.0 1.1 API RP 11V6, Рекомендуемая практика для проектирования газлифтных установок с непрерывным потоком с использованием клапанов, управляемых давлением нагнетания, второе издание. 1999. Вашингтон, округ Колумбия: API.
  2. ↑ Винклер, Х.В. и Идс, П. 1993. Применение основных концепций производительности одноэлементных, неуравновешенных газлифтных клапанов для проектирования установки. SPE Prod & Oper 8 (3): 211-216. SPE-21636-PA. http://dx.doi.org/10.2118/21636-PA.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Проектирование газлифтной системы

Конструкция газлифтной установки

Упрощенная математическая модель характеристик газлифта

Конструкция газлифтной установки с прерывистым потоком

Газлифт для необычных условий

Газлифт

PEH: Газлифт

Категория

Конструкция газлифтной установки - PetroWiki

Газлифт с непрерывным потоком аналогичен естественному потоку, но, как правило, существует два различных канала проточного давления.Траверс ниже точки закачки газа включает только пластовый газ; тогда как траверс выше точки закачки газа включает как пластовый, так и нагнетаемый газ. Эти две различные траверсы для проточного давления и их соответствующие соотношения газ / жидкость (GLR) показаны на рис. 1 .

  • Рис. 1. Градиент текущего давления пересекает выше и ниже глубины закачки газа в газлифтной скважине с непрерывным потоком.

Методы проектирования

В литературе предлагается множество методов проектирования газлифтных установок.Некоторые конструкции установки требуют уникальной конструкции клапана или производительности газлифтного клапана для впрыска газа. На этой странице показаны только две дизайнерские техники:

  • Конструкция, основанная на постоянном снижении рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего клапана (эта конструкция по существу аналогична методике проектирования газлифта API в RP 11V6 [1] )
  • Альтернативная конструкция для скважин, требующих высоких дебитов газа.

Конструкция API может использоваться на большинстве скважин в США. Однако, когда требуются большой объемный подъем и высокие скорости нагнетания газа, при проектировании следует учитывать характеристики газлифтного клапана. В обоих этих методах используется простой несбалансированный газлифтный клапан одноэлементного типа с сильфоном, заполненным азотом. Этот тип клапана является наиболее широко используемым в отрасли и доступен у всех основных производителей газлифтного оборудования.

Проектные расчеты газлифтной установки делятся на две части:

  • Определение глубины газлифтного клапана
  • Расчет давлений открытия испытательной стойки газлифтных клапанов

Давления открытия рассчитываются по глубине клапана, потому что рабочее давление нагнетаемого газа и текущая добыча и температуры во время разгрузки основаны на этих глубинах клапана.

Основная цель этой страницы - подробно описать методы проектирования установки для расчета глубины клапана и давления открытия испытательной стойки газлифтных клапанов, которые будут разгружать скважину на максимальную глубину подъема для доступного нагнетаемого газа. объем и давление. Операции разгрузки, как показано на диаграмме двухручьевого самописца на рис. , рис. 2 , должны выполняться автоматически. Уровень статической нагрузки жидкости был близок к поверхности в обсадной колонне и насосно-компрессорных трубах до начала первоначальной разгрузки.Давление на устье остается относительно постоянным во время операций с U-образными трубами до того, как нагнетаемый газ впервые попадет в насосно-компрессорные трубы через верхний газлифтный клапан. Скачок давления в устьевой насосно-компрессорной трубе и снижение давления в обсадной колонне для нагнетаемого газа происходит по мере того, как глубина закачки газа переходит на каждый нижний газлифтный клапан. Когда каждый нижний газлифтный клапан открывается, клапан непосредственно над ним закрывается, и точка впрыска газа переходит с верхнего клапана на нижний. Все газлифтные клапаны над рабочим клапаном должны быть закрыты, а клапаны ниже должны быть открыты в правильно спроектированной газлифтной установке.

  • Рис. 2 - Диаграмма самописца давления с двумя ручками, иллюстрирующая операции по разгрузке газлифта с непрерывным потоком с управлением штуцером нагнетаемого газа.

Описание разгрузочных операций

Рассчитаны глубины разгрузочных газлифтных клапанов для разгрузки глушильной (нагрузки) жидкости на расчетную глубину рабочего клапана с учетом давления нагнетаемого газа и объема газа, имеющихся на буровой площадке. Поскольку нагнетаемый газ первоначально закачивается в кольцевое пространство обсадной колонны, давление нагнетаемого газа после устройства управления на трубопроводе нагнетательного газа увеличивается по мере того, как уровень загружаемой жидкости в кольцевом пространстве обсадной колонны понижается во время U-образной прокладки нагнетательной жидкости.Нагрузочная жидкость передается в НКТ через открытые газлифтные клапаны в скважине с пакером или через открытые газлифтные клапаны и нижний конец НКТ в скважине без пакера. Первоначальные газлифтные операции начинаются после того, как первый газлифтный клапан открыт и нагнетаемый газ входит в НКТ на этой глубине верхнего клапана.

Давления в обсадной колонне и НКТ практически равны в момент открытия газлифтного клапана. Сразу после того, как нагнетаемый газ начинает поступать в НКТ через следующий нижний газлифтный клапан, давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает снижаться, поскольку вновь открытый газлифтный клапан настроен так, чтобы оставаться открытым при более низком давлении нагнетаемого газа, чем давление разгрузки клапан выше.Все меньше и меньше нагнетаемого газа поступает в НКТ через верхний разгрузочный клапан. Расход нагнетаемого газа через недавно открытый клапан увеличивается до тех пор, пока давление нагнетаемого газа в обсадной колонне не упадет до давления закрытия верхнего разгрузочного клапана. Глубина переноса закачки газа завершена, когда весь нагнетаемый газ входит в НКТ через нижний клапан, а все верхние газлифтные клапаны закрыты. Принципы работы в непрерывном режиме проиллюстрированы диаграммой давление / глубина, показанной на Рис.6 .

  • Рис. 6 - Принципы работы в непрерывном потоке, иллюстрируемые диаграммой давления / глубины. Исходная глубина ( D d ) для статического забойного давления ( P wsd ) является нижним концом эксплуатационного трубопровода.

По мере того, как нагнетаемый газ поступает в НКТ через недавно открытый клапан, давление поступающей продукции снижается. Давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает увеличиваться из-за уменьшающейся силы открытия из-за более низкого давления дебита на глубине клапана и необходимости перемещать шток клапана для увеличения скорости нагнетания газа в НКТ для раскрытия следующего более низкого давления. клапан.Должно быть определено увеличение давления нагнетаемого газа выше начального давления открытия клапана на глубине клапана для прохождения расхода нагнетаемого газа для установления давления передачи текучей продукции. Это максимальное давление нагнетаемого газа, необходимое для хода штока клапана, достаточного для пропускания расхода нагнетаемого газа, необходимого для передачи глубины нагнетания газа следующему нижнему клапану, зависит от характеристик газлифтного клапана. Внутренний диаметр порта клапана (ID), величина нагрузки на сильфон и линейный ход штока регулируют работу газлифтного клапана.Расчетное максимальное давление нагнетаемого газа для установления давления передачи текущей продукции из нижнего клапана во время разгрузки не должно приводить к повторному открытию какого-либо из верхних газлифтных клапанов. В , рис. 6, , нагнетаемый газ поступает в производственный трубопровод через четвертый газлифтный клапан, и три верхних разгрузочных газлифтных клапана закрыты. Несмотря на то, что нижний газлифтный клапан открыт, нагнетаемый газ не может попасть в этот клапан на глубине D 5 , потому что давление поступающей добычи превышает давление нагнетаемого газа на этой глубине.Градиент проточного давления на глубине, g pfa , над глубиной рабочего газлифтного клапана, D ov , включает закачку плюс добычу пластового газа и градиент поступательного давления по глубине, g pfb , ниже D ov содержит только добычу пластового газа.

Рекомендации по проектированию при первоначальной установке

Конструкции установок с непрерывным потоком

различаются в зависимости от того, известны ли полные и точные данные о скважине.Для определения приблизительной точки закачки газа в глубокие скважины требуются надежные характеристики притока скважины и точная корреляция многофазного потока. Когда данные по скважине ограничены или сомнительны, точная точка закачки газа не может быть точно рассчитана во многих скважинах. Если давление нагнетаемого газа недостаточно для достижения забоя скважины, желаемая глубина закачки газа может оказаться невозможной. Если нет изменений в давлении нагнетаемого газа или условиях в скважине, точка нагнетания газа должна оставаться на максимальной глубине в течение всего срока службы газлифтной установки.

Извлекаемые оправки газлифтных клапанов устанавливаются (обычно с фиктивными клапанами) во многих скважинах до того, как будет доступна небольшая информация о добыче, если таковая имеется. Инженер должен разместить эти оправки в скважинах до того, как потребуется газлифт. Конструктивные соображения аналогичны для скважин с изменяющейся точкой закачки газа. В целом, многие газлифтные установки относятся к этой категории, в которой точные данные о скважине неизвестны или ограничены, а точка закачки газа неизвестна и / или изменяется по мере истощения коллектора.

Допущения и факторы безопасности

Коэффициенты безопасности используются при проектировании проточной газлифтной установки с несбалансированными одноэлементными газлифтными клапанами, когда величина нагрузки и пропускная способность клапана не учитываются в расчетах. Начальные давления открытия газлифтного клапана основаны на уравнениях статического баланса сил. Факторы безопасности позволяют увеличивать давление нагнетаемого газа и / или текущего продуктивного давления на глубине клапана, что необходимо для правильного хода штока клапана и обеспечения эквивалентной площади порта, необходимой для прохождения расхода нагнетаемого газа, необходимого для разгрузки и подъема газа. большинство колодцев.Следующие ниже факторы безопасности компенсируют тот факт, что большинство операторов устанавливают газлифтные клапаны на ближайшее соединение труб. Фактическая глубина газлифтного клапана обычно находится в пределах 15 футов от расчетной глубины.

  1. Рабочее давление нагнетаемого газа, используемое для расчетов конструкции установки, должно быть средним, а не максимальным давлением нагнетаемого газа, доступным на буровой площадке для большинства скважин. В особых случаях может использоваться начальное давление.
  2. Суточная производительность разгрузки принята равной расчетной суточной производительности.Как правило, фактическая суточная производительность при разгрузке может быть меньше проектной и может контролироваться на поверхности скоростью нагнетания газа.
  3. При разгрузке пластовый газ не образуется. Общее соотношение газ / жидкость основано на суточной скорости закачки газа, доступной для разгрузки скважины.
  4. В расчетных расчетах предполагается, что переходы для гидравлического давления на глубине над разгрузочными газлифтными клапанами являются прямыми линиями.
  5. Предполагается, что разгрузочный ход температуры потока на глубине представляет собой прямую, а не изогнутую линию между заданной разгрузочной температурой потока на устье скважины, T whu , и забойной температурой, T wsd .

Расчетная температура разгрузки рабочей поверхности обычно предполагается ниже конечной рабочей температуры. Конечная температура потока, которая немного превышает расчетную температуру, увеличивает начальное давление открытия газлифтного клапана с сильфонным наддувом и помогает удерживать верхние клапаны закрытыми при подъеме с нижнего газлифтного клапана.

  1. Назначенный перепад давления между клапанами, Δ P SD , от 20 до 60 фунтов на квадратный дюйм на клапане для разгрузки используется многими инженерами-проектировщиками газлифта.В результате фактическое минимальное рабочее давление, необходимое для открытия следующего нижнего разгрузочного газлифтного клапана, больше на заданное значение Δ P sD .
  2. Траверса рабочего давления ниже точки нагнетания газа для определения глубины клапана обычно считается градиентом статической нагрузки и жидкости. Как только происходит добыча пласта, фактический градиент давления потока уменьшается в большинстве скважин.

Клапан обратный диафрагменный

Отверстие, используемое для подъема газа в скважине, должно включать обратный обратный клапан.Контрольный диск или дротик должен быть закрыт под действием силы тяжести или подпружинен. В скважине с пакером контрольная часть должна оставаться закрытой, чтобы предотвратить скопление мусора наверху пакера, когда этот клапан находится ниже уровня рабочей жидкости и не является рабочим клапаном. Для клапанов с обратным отверстием рекомендуется использовать сетку на входе с небольшим дросселем, чтобы предотвратить возможное засорение. Отдельные отверстия во входном экране должны быть меньше, чем штуцер в обратном клапане с отверстием.

Правильно спроектированная газлифтная установка с непрерывным потоком и обратным клапаном с диафрагмой не требует большего количества нагнетаемого газа, чем та же скважина с газлифтным клапаном, управляемым давлением нагнетания.Расход нагнетаемого газа для подъема скважины регулируется дозирующим устройством на трубопроводе нагнетательного газа на поверхности. Обратный клапан с отверстием, а не более дорогой и сложный газлифтный клапан, работающий под давлением, следует рассматривать в качестве нижнего клапана в большинстве установок с непрерывным потоком.

Преимущества обратного клапана

Дроссельный обратный клапан является самым простым из всех типов управляющих клапанов и имеет очень низкую вероятность выхода из строя. Его можно использовать в качестве «флажка» из-за изменения давления газа на поверхности после регулирующего клапана, когда обратный клапан с отверстием открывается и становится точкой нагнетания газа. На рис. 3 показана операция разгрузки с использованием обратного клапана с отверстием внизу. Давление в устьевой колонне на устье является результатом открытия и закрытия разгрузочных газлифтных клапанов из-за 24/64 дюйма. заслонка в выкидной линии и фрикционный тормозной механизм в клапане для предотвращения разрушения штока. После того, как диафрагменный обратный клапан будет открыт примерно в 3:00 утра, заголовок отсутствует. Снижение рабочего давления нагнетаемого газа связано с низкой продуктивностью коллектора, а не с системой газлифта.Обратный клапан с отверстием правильного размера может предотвратить резкий напор или помпаж в газлифтной установке с непрерывным потоком, обеспечивая постоянный размер отверстия. Для срабатывания обратного клапана с диафрагмой не требуется увеличения давления нагнетаемого газа, и размер отверстия всегда известен, поскольку он равен размеру штуцера в клапане. Дроссельный обратный клапан всегда открыт и пропускает газ до тех пор, пока давление нагнетаемого газа на глубине клапана превышает давление текущей добычи на той же глубине. Для регулирования объема закачиваемого газа для газового подъема некоторых скважин требуется отверстие надлежащего размера.Одним из применений является газовый подъем одной зоны двойной газлифтной установки с общим источником нагнетаемого газа в затрубном пространстве обсадной колонны. Расчетный перепад давления по крайней мере от 100 до 200 фунтов на квадратный дюйм через отверстие необходим для обеспечения достаточно точного прогнозирования прохождения газа.

  • Рис. 3 - Диаграмма разгрузки с двумя ручками для регистрации давления из газлифтной установки с непрерывным потоком с обратным клапаном на дне.

Недостаток дроссельно-обратного клапана

Если давление в трубопроводе нагнетаемого газа высокое по сравнению с давлением поступающей добычи на глубине заслонки обратного клапана, при использовании влажного газа на поверхности может произойти замерзание.Слабые скважины с рабочим клапаном, контролирующим диафрагму, будут продолжать потреблять нагнетаемый газ при более низком давлении в трубопроводе нагнетательного газа, чем более сильные скважины с более высоким давлением дебита на глубине рабочего клапана обратного клапана.

Отверстие в насосно-компрессорных трубах или протекающий пакер неотличимы от обратного клапана с отверстием во время нормальной, непрерывной работы газлифта с непрерывным потоком. Дроссельный обратный клапан обычно не рекомендуется для небольшой закрытой ротационной газлифтной системы, когда для зарядки системы после останова требуется дорогостоящий подпиточный газ.Правильно настроенный газлифтный клапан, управляемый давлением нагнетания, закрывается после небольшого снижения давления нагнетаемого газа и предотвращает ненужную потерю нагнетаемого газа из затрубного пространства обсадной колонны и небольшой системы высокого давления.

Глубина верхнего газлифтного клапана

Верхний газлифтный клапан должен быть расположен на максимальной глубине, которая позволяет использовать U-образную трубу для загрузки жидкости с этой глубины при имеющемся давлении нагнетаемого газа. Если скважина нагружена на поверхность глушильным раствором, глубину верхнего клапана можно рассчитать с помощью одного из следующих уравнений.

.................... (1)

.................... (2)

или

.................... (3)

где

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут,
P ko = начальное давление газа с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опционально), фунт / кв.
P WHU = давление в устьевых U-образных НКТ (разгрузочных), фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, psi,
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft,
и
г гио = градиент давления нагнетаемого газа по глубине, фунт / кв. Дюйм.

Ур. 1 не включает увеличение давления нагнетаемого газа до глубины клапана, D v 1 . Это уравнение широко используется из-за запаса прочности, позволяющего пренебречь повышением давления газа с глубиной. Ур. 2 дает ту же глубину, что и графическое решение, без какого-либо падения давления на верхнем газлифтном клапане в момент открытия этого клапана. Другими словами, верхний клапан не открывается, если фактическое начальное давление нагнетаемого газа меньше проектного значения или если давление на устье U-образной трубы выше предполагаемого. Ур. 3 включает вес колонны нагнетаемого газа и заданный перепад давления в момент открытия верхнего клапана.

Давление на устье U-образных труб на поверхности ниже устьевого давления истока для большинства установок. Разница между этими двумя давлениями увеличивается при увеличении длины выкидных линий и более высоких дебитов. Давление в U-образной трубе на устье скважины примерно равно давлению в сепараторе или в коллекторе, потому что скорость переноса рабочей жидкости очень низкая во время работы U-образной трубы, и закачиваемый газ не может поступать в выкидную линию, пока не откроется верхний газлифтный клапан.Газлифтные операции не начинаются до тех пор, пока нагнетаемый газ не поступает в производственный трубопровод через верхний клапан. Для определения глубины оставшихся газлифтных клапанов следует использовать текущее устьевое давление.

Траверс нагрузка-жидкость на основе g ls может быть проведена от давления U-трубопровода на устье скважины до пересечения кривой начального давления нагнетаемого газа на глубине ( P koD траверс) на графике давление / глубина. Верхний клапан может быть расположен на этом пересечении, что на той же глубине, что и рассчитана по формуле .2 . Произвольный перепад давления на верхнем газлифтном клапане можно предположить в сочетании с графическим методом, и этот метод аналогичен Eq. 3 . Если не предполагается, что давление газа увеличивается с глубиной, этот метод становится аналогичным вычислению D v 1 с Eq. 1 . Для простоты Ур. 4 часто используется для расчета расстояния между верхними клапанами.

.................... (4)

Гидравлическое давление на глубине

Точные прогнозы гидравлического давления на глубине необходимы для проектирования и анализа качественной газлифтной установки с непрерывным потоком.Когда компьютерные программы для проектирования и анализа газлифтной установки недоступны для повседневных рутинных расчетов, проектировщики газлифта должны полагаться на опубликованные градиентные кривые для определения гидравлического давления на глубине. Многие нефтедобывающие компании имеют свои собственные корреляции многофазных потоков и публикуют собственные градиентные кривые. Градиентные кривые доступны у производителей газлифта и опубликованы в книгах, которые можно купить. По возможности используйте полевые данные для проверки точности расчетов компьютерной программы и градиентных кривых.Целью данной главы не является сравнение различных корреляций многофазных потоков или опубликованных градиентных кривых.

Широко распространенные корреляции многофазного потока и механистические модели основаны на псевдостационарном потоке без серьезного напора через чистый производственный трубопровод с неограниченной площадью поперечного сечения. Точные значения давления не могут быть получены из градиентных кривых, основанных на этих корреляциях, если канал частично забит парафином или окалиной. Эмульсии также могут препятствовать применению этих корреляций и градиентных кривых.Применимость конкретной корреляции или набора градиентных кривых для данной скважины может быть установлена ​​только путем сравнения измеренного давления потока с давлением на глубине, определенным из корреляционных или градиентных кривых. Измеренные производственные данные должны быть точными и повторяемыми, прежде чем не учитывать корреляции многофазного потока или градиентные кривые.

Набор типичных градиентных кривых приведен на Рис. 4 . Эти градиентные кривые используются в примерных расчетах конструкции установки в Примере 1.Для этих расчетов конструкции установки используется GLR, а не соотношение газ / нефть (GOR).

  • Рис. 4. Кривые градиента давления на глубине для 800 баррелей в сутки с 50% -ной обводненностью через НКТ 2 7/8 дюйма.

Большинство градиентных кривых отображают GLR, а не GOR. По этой причине первым шагом в применении градиентных кривых является преобразование газового фактора в глобальный фактор риска, если указан только газовый фактор и скважина дает воду. GLR может быть рассчитан для заданного газового фактора и обводненности с помощью уравнения .5 .

.................... (5)

где

Коэффициент газ / нефть
R glf = Соотношение пластовый газ / жидкость, scf / STB,
f o = масляная фракция (l - f w ), фракция,
и
R вперед = , ст. Куб. Футов / СТБ.
Пример 1

Дано:

  • R go = 500 scf / STB
  • Обводненность f w = 0,60 (60%)

Рассчитайте GLR пласта: R glf = (1 - 0,6) 500 = 200 scf / STB.

Когда используются градиентные кривые, глубина является относительной глубиной и может быть смещена, тогда как давление никогда не смещается. Если прослеживается переход давления на глубине потока, давления на графике давление / глубина всегда должны перекрывать одно и то же давление на градиентных кривых.Для наклонно-направленных скважин, где трение невелико, используйте в графическом дизайне истинные вертикальные глубины, а не измеренные глубины.

Температура потока на глубине

Точный прогноз температуры текущей добываемой жидкости на глубине клапана важен при проектировании и анализе многих газлифтных установок с газлифтными клапанами с азотом. Предполагается, что температура извлекаемого с помощью кабеля клапана такая же, как температура текучих сред на глубине клапана.Извлекаемый газлифтный клапан расположен в кармане оправки внутри НКТ и контактирует с продукцией из скважины. Температура обычного клапана находится между температурой текущей жидкости и геотермальной температурой скважины, но обычно она ближе к температуре текущей жидкости, поскольку сталь имеет более высокую теплопроводность, чем газ.

Киркпатрик [2] опубликовал одну из наиболее широко используемых корреляций градиента температуры потока в 1959 году. Семейство кривых градиента температуры потока в Рис.5 основано на данных по скважинам с высокой обводненностью, добываемым с помощью газлифта с использованием НКТ 2 7/8 дюйма в широком диапазоне дебитов. Хотя корреляция не включает несколько важных параметров, таких как GLR и свойства жидкости, расчетная температура поверхности и температуры на глубине оказались достаточно точными для многих газлифтных операций. Sagar et al. [3] опубликовал другую корреляцию температуры потока. Этот эмпирический метод расчета профилей температуры притока является гораздо более строгим и основан на скважинных данных из нескольких областей.Процедуру расчета можно легко запрограммировать для прогнозирования температуры поверхностного притока в вертикальных и наклонных скважинах. Однако наилучшим подходом, когда это возможно, является измерение температуры на глубине в реальной газлифтной скважине.

  • Рис. 5 - Градиенты температуры текучей среды в эксплуатационном трубопроводе для различных расходов и геотермических градиентов.

Номенклатура

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут
f o = нефтяная фракция
f w = обводненность, фракция
F p = коэффициент производственного давления, безразмерный
г гио = статическое давление нагнетаемого газа на градиенте глубины, фунт / кв. Дюйм / фут
г LC = средний градиент давления для добычи жидкости в камере, psi / ft
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.
P ko = начальное давление с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опция), фунт / кв.
P п.п.м. = рабочее давление при D d в зависимости от конструкции q lt и R glu , фунт / кв.
P pfD = текущее продуктивное давление на глубине клапана, фунт / кв.
P WHU = Устьевой U-образный НКТ давление разгрузки, фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ API RP 11V6, Рекомендуемая практика для проектирования газлифтных установок с непрерывным потоком с использованием клапанов, управляемых давлением нагнетания, второе издание.1999. Вашингтон, округ Колумбия: API.
  2. ↑ Киркпатрик, C.V. 1959. Успехи газлифтной техники. Дрель. & Прод. Практика (Март): 24.
  3. ↑ Сагар Р., Доти Д. Р. и Шмидт З. 1991. Прогнозирование профилей температуры в текущей скважине. SPE Prod Eng 6 (4): 441-448. SPE-19702-PA. http://dx.doi.org/10.2118/19702-PA.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Проектирование газлифтной системы

Способы проектирования газлифтных установок

Конструкция газлифтной установки с прерывистым потоком

Газлифт для необычных условий

Газлифт

PEH: Газлифт

Категория

Конструкция газлифтной установки - PetroWiki

Газлифт с непрерывным потоком аналогичен естественному потоку, но, как правило, существует два различных канала проточного давления.Траверс ниже точки закачки газа включает только пластовый газ; тогда как траверс выше точки закачки газа включает как пластовый, так и нагнетаемый газ. Эти две различные траверсы для проточного давления и их соответствующие соотношения газ / жидкость (GLR) показаны на рис. 1 .

  • Рис. 1. Градиент текущего давления пересекает выше и ниже глубины закачки газа в газлифтной скважине с непрерывным потоком.

Методы проектирования

В литературе предлагается множество методов проектирования газлифтных установок.Некоторые конструкции установки требуют уникальной конструкции клапана или производительности газлифтного клапана для впрыска газа. На этой странице показаны только две дизайнерские техники:

  • Конструкция, основанная на постоянном снижении рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего клапана (эта конструкция по существу аналогична методике проектирования газлифта API в RP 11V6 [1] )
  • Альтернативная конструкция для скважин, требующих высоких дебитов газа.

Конструкция API может использоваться на большинстве скважин в США. Однако, когда требуются большой объемный подъем и высокие скорости нагнетания газа, при проектировании следует учитывать характеристики газлифтного клапана. В обоих этих методах используется простой несбалансированный газлифтный клапан одноэлементного типа с сильфоном, заполненным азотом. Этот тип клапана является наиболее широко используемым в отрасли и доступен у всех основных производителей газлифтного оборудования.

Проектные расчеты газлифтной установки делятся на две части:

  • Определение глубины газлифтного клапана
  • Расчет давлений открытия испытательной стойки газлифтных клапанов

Давления открытия рассчитываются по глубине клапана, потому что рабочее давление нагнетаемого газа и текущая добыча и температуры во время разгрузки основаны на этих глубинах клапана.

Основная цель этой страницы - подробно описать методы проектирования установки для расчета глубины клапана и давления открытия испытательной стойки газлифтных клапанов, которые будут разгружать скважину на максимальную глубину подъема для доступного нагнетаемого газа. объем и давление. Операции разгрузки, как показано на диаграмме двухручьевого самописца на рис. , рис. 2 , должны выполняться автоматически. Уровень статической нагрузки жидкости был близок к поверхности в обсадной колонне и насосно-компрессорных трубах до начала первоначальной разгрузки.Давление на устье остается относительно постоянным во время операций с U-образными трубами до того, как нагнетаемый газ впервые попадет в насосно-компрессорные трубы через верхний газлифтный клапан. Скачок давления в устьевой насосно-компрессорной трубе и снижение давления в обсадной колонне для нагнетаемого газа происходит по мере того, как глубина закачки газа переходит на каждый нижний газлифтный клапан. Когда каждый нижний газлифтный клапан открывается, клапан непосредственно над ним закрывается, и точка впрыска газа переходит с верхнего клапана на нижний. Все газлифтные клапаны над рабочим клапаном должны быть закрыты, а клапаны ниже должны быть открыты в правильно спроектированной газлифтной установке.

  • Рис. 2 - Диаграмма самописца давления с двумя ручками, иллюстрирующая операции по разгрузке газлифта с непрерывным потоком с управлением штуцером нагнетаемого газа.

Описание разгрузочных операций

Рассчитаны глубины разгрузочных газлифтных клапанов для разгрузки глушильной (нагрузки) жидкости на расчетную глубину рабочего клапана с учетом давления нагнетаемого газа и объема газа, имеющихся на буровой площадке. Поскольку нагнетаемый газ первоначально закачивается в кольцевое пространство обсадной колонны, давление нагнетаемого газа после устройства управления на трубопроводе нагнетательного газа увеличивается по мере того, как уровень загружаемой жидкости в кольцевом пространстве обсадной колонны понижается во время U-образной прокладки нагнетательной жидкости.Нагрузочная жидкость передается в НКТ через открытые газлифтные клапаны в скважине с пакером или через открытые газлифтные клапаны и нижний конец НКТ в скважине без пакера. Первоначальные газлифтные операции начинаются после того, как первый газлифтный клапан открыт и нагнетаемый газ входит в НКТ на этой глубине верхнего клапана.

Давления в обсадной колонне и НКТ практически равны в момент открытия газлифтного клапана. Сразу после того, как нагнетаемый газ начинает поступать в НКТ через следующий нижний газлифтный клапан, давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает снижаться, поскольку вновь открытый газлифтный клапан настроен так, чтобы оставаться открытым при более низком давлении нагнетаемого газа, чем давление разгрузки клапан выше.Все меньше и меньше нагнетаемого газа поступает в НКТ через верхний разгрузочный клапан. Расход нагнетаемого газа через недавно открытый клапан увеличивается до тех пор, пока давление нагнетаемого газа в обсадной колонне не упадет до давления закрытия верхнего разгрузочного клапана. Глубина переноса закачки газа завершена, когда весь нагнетаемый газ входит в НКТ через нижний клапан, а все верхние газлифтные клапаны закрыты. Принципы работы в непрерывном режиме проиллюстрированы диаграммой давление / глубина, показанной на Рис.6 .

  • Рис. 6 - Принципы работы в непрерывном потоке, иллюстрируемые диаграммой давления / глубины. Исходная глубина ( D d ) для статического забойного давления ( P wsd ) является нижним концом эксплуатационного трубопровода.

По мере того, как нагнетаемый газ поступает в НКТ через недавно открытый клапан, давление поступающей продукции снижается. Давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает увеличиваться из-за уменьшающейся силы открытия из-за более низкого давления дебита на глубине клапана и необходимости перемещать шток клапана для увеличения скорости нагнетания газа в НКТ для раскрытия следующего более низкого давления. клапан.Должно быть определено увеличение давления нагнетаемого газа выше начального давления открытия клапана на глубине клапана для прохождения расхода нагнетаемого газа для установления давления передачи текучей продукции. Это максимальное давление нагнетаемого газа, необходимое для хода штока клапана, достаточного для пропускания расхода нагнетаемого газа, необходимого для передачи глубины нагнетания газа следующему нижнему клапану, зависит от характеристик газлифтного клапана. Внутренний диаметр порта клапана (ID), величина нагрузки на сильфон и линейный ход штока регулируют работу газлифтного клапана.Расчетное максимальное давление нагнетаемого газа для установления давления передачи текущей продукции из нижнего клапана во время разгрузки не должно приводить к повторному открытию какого-либо из верхних газлифтных клапанов. В , рис. 6, , нагнетаемый газ поступает в производственный трубопровод через четвертый газлифтный клапан, и три верхних разгрузочных газлифтных клапана закрыты. Несмотря на то, что нижний газлифтный клапан открыт, нагнетаемый газ не может попасть в этот клапан на глубине D 5 , потому что давление поступающей добычи превышает давление нагнетаемого газа на этой глубине.Градиент проточного давления на глубине, g pfa , над глубиной рабочего газлифтного клапана, D ov , включает закачку плюс добычу пластового газа и градиент поступательного давления по глубине, g pfb , ниже D ov содержит только добычу пластового газа.

Рекомендации по проектированию при первоначальной установке

Конструкции установок с непрерывным потоком

различаются в зависимости от того, известны ли полные и точные данные о скважине.Для определения приблизительной точки закачки газа в глубокие скважины требуются надежные характеристики притока скважины и точная корреляция многофазного потока. Когда данные по скважине ограничены или сомнительны, точная точка закачки газа не может быть точно рассчитана во многих скважинах. Если давление нагнетаемого газа недостаточно для достижения забоя скважины, желаемая глубина закачки газа может оказаться невозможной. Если нет изменений в давлении нагнетаемого газа или условиях в скважине, точка нагнетания газа должна оставаться на максимальной глубине в течение всего срока службы газлифтной установки.

Извлекаемые оправки газлифтных клапанов устанавливаются (обычно с фиктивными клапанами) во многих скважинах до того, как будет доступна небольшая информация о добыче, если таковая имеется. Инженер должен разместить эти оправки в скважинах до того, как потребуется газлифт. Конструктивные соображения аналогичны для скважин с изменяющейся точкой закачки газа. В целом, многие газлифтные установки относятся к этой категории, в которой точные данные о скважине неизвестны или ограничены, а точка закачки газа неизвестна и / или изменяется по мере истощения коллектора.

Допущения и факторы безопасности

Коэффициенты безопасности используются при проектировании проточной газлифтной установки с несбалансированными одноэлементными газлифтными клапанами, когда величина нагрузки и пропускная способность клапана не учитываются в расчетах. Начальные давления открытия газлифтного клапана основаны на уравнениях статического баланса сил. Факторы безопасности позволяют увеличивать давление нагнетаемого газа и / или текущего продуктивного давления на глубине клапана, что необходимо для правильного хода штока клапана и обеспечения эквивалентной площади порта, необходимой для прохождения расхода нагнетаемого газа, необходимого для разгрузки и подъема газа. большинство колодцев.Следующие ниже факторы безопасности компенсируют тот факт, что большинство операторов устанавливают газлифтные клапаны на ближайшее соединение труб. Фактическая глубина газлифтного клапана обычно находится в пределах 15 футов от расчетной глубины.

  1. Рабочее давление нагнетаемого газа, используемое для расчетов конструкции установки, должно быть средним, а не максимальным давлением нагнетаемого газа, доступным на буровой площадке для большинства скважин. В особых случаях может использоваться начальное давление.
  2. Суточная производительность разгрузки принята равной расчетной суточной производительности.Как правило, фактическая суточная производительность при разгрузке может быть меньше проектной и может контролироваться на поверхности скоростью нагнетания газа.
  3. При разгрузке пластовый газ не образуется. Общее соотношение газ / жидкость основано на суточной скорости закачки газа, доступной для разгрузки скважины.
  4. В расчетных расчетах предполагается, что переходы для гидравлического давления на глубине над разгрузочными газлифтными клапанами являются прямыми линиями.
  5. Предполагается, что разгрузочный ход температуры потока на глубине представляет собой прямую, а не изогнутую линию между заданной разгрузочной температурой потока на устье скважины, T whu , и забойной температурой, T wsd .

Расчетная температура разгрузки рабочей поверхности обычно предполагается ниже конечной рабочей температуры. Конечная температура потока, которая немного превышает расчетную температуру, увеличивает начальное давление открытия газлифтного клапана с сильфонным наддувом и помогает удерживать верхние клапаны закрытыми при подъеме с нижнего газлифтного клапана.

  1. Назначенный перепад давления между клапанами, Δ P SD , от 20 до 60 фунтов на квадратный дюйм на клапане для разгрузки используется многими инженерами-проектировщиками газлифта.В результате фактическое минимальное рабочее давление, необходимое для открытия следующего нижнего разгрузочного газлифтного клапана, больше на заданное значение Δ P sD .
  2. Траверса рабочего давления ниже точки нагнетания газа для определения глубины клапана обычно считается градиентом статической нагрузки и жидкости. Как только происходит добыча пласта, фактический градиент давления потока уменьшается в большинстве скважин.

Клапан обратный диафрагменный

Отверстие, используемое для подъема газа в скважине, должно включать обратный обратный клапан.Контрольный диск или дротик должен быть закрыт под действием силы тяжести или подпружинен. В скважине с пакером контрольная часть должна оставаться закрытой, чтобы предотвратить скопление мусора наверху пакера, когда этот клапан находится ниже уровня рабочей жидкости и не является рабочим клапаном. Для клапанов с обратным отверстием рекомендуется использовать сетку на входе с небольшим дросселем, чтобы предотвратить возможное засорение. Отдельные отверстия во входном экране должны быть меньше, чем штуцер в обратном клапане с отверстием.

Правильно спроектированная газлифтная установка с непрерывным потоком и обратным клапаном с диафрагмой не требует большего количества нагнетаемого газа, чем та же скважина с газлифтным клапаном, управляемым давлением нагнетания.Расход нагнетаемого газа для подъема скважины регулируется дозирующим устройством на трубопроводе нагнетательного газа на поверхности. Обратный клапан с отверстием, а не более дорогой и сложный газлифтный клапан, работающий под давлением, следует рассматривать в качестве нижнего клапана в большинстве установок с непрерывным потоком.

Преимущества обратного клапана

Дроссельный обратный клапан является самым простым из всех типов управляющих клапанов и имеет очень низкую вероятность выхода из строя. Его можно использовать в качестве «флажка» из-за изменения давления газа на поверхности после регулирующего клапана, когда обратный клапан с отверстием открывается и становится точкой нагнетания газа. На рис. 3 показана операция разгрузки с использованием обратного клапана с отверстием внизу. Давление в устьевой колонне на устье является результатом открытия и закрытия разгрузочных газлифтных клапанов из-за 24/64 дюйма. заслонка в выкидной линии и фрикционный тормозной механизм в клапане для предотвращения разрушения штока. После того, как диафрагменный обратный клапан будет открыт примерно в 3:00 утра, заголовок отсутствует. Снижение рабочего давления нагнетаемого газа связано с низкой продуктивностью коллектора, а не с системой газлифта.Обратный клапан с отверстием правильного размера может предотвратить резкий напор или помпаж в газлифтной установке с непрерывным потоком, обеспечивая постоянный размер отверстия. Для срабатывания обратного клапана с диафрагмой не требуется увеличения давления нагнетаемого газа, и размер отверстия всегда известен, поскольку он равен размеру штуцера в клапане. Дроссельный обратный клапан всегда открыт и пропускает газ до тех пор, пока давление нагнетаемого газа на глубине клапана превышает давление текущей добычи на той же глубине. Для регулирования объема закачиваемого газа для газового подъема некоторых скважин требуется отверстие надлежащего размера.Одним из применений является газовый подъем одной зоны двойной газлифтной установки с общим источником нагнетаемого газа в затрубном пространстве обсадной колонны. Расчетный перепад давления по крайней мере от 100 до 200 фунтов на квадратный дюйм через отверстие необходим для обеспечения достаточно точного прогнозирования прохождения газа.

  • Рис. 3 - Диаграмма разгрузки с двумя ручками для регистрации давления из газлифтной установки с непрерывным потоком с обратным клапаном на дне.

Недостаток дроссельно-обратного клапана

Если давление в трубопроводе нагнетаемого газа высокое по сравнению с давлением поступающей добычи на глубине заслонки обратного клапана, при использовании влажного газа на поверхности может произойти замерзание.Слабые скважины с рабочим клапаном, контролирующим диафрагму, будут продолжать потреблять нагнетаемый газ при более низком давлении в трубопроводе нагнетательного газа, чем более сильные скважины с более высоким давлением дебита на глубине рабочего клапана обратного клапана.

Отверстие в насосно-компрессорных трубах или протекающий пакер неотличимы от обратного клапана с отверстием во время нормальной, непрерывной работы газлифта с непрерывным потоком. Дроссельный обратный клапан обычно не рекомендуется для небольшой закрытой ротационной газлифтной системы, когда для зарядки системы после останова требуется дорогостоящий подпиточный газ.Правильно настроенный газлифтный клапан, управляемый давлением нагнетания, закрывается после небольшого снижения давления нагнетаемого газа и предотвращает ненужную потерю нагнетаемого газа из затрубного пространства обсадной колонны и небольшой системы высокого давления.

Глубина верхнего газлифтного клапана

Верхний газлифтный клапан должен быть расположен на максимальной глубине, которая позволяет использовать U-образную трубу для загрузки жидкости с этой глубины при имеющемся давлении нагнетаемого газа. Если скважина нагружена на поверхность глушильным раствором, глубину верхнего клапана можно рассчитать с помощью одного из следующих уравнений.

.................... (1)

.................... (2)

или

.................... (3)

где

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут,
P ko = начальное давление газа с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опционально), фунт / кв.
P WHU = давление в устьевых U-образных НКТ (разгрузочных), фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, psi,
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft,
и
г гио = градиент давления нагнетаемого газа по глубине, фунт / кв. Дюйм.

Ур. 1 не включает увеличение давления нагнетаемого газа до глубины клапана, D v 1 . Это уравнение широко используется из-за запаса прочности, позволяющего пренебречь повышением давления газа с глубиной. Ур. 2 дает ту же глубину, что и графическое решение, без какого-либо падения давления на верхнем газлифтном клапане в момент открытия этого клапана. Другими словами, верхний клапан не открывается, если фактическое начальное давление нагнетаемого газа меньше проектного значения или если давление на устье U-образной трубы выше предполагаемого. Ур. 3 включает вес колонны нагнетаемого газа и заданный перепад давления в момент открытия верхнего клапана.

Давление на устье U-образных труб на поверхности ниже устьевого давления истока для большинства установок. Разница между этими двумя давлениями увеличивается при увеличении длины выкидных линий и более высоких дебитов. Давление в U-образной трубе на устье скважины примерно равно давлению в сепараторе или в коллекторе, потому что скорость переноса рабочей жидкости очень низкая во время работы U-образной трубы, и закачиваемый газ не может поступать в выкидную линию, пока не откроется верхний газлифтный клапан.Газлифтные операции не начинаются до тех пор, пока нагнетаемый газ не поступает в производственный трубопровод через верхний клапан. Для определения глубины оставшихся газлифтных клапанов следует использовать текущее устьевое давление.

Траверс нагрузка-жидкость на основе g ls может быть проведена от давления U-трубопровода на устье скважины до пересечения кривой начального давления нагнетаемого газа на глубине ( P koD траверс) на графике давление / глубина. Верхний клапан может быть расположен на этом пересечении, что на той же глубине, что и рассчитана по формуле .2 . Произвольный перепад давления на верхнем газлифтном клапане можно предположить в сочетании с графическим методом, и этот метод аналогичен Eq. 3 . Если не предполагается, что давление газа увеличивается с глубиной, этот метод становится аналогичным вычислению D v 1 с Eq. 1 . Для простоты Ур. 4 часто используется для расчета расстояния между верхними клапанами.

.................... (4)

Гидравлическое давление на глубине

Точные прогнозы гидравлического давления на глубине необходимы для проектирования и анализа качественной газлифтной установки с непрерывным потоком.Когда компьютерные программы для проектирования и анализа газлифтной установки недоступны для повседневных рутинных расчетов, проектировщики газлифта должны полагаться на опубликованные градиентные кривые для определения гидравлического давления на глубине. Многие нефтедобывающие компании имеют свои собственные корреляции многофазных потоков и публикуют собственные градиентные кривые. Градиентные кривые доступны у производителей газлифта и опубликованы в книгах, которые можно купить. По возможности используйте полевые данные для проверки точности расчетов компьютерной программы и градиентных кривых.Целью данной главы не является сравнение различных корреляций многофазных потоков или опубликованных градиентных кривых.

Широко распространенные корреляции многофазного потока и механистические модели основаны на псевдостационарном потоке без серьезного напора через чистый производственный трубопровод с неограниченной площадью поперечного сечения. Точные значения давления не могут быть получены из градиентных кривых, основанных на этих корреляциях, если канал частично забит парафином или окалиной. Эмульсии также могут препятствовать применению этих корреляций и градиентных кривых.Применимость конкретной корреляции или набора градиентных кривых для данной скважины может быть установлена ​​только путем сравнения измеренного давления потока с давлением на глубине, определенным из корреляционных или градиентных кривых. Измеренные производственные данные должны быть точными и повторяемыми, прежде чем не учитывать корреляции многофазного потока или градиентные кривые.

Набор типичных градиентных кривых приведен на Рис. 4 . Эти градиентные кривые используются в примерных расчетах конструкции установки в Примере 1.Для этих расчетов конструкции установки используется GLR, а не соотношение газ / нефть (GOR).

  • Рис. 4. Кривые градиента давления на глубине для 800 баррелей в сутки с 50% -ной обводненностью через НКТ 2 7/8 дюйма.

Большинство градиентных кривых отображают GLR, а не GOR. По этой причине первым шагом в применении градиентных кривых является преобразование газового фактора в глобальный фактор риска, если указан только газовый фактор и скважина дает воду. GLR может быть рассчитан для заданного газового фактора и обводненности с помощью уравнения .5 .

.................... (5)

где

Коэффициент газ / нефть
R glf = Соотношение пластовый газ / жидкость, scf / STB,
f o = масляная фракция (l - f w ), фракция,
и
R вперед = , ст. Куб. Футов / СТБ.
Пример 1

Дано:

  • R go = 500 scf / STB
  • Обводненность f w = 0,60 (60%)

Рассчитайте GLR пласта: R glf = (1 - 0,6) 500 = 200 scf / STB.

Когда используются градиентные кривые, глубина является относительной глубиной и может быть смещена, тогда как давление никогда не смещается. Если прослеживается переход давления на глубине потока, давления на графике давление / глубина всегда должны перекрывать одно и то же давление на градиентных кривых.Для наклонно-направленных скважин, где трение невелико, используйте в графическом дизайне истинные вертикальные глубины, а не измеренные глубины.

Температура потока на глубине

Точный прогноз температуры текущей добываемой жидкости на глубине клапана важен при проектировании и анализе многих газлифтных установок с газлифтными клапанами с азотом. Предполагается, что температура извлекаемого с помощью кабеля клапана такая же, как температура текучих сред на глубине клапана.Извлекаемый газлифтный клапан расположен в кармане оправки внутри НКТ и контактирует с продукцией из скважины. Температура обычного клапана находится между температурой текущей жидкости и геотермальной температурой скважины, но обычно она ближе к температуре текущей жидкости, поскольку сталь имеет более высокую теплопроводность, чем газ.

Киркпатрик [2] опубликовал одну из наиболее широко используемых корреляций градиента температуры потока в 1959 году. Семейство кривых градиента температуры потока в Рис.5 основано на данных по скважинам с высокой обводненностью, добываемым с помощью газлифта с использованием НКТ 2 7/8 дюйма в широком диапазоне дебитов. Хотя корреляция не включает несколько важных параметров, таких как GLR и свойства жидкости, расчетная температура поверхности и температуры на глубине оказались достаточно точными для многих газлифтных операций. Sagar et al. [3] опубликовал другую корреляцию температуры потока. Этот эмпирический метод расчета профилей температуры притока является гораздо более строгим и основан на скважинных данных из нескольких областей.Процедуру расчета можно легко запрограммировать для прогнозирования температуры поверхностного притока в вертикальных и наклонных скважинах. Однако наилучшим подходом, когда это возможно, является измерение температуры на глубине в реальной газлифтной скважине.

  • Рис. 5 - Градиенты температуры текучей среды в эксплуатационном трубопроводе для различных расходов и геотермических градиентов.

Номенклатура

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут
f o = нефтяная фракция
f w = обводненность, фракция
F p = коэффициент производственного давления, безразмерный
г гио = статическое давление нагнетаемого газа на градиенте глубины, фунт / кв. Дюйм / фут
г LC = средний градиент давления для добычи жидкости в камере, psi / ft
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.
P ko = начальное давление с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опция), фунт / кв.
P п.п.м. = рабочее давление при D d в зависимости от конструкции q lt и R glu , фунт / кв.
P pfD = текущее продуктивное давление на глубине клапана, фунт / кв.
P WHU = Устьевой U-образный НКТ давление разгрузки, фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ API RP 11V6, Рекомендуемая практика для проектирования газлифтных установок с непрерывным потоком с использованием клапанов, управляемых давлением нагнетания, второе издание.1999. Вашингтон, округ Колумбия: API.
  2. ↑ Киркпатрик, C.V. 1959. Успехи газлифтной техники. Дрель. & Прод. Практика (Март): 24.
  3. ↑ Сагар Р., Доти Д. Р. и Шмидт З. 1991. Прогнозирование профилей температуры в текущей скважине. SPE Prod Eng 6 (4): 441-448. SPE-19702-PA. http://dx.doi.org/10.2118/19702-PA.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Проектирование газлифтной системы

Способы проектирования газлифтных установок

Конструкция газлифтной установки с прерывистым потоком

Газлифт для необычных условий

Газлифт

PEH: Газлифт

Категория

Конструкция газлифтной установки - PetroWiki

Газлифт с непрерывным потоком аналогичен естественному потоку, но, как правило, существует два различных канала проточного давления.Траверс ниже точки закачки газа включает только пластовый газ; тогда как траверс выше точки закачки газа включает как пластовый, так и нагнетаемый газ. Эти две различные траверсы для проточного давления и их соответствующие соотношения газ / жидкость (GLR) показаны на рис. 1 .

  • Рис. 1. Градиент текущего давления пересекает выше и ниже глубины закачки газа в газлифтной скважине с непрерывным потоком.

Методы проектирования

В литературе предлагается множество методов проектирования газлифтных установок.Некоторые конструкции установки требуют уникальной конструкции клапана или производительности газлифтного клапана для впрыска газа. На этой странице показаны только две дизайнерские техники:

  • Конструкция, основанная на постоянном снижении рабочего давления нагнетаемого газа для каждого последующего нижнего клапана (эта конструкция по существу аналогична методике проектирования газлифта API в RP 11V6 [1] )
  • Альтернативная конструкция для скважин, требующих высоких дебитов газа.

Конструкция API может использоваться на большинстве скважин в США. Однако, когда требуются большой объемный подъем и высокие скорости нагнетания газа, при проектировании следует учитывать характеристики газлифтного клапана. В обоих этих методах используется простой несбалансированный газлифтный клапан одноэлементного типа с сильфоном, заполненным азотом. Этот тип клапана является наиболее широко используемым в отрасли и доступен у всех основных производителей газлифтного оборудования.

Проектные расчеты газлифтной установки делятся на две части:

  • Определение глубины газлифтного клапана
  • Расчет давлений открытия испытательной стойки газлифтных клапанов

Давления открытия рассчитываются по глубине клапана, потому что рабочее давление нагнетаемого газа и текущая добыча и температуры во время разгрузки основаны на этих глубинах клапана.

Основная цель этой страницы - подробно описать методы проектирования установки для расчета глубины клапана и давления открытия испытательной стойки газлифтных клапанов, которые будут разгружать скважину на максимальную глубину подъема для доступного нагнетаемого газа. объем и давление. Операции разгрузки, как показано на диаграмме двухручьевого самописца на рис. , рис. 2 , должны выполняться автоматически. Уровень статической нагрузки жидкости был близок к поверхности в обсадной колонне и насосно-компрессорных трубах до начала первоначальной разгрузки.Давление на устье остается относительно постоянным во время операций с U-образными трубами до того, как нагнетаемый газ впервые попадет в насосно-компрессорные трубы через верхний газлифтный клапан. Скачок давления в устьевой насосно-компрессорной трубе и снижение давления в обсадной колонне для нагнетаемого газа происходит по мере того, как глубина закачки газа переходит на каждый нижний газлифтный клапан. Когда каждый нижний газлифтный клапан открывается, клапан непосредственно над ним закрывается, и точка впрыска газа переходит с верхнего клапана на нижний. Все газлифтные клапаны над рабочим клапаном должны быть закрыты, а клапаны ниже должны быть открыты в правильно спроектированной газлифтной установке.

  • Рис. 2 - Диаграмма самописца давления с двумя ручками, иллюстрирующая операции по разгрузке газлифта с непрерывным потоком с управлением штуцером нагнетаемого газа.

Описание разгрузочных операций

Рассчитаны глубины разгрузочных газлифтных клапанов для разгрузки глушильной (нагрузки) жидкости на расчетную глубину рабочего клапана с учетом давления нагнетаемого газа и объема газа, имеющихся на буровой площадке. Поскольку нагнетаемый газ первоначально закачивается в кольцевое пространство обсадной колонны, давление нагнетаемого газа после устройства управления на трубопроводе нагнетательного газа увеличивается по мере того, как уровень загружаемой жидкости в кольцевом пространстве обсадной колонны понижается во время U-образной прокладки нагнетательной жидкости.Нагрузочная жидкость передается в НКТ через открытые газлифтные клапаны в скважине с пакером или через открытые газлифтные клапаны и нижний конец НКТ в скважине без пакера. Первоначальные газлифтные операции начинаются после того, как первый газлифтный клапан открыт и нагнетаемый газ входит в НКТ на этой глубине верхнего клапана.

Давления в обсадной колонне и НКТ практически равны в момент открытия газлифтного клапана. Сразу после того, как нагнетаемый газ начинает поступать в НКТ через следующий нижний газлифтный клапан, давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает снижаться, поскольку вновь открытый газлифтный клапан настроен так, чтобы оставаться открытым при более низком давлении нагнетаемого газа, чем давление разгрузки клапан выше.Все меньше и меньше нагнетаемого газа поступает в НКТ через верхний разгрузочный клапан. Расход нагнетаемого газа через недавно открытый клапан увеличивается до тех пор, пока давление нагнетаемого газа в обсадной колонне не упадет до давления закрытия верхнего разгрузочного клапана. Глубина переноса закачки газа завершена, когда весь нагнетаемый газ входит в НКТ через нижний клапан, а все верхние газлифтные клапаны закрыты. Принципы работы в непрерывном режиме проиллюстрированы диаграммой давление / глубина, показанной на Рис.6 .

  • Рис. 6 - Принципы работы в непрерывном потоке, иллюстрируемые диаграммой давления / глубины. Исходная глубина ( D d ) для статического забойного давления ( P wsd ) является нижним концом эксплуатационного трубопровода.

По мере того, как нагнетаемый газ поступает в НКТ через недавно открытый клапан, давление поступающей продукции снижается. Давление нагнетаемого газа в обсадной колонне начинает увеличиваться из-за уменьшающейся силы открытия из-за более низкого давления дебита на глубине клапана и необходимости перемещать шток клапана для увеличения скорости нагнетания газа в НКТ для раскрытия следующего более низкого давления. клапан.Должно быть определено увеличение давления нагнетаемого газа выше начального давления открытия клапана на глубине клапана для прохождения расхода нагнетаемого газа для установления давления передачи текучей продукции. Это максимальное давление нагнетаемого газа, необходимое для хода штока клапана, достаточного для пропускания расхода нагнетаемого газа, необходимого для передачи глубины нагнетания газа следующему нижнему клапану, зависит от характеристик газлифтного клапана. Внутренний диаметр порта клапана (ID), величина нагрузки на сильфон и линейный ход штока регулируют работу газлифтного клапана.Расчетное максимальное давление нагнетаемого газа для установления давления передачи текущей продукции из нижнего клапана во время разгрузки не должно приводить к повторному открытию какого-либо из верхних газлифтных клапанов. В , рис. 6, , нагнетаемый газ поступает в производственный трубопровод через четвертый газлифтный клапан, и три верхних разгрузочных газлифтных клапана закрыты. Несмотря на то, что нижний газлифтный клапан открыт, нагнетаемый газ не может попасть в этот клапан на глубине D 5 , потому что давление поступающей добычи превышает давление нагнетаемого газа на этой глубине.Градиент проточного давления на глубине, g pfa , над глубиной рабочего газлифтного клапана, D ov , включает закачку плюс добычу пластового газа и градиент поступательного давления по глубине, g pfb , ниже D ov содержит только добычу пластового газа.

Рекомендации по проектированию при первоначальной установке

Конструкции установок с непрерывным потоком

различаются в зависимости от того, известны ли полные и точные данные о скважине.Для определения приблизительной точки закачки газа в глубокие скважины требуются надежные характеристики притока скважины и точная корреляция многофазного потока. Когда данные по скважине ограничены или сомнительны, точная точка закачки газа не может быть точно рассчитана во многих скважинах. Если давление нагнетаемого газа недостаточно для достижения забоя скважины, желаемая глубина закачки газа может оказаться невозможной. Если нет изменений в давлении нагнетаемого газа или условиях в скважине, точка нагнетания газа должна оставаться на максимальной глубине в течение всего срока службы газлифтной установки.

Извлекаемые оправки газлифтных клапанов устанавливаются (обычно с фиктивными клапанами) во многих скважинах до того, как будет доступна небольшая информация о добыче, если таковая имеется. Инженер должен разместить эти оправки в скважинах до того, как потребуется газлифт. Конструктивные соображения аналогичны для скважин с изменяющейся точкой закачки газа. В целом, многие газлифтные установки относятся к этой категории, в которой точные данные о скважине неизвестны или ограничены, а точка закачки газа неизвестна и / или изменяется по мере истощения коллектора.

Допущения и факторы безопасности

Коэффициенты безопасности используются при проектировании проточной газлифтной установки с несбалансированными одноэлементными газлифтными клапанами, когда величина нагрузки и пропускная способность клапана не учитываются в расчетах. Начальные давления открытия газлифтного клапана основаны на уравнениях статического баланса сил. Факторы безопасности позволяют увеличивать давление нагнетаемого газа и / или текущего продуктивного давления на глубине клапана, что необходимо для правильного хода штока клапана и обеспечения эквивалентной площади порта, необходимой для прохождения расхода нагнетаемого газа, необходимого для разгрузки и подъема газа. большинство колодцев.Следующие ниже факторы безопасности компенсируют тот факт, что большинство операторов устанавливают газлифтные клапаны на ближайшее соединение труб. Фактическая глубина газлифтного клапана обычно находится в пределах 15 футов от расчетной глубины.

  1. Рабочее давление нагнетаемого газа, используемое для расчетов конструкции установки, должно быть средним, а не максимальным давлением нагнетаемого газа, доступным на буровой площадке для большинства скважин. В особых случаях может использоваться начальное давление.
  2. Суточная производительность разгрузки принята равной расчетной суточной производительности.Как правило, фактическая суточная производительность при разгрузке может быть меньше проектной и может контролироваться на поверхности скоростью нагнетания газа.
  3. При разгрузке пластовый газ не образуется. Общее соотношение газ / жидкость основано на суточной скорости закачки газа, доступной для разгрузки скважины.
  4. В расчетных расчетах предполагается, что переходы для гидравлического давления на глубине над разгрузочными газлифтными клапанами являются прямыми линиями.
  5. Предполагается, что разгрузочный ход температуры потока на глубине представляет собой прямую, а не изогнутую линию между заданной разгрузочной температурой потока на устье скважины, T whu , и забойной температурой, T wsd .

Расчетная температура разгрузки рабочей поверхности обычно предполагается ниже конечной рабочей температуры. Конечная температура потока, которая немного превышает расчетную температуру, увеличивает начальное давление открытия газлифтного клапана с сильфонным наддувом и помогает удерживать верхние клапаны закрытыми при подъеме с нижнего газлифтного клапана.

  1. Назначенный перепад давления между клапанами, Δ P SD , от 20 до 60 фунтов на квадратный дюйм на клапане для разгрузки используется многими инженерами-проектировщиками газлифта.В результате фактическое минимальное рабочее давление, необходимое для открытия следующего нижнего разгрузочного газлифтного клапана, больше на заданное значение Δ P sD .
  2. Траверса рабочего давления ниже точки нагнетания газа для определения глубины клапана обычно считается градиентом статической нагрузки и жидкости. Как только происходит добыча пласта, фактический градиент давления потока уменьшается в большинстве скважин.

Клапан обратный диафрагменный

Отверстие, используемое для подъема газа в скважине, должно включать обратный обратный клапан.Контрольный диск или дротик должен быть закрыт под действием силы тяжести или подпружинен. В скважине с пакером контрольная часть должна оставаться закрытой, чтобы предотвратить скопление мусора наверху пакера, когда этот клапан находится ниже уровня рабочей жидкости и не является рабочим клапаном. Для клапанов с обратным отверстием рекомендуется использовать сетку на входе с небольшим дросселем, чтобы предотвратить возможное засорение. Отдельные отверстия во входном экране должны быть меньше, чем штуцер в обратном клапане с отверстием.

Правильно спроектированная газлифтная установка с непрерывным потоком и обратным клапаном с диафрагмой не требует большего количества нагнетаемого газа, чем та же скважина с газлифтным клапаном, управляемым давлением нагнетания.Расход нагнетаемого газа для подъема скважины регулируется дозирующим устройством на трубопроводе нагнетательного газа на поверхности. Обратный клапан с отверстием, а не более дорогой и сложный газлифтный клапан, работающий под давлением, следует рассматривать в качестве нижнего клапана в большинстве установок с непрерывным потоком.

Преимущества обратного клапана

Дроссельный обратный клапан является самым простым из всех типов управляющих клапанов и имеет очень низкую вероятность выхода из строя. Его можно использовать в качестве «флажка» из-за изменения давления газа на поверхности после регулирующего клапана, когда обратный клапан с отверстием открывается и становится точкой нагнетания газа. На рис. 3 показана операция разгрузки с использованием обратного клапана с отверстием внизу. Давление в устьевой колонне на устье является результатом открытия и закрытия разгрузочных газлифтных клапанов из-за 24/64 дюйма. заслонка в выкидной линии и фрикционный тормозной механизм в клапане для предотвращения разрушения штока. После того, как диафрагменный обратный клапан будет открыт примерно в 3:00 утра, заголовок отсутствует. Снижение рабочего давления нагнетаемого газа связано с низкой продуктивностью коллектора, а не с системой газлифта.Обратный клапан с отверстием правильного размера может предотвратить резкий напор или помпаж в газлифтной установке с непрерывным потоком, обеспечивая постоянный размер отверстия. Для срабатывания обратного клапана с диафрагмой не требуется увеличения давления нагнетаемого газа, и размер отверстия всегда известен, поскольку он равен размеру штуцера в клапане. Дроссельный обратный клапан всегда открыт и пропускает газ до тех пор, пока давление нагнетаемого газа на глубине клапана превышает давление текущей добычи на той же глубине. Для регулирования объема закачиваемого газа для газового подъема некоторых скважин требуется отверстие надлежащего размера.Одним из применений является газовый подъем одной зоны двойной газлифтной установки с общим источником нагнетаемого газа в затрубном пространстве обсадной колонны. Расчетный перепад давления по крайней мере от 100 до 200 фунтов на квадратный дюйм через отверстие необходим для обеспечения достаточно точного прогнозирования прохождения газа.

  • Рис. 3 - Диаграмма разгрузки с двумя ручками для регистрации давления из газлифтной установки с непрерывным потоком с обратным клапаном на дне.

Недостаток дроссельно-обратного клапана

Если давление в трубопроводе нагнетаемого газа высокое по сравнению с давлением поступающей добычи на глубине заслонки обратного клапана, при использовании влажного газа на поверхности может произойти замерзание.Слабые скважины с рабочим клапаном, контролирующим диафрагму, будут продолжать потреблять нагнетаемый газ при более низком давлении в трубопроводе нагнетательного газа, чем более сильные скважины с более высоким давлением дебита на глубине рабочего клапана обратного клапана.

Отверстие в насосно-компрессорных трубах или протекающий пакер неотличимы от обратного клапана с отверстием во время нормальной, непрерывной работы газлифта с непрерывным потоком. Дроссельный обратный клапан обычно не рекомендуется для небольшой закрытой ротационной газлифтной системы, когда для зарядки системы после останова требуется дорогостоящий подпиточный газ.Правильно настроенный газлифтный клапан, управляемый давлением нагнетания, закрывается после небольшого снижения давления нагнетаемого газа и предотвращает ненужную потерю нагнетаемого газа из затрубного пространства обсадной колонны и небольшой системы высокого давления.

Глубина верхнего газлифтного клапана

Верхний газлифтный клапан должен быть расположен на максимальной глубине, которая позволяет использовать U-образную трубу для загрузки жидкости с этой глубины при имеющемся давлении нагнетаемого газа. Если скважина нагружена на поверхность глушильным раствором, глубину верхнего клапана можно рассчитать с помощью одного из следующих уравнений.

.................... (1)

.................... (2)

или

.................... (3)

где

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут,
P ko = начальное давление газа с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опционально), фунт / кв.
P WHU = давление в устьевых U-образных НКТ (разгрузочных), фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, psi,
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft,
и
г гио = градиент давления нагнетаемого газа по глубине, фунт / кв. Дюйм.

Ур. 1 не включает увеличение давления нагнетаемого газа до глубины клапана, D v 1 . Это уравнение широко используется из-за запаса прочности, позволяющего пренебречь повышением давления газа с глубиной. Ур. 2 дает ту же глубину, что и графическое решение, без какого-либо падения давления на верхнем газлифтном клапане в момент открытия этого клапана. Другими словами, верхний клапан не открывается, если фактическое начальное давление нагнетаемого газа меньше проектного значения или если давление на устье U-образной трубы выше предполагаемого. Ур. 3 включает вес колонны нагнетаемого газа и заданный перепад давления в момент открытия верхнего клапана.

Давление на устье U-образных труб на поверхности ниже устьевого давления истока для большинства установок. Разница между этими двумя давлениями увеличивается при увеличении длины выкидных линий и более высоких дебитов. Давление в U-образной трубе на устье скважины примерно равно давлению в сепараторе или в коллекторе, потому что скорость переноса рабочей жидкости очень низкая во время работы U-образной трубы, и закачиваемый газ не может поступать в выкидную линию, пока не откроется верхний газлифтный клапан.Газлифтные операции не начинаются до тех пор, пока нагнетаемый газ не поступает в производственный трубопровод через верхний клапан. Для определения глубины оставшихся газлифтных клапанов следует использовать текущее устьевое давление.

Траверс нагрузка-жидкость на основе g ls может быть проведена от давления U-трубопровода на устье скважины до пересечения кривой начального давления нагнетаемого газа на глубине ( P koD траверс) на графике давление / глубина. Верхний клапан может быть расположен на этом пересечении, что на той же глубине, что и рассчитана по формуле .2 . Произвольный перепад давления на верхнем газлифтном клапане можно предположить в сочетании с графическим методом, и этот метод аналогичен Eq. 3 . Если не предполагается, что давление газа увеличивается с глубиной, этот метод становится аналогичным вычислению D v 1 с Eq. 1 . Для простоты Ур. 4 часто используется для расчета расстояния между верхними клапанами.

.................... (4)

Гидравлическое давление на глубине

Точные прогнозы гидравлического давления на глубине необходимы для проектирования и анализа качественной газлифтной установки с непрерывным потоком.Когда компьютерные программы для проектирования и анализа газлифтной установки недоступны для повседневных рутинных расчетов, проектировщики газлифта должны полагаться на опубликованные градиентные кривые для определения гидравлического давления на глубине. Многие нефтедобывающие компании имеют свои собственные корреляции многофазных потоков и публикуют собственные градиентные кривые. Градиентные кривые доступны у производителей газлифта и опубликованы в книгах, которые можно купить. По возможности используйте полевые данные для проверки точности расчетов компьютерной программы и градиентных кривых.Целью данной главы не является сравнение различных корреляций многофазных потоков или опубликованных градиентных кривых.

Широко распространенные корреляции многофазного потока и механистические модели основаны на псевдостационарном потоке без серьезного напора через чистый производственный трубопровод с неограниченной площадью поперечного сечения. Точные значения давления не могут быть получены из градиентных кривых, основанных на этих корреляциях, если канал частично забит парафином или окалиной. Эмульсии также могут препятствовать применению этих корреляций и градиентных кривых.Применимость конкретной корреляции или набора градиентных кривых для данной скважины может быть установлена ​​только путем сравнения измеренного давления потока с давлением на глубине, определенным из корреляционных или градиентных кривых. Измеренные производственные данные должны быть точными и повторяемыми, прежде чем не учитывать корреляции многофазного потока или градиентные кривые.

Набор типичных градиентных кривых приведен на Рис. 4 . Эти градиентные кривые используются в примерных расчетах конструкции установки в Примере 1.Для этих расчетов конструкции установки используется GLR, а не соотношение газ / нефть (GOR).

  • Рис. 4. Кривые градиента давления на глубине для 800 баррелей в сутки с 50% -ной обводненностью через НКТ 2 7/8 дюйма.

Большинство градиентных кривых отображают GLR, а не GOR. По этой причине первым шагом в применении градиентных кривых является преобразование газового фактора в глобальный фактор риска, если указан только газовый фактор и скважина дает воду. GLR может быть рассчитан для заданного газового фактора и обводненности с помощью уравнения .5 .

.................... (5)

где

Коэффициент газ / нефть
R glf = Соотношение пластовый газ / жидкость, scf / STB,
f o = масляная фракция (l - f w ), фракция,
и
R вперед = , ст. Куб. Футов / СТБ.
Пример 1

Дано:

  • R go = 500 scf / STB
  • Обводненность f w = 0,60 (60%)

Рассчитайте GLR пласта: R glf = (1 - 0,6) 500 = 200 scf / STB.

Когда используются градиентные кривые, глубина является относительной глубиной и может быть смещена, тогда как давление никогда не смещается. Если прослеживается переход давления на глубине потока, давления на графике давление / глубина всегда должны перекрывать одно и то же давление на градиентных кривых.Для наклонно-направленных скважин, где трение невелико, используйте в графическом дизайне истинные вертикальные глубины, а не измеренные глубины.

Температура потока на глубине

Точный прогноз температуры текущей добываемой жидкости на глубине клапана важен при проектировании и анализе многих газлифтных установок с газлифтными клапанами с азотом. Предполагается, что температура извлекаемого с помощью кабеля клапана такая же, как температура текучих сред на глубине клапана.Извлекаемый газлифтный клапан расположен в кармане оправки внутри НКТ и контактирует с продукцией из скважины. Температура обычного клапана находится между температурой текущей жидкости и геотермальной температурой скважины, но обычно она ближе к температуре текущей жидкости, поскольку сталь имеет более высокую теплопроводность, чем газ.

Киркпатрик [2] опубликовал одну из наиболее широко используемых корреляций градиента температуры потока в 1959 году. Семейство кривых градиента температуры потока в Рис.5 основано на данных по скважинам с высокой обводненностью, добываемым с помощью газлифта с использованием НКТ 2 7/8 дюйма в широком диапазоне дебитов. Хотя корреляция не включает несколько важных параметров, таких как GLR и свойства жидкости, расчетная температура поверхности и температуры на глубине оказались достаточно точными для многих газлифтных операций. Sagar et al. [3] опубликовал другую корреляцию температуры потока. Этот эмпирический метод расчета профилей температуры притока является гораздо более строгим и основан на скважинных данных из нескольких областей.Процедуру расчета можно легко запрограммировать для прогнозирования температуры поверхностного притока в вертикальных и наклонных скважинах. Однако наилучшим подходом, когда это возможно, является измерение температуры на глубине в реальной газлифтной скважине.

  • Рис. 5 - Градиенты температуры текучей среды в эксплуатационном трубопроводе для различных расходов и геотермических градиентов.

Номенклатура

D v 1 = глубина верхнего клапана, фут
f o = нефтяная фракция
f w = обводненность, фракция
F p = коэффициент производственного давления, безразмерный
г гио = статическое давление нагнетаемого газа на градиенте глубины, фунт / кв. Дюйм / фут
г LC = средний градиент давления для добычи жидкости в камере, psi / ft
г лс = статическая нагрузка (kill) - градиент давления жидкости, psi / ft
P bvD = Давление в сильфонах с азотом при температуре клапана, фунт / кв.
P ko = начальное давление с поверхности или среднее давление газа закачки на месторождении (опция), фунт / кв.
P п.п.м. = рабочее давление при D d в зависимости от конструкции q lt и R glu , фунт / кв.
P pfD = текущее продуктивное давление на глубине клапана, фунт / кв.
P WHU = Устьевой U-образный НКТ давление разгрузки, фунт / кв.
Δ P SD = заданный межосевой перепад давления на глубине клапана, фунт / кв. Дюйм

Список литературы

  1. ↑ API RP 11V6, Рекомендуемая практика для проектирования газлифтных установок с непрерывным потоком с использованием клапанов, управляемых давлением нагнетания, второе издание.1999. Вашингтон, округ Колумбия: API.
  2. ↑ Киркпатрик, C.V. 1959. Успехи газлифтной техники. Дрель. & Прод. Практика (Март): 24.
  3. ↑ Сагар Р., Доти Д. Р. и Шмидт З. 1991. Прогнозирование профилей температуры в текущей скважине. SPE Prod Eng 6 (4): 441-448. SPE-19702-PA. http://dx.doi.org/10.2118/19702-PA.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Проектирование газлифтной системы

Способы проектирования газлифтных установок

Конструкция газлифтной установки с прерывистым потоком

Газлифт для необычных условий

Газлифт

PEH: Газлифт

Категория

(а) Схема газлифтной установки.(b) Газлифт ...

Контекст 1

... газлифтный метод включает закачку пузырьков газа в вертикальные нефтяные скважины для увеличения добычи. Он основан на уменьшении градиента гравитационного давления в НКТ. Обсуждаются некоторые явления потока жидкости, влияющие на такие вертикальные потоки газа и жидкости. Эти эффекты включают радиальное распределение паросодержания и скорости газа и жидкости, изменения режима потока и проблемы устойчивости системы. Также обсуждаются сопутствующие последствия для работы газлифта и соответствующие подходы к оптимизации.Задачи двухфазного газожидкостного потока представляют интерес как для фундаментальных исследований, так и для промышленных приложений. Они встречаются в большом количестве практических ситуаций, таких как пузырьковые колонны, сосуды для перемешивания, кавитационные потоки или транспортные линии. Различные типы проблем, обнаруженные в этих различных приложениях с двухфазным потоком, предполагают, что проблемы с двухфазным потоком следует рассматривать как «семейство тем, а не как одну тему» ​​(Batchelor 1989). Тема, имеющая особое значение для крупномасштабных промышленных применений, - это вертикальный восходящий пузырьковый поток в трубе.Такую ситуацию можно найти, например, в эрлифтных реакторах для улучшения перемешивания или для обеспечения микроорганизмов кислородом. Он также встречается в горнодобывающих технологиях и очистке сточных вод. При подземной добыче нефти для увеличения добычи часто используется газлифт (Рисунок 1). Он применяется, когда после многих лет добычи забойное давление скважины медленно снижается до нулевой добычи нефти. Использование закачки газа в насосно-компрессорные трубы снижает гравитационное падение давления в скважине, что приводит к пониженному давлению на входе в трубу (так называемое забойное давление или забойное давление).В случае нефтяной скважины пластовое давление и давление на верхнем уровне (называемое напором насосно-компрессорных труб) фиксируются на дневной шкале, то есть общий перепад давления P = P tube + P res постоянен. Следствием более низкого падения давления в вертикальной трубе является увеличение падения давления в резервуаре P, что приводит к увеличению чистого расхода нефти (Рисунок 1 а). Существуют различные типы газлифтных установок. Среди них можно выделить непрерывный газлифт (который использует стационарный ввод газа), сдвоенные газлифтные скважины (где ввод газа делится на две скважины) или периодический газлифт.В этом обзоре мы сосредоточимся на газлифте непрерывного действия. На рис. 1б изображен вид газлифтной установки, реализованной на практике. При открытии перспективного подземного коллектора углеводородов в него пробуривают скважины. После бурения стенки колодца цементируют. Этот внешний слой цемента называется обсадной колонной. Внутри обсадной колонны размещен трубопровод (называемый НКТ) для добычи нефти (и газа). Внизу НКТ между обсадной колонной и НКТ устанавливается уплотнение (называемое пакером).Пространство между НКТ и обсадной колонной называется затрубным пространством. В обсадной колонне под пакером вводятся перфорационные отверстия, позволяющие нефти (и газу) течь из коллектора в насосно-компрессорные трубы. Газ вводится в затрубное пространство сверху через штуцер, а затем закачивается из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы через ряд больших форсунок-форсунок, называемых газлифтными клапанами. Каждый клапан устанавливается на трубке в определенном месте, называемом оправкой с боковым карманом (рис. 1 c). После периода запуска только самый глубокий клапан нагнетает газ, потому что в принципе он наиболее эффективен для уменьшения градиента гравитационного давления.В условиях применения газлифтной техники поток в трубе является турбулентным: Re sl = U sl ν D lp ≈ 10000, где U sl - приведенная скорость жидкости (отношение объемного расхода жидкости к сечению трубы), D p - диаметр трубы, ν l - вязкость жидкости. Однако турбулентная интенсивность недостаточна, чтобы гарантировать разрыв пузыря. Эти условия потока и использование инжектора с большим соплом приводят к возникновению пузырькового потока под действием силы тяжести с относительно большими пузырьками. Давно известно, что на эффективность газлифтной техники влияет большое количество параметров потока (Бертуцци и др.1953, Пеннингтон 1927, Поэтманн и Карпентер 1952, Рос 1961). Поэтому выбор подходящих условий потока для применения газлифтной техники с оптимальной эффективностью, таких как ввод газа, геометрия инжектора или диаметр трубы, является сложной задачей. Кратко рассмотрены подходы к прогнозированию характеристик газлифта. Сначала объясняются модели, используемые для прогнозов градиента давления в пласте и газожидкостной части газлифтных скважин. После этого, на основе недавних численных и экспериментальных результатов, дается обзор соответствующих механических воздействий жидкости на характеристики газлифта.Эти эффекты в основном связаны с величиной давления трения, относительным движением пузырьков, радиальными профилями паросодержания, структурой потока и стабильностью системы. Также обсуждаются соображения оптимизации в связи с этими аспектами. Перепад давления в трубе и в пласте определяет дебит, наблюдаемый в газлифтной скважине. Эти соединенные части скважины обычно моделируются с использованием зависимости характеристик притока (IPR) и кривой производительности насосно-компрессорных труб (TPC) для прогнозирования условий расхода в пласте и в трубопроводе двухфазного потока, соответственно.2.1.1. Пластовое давление. IPR предсказывает средний расход жидкости, связанный с данным падением давления в пласте. Используя соотношение, полученное из закона Дарси для радиального притока через пласт, оно выражается ...

Контекст 2

... газлифтный метод включает закачку пузырьков газа в вертикальные нефтяные скважины для увеличения добычи. Он основан на уменьшении градиента гравитационного давления в НКТ. Обсуждаются некоторые явления потока жидкости, влияющие на такие вертикальные потоки газа и жидкости.Эти эффекты включают радиальное распределение паросодержания и скорости газа и жидкости, изменения режима потока и проблемы устойчивости системы. Также обсуждаются сопутствующие последствия для работы газлифта и соответствующие подходы к оптимизации. Задачи двухфазного газожидкостного потока представляют интерес как для фундаментальных исследований, так и для промышленных приложений. Они встречаются в большом количестве практических ситуаций, таких как пузырьковые колонны, сосуды для перемешивания, кавитационные потоки или транспортные линии.Различные типы проблем, обнаруженные в этих различных приложениях с двухфазным потоком, предполагают, что проблемы с двухфазным потоком следует рассматривать как «семейство тем, а не как одну тему» ​​(Batchelor 1989). Тема, имеющая особое значение для крупномасштабных промышленных применений, - это вертикальный восходящий пузырьковый поток в трубе. Такую ситуацию можно найти, например, в эрлифтных реакторах для улучшения перемешивания или для обеспечения микроорганизмов кислородом. Он также встречается в горнодобывающих технологиях и очистке сточных вод.При подземной добыче нефти для увеличения добычи часто используется газлифт (Рисунок 1). Он применяется, когда после многих лет добычи забойное давление скважины медленно снижается до нулевой добычи нефти. Использование закачки газа в насосно-компрессорные трубы снижает гравитационное падение давления в скважине, что приводит к пониженному давлению на входе в трубу (так называемое забойное давление или забойное давление). В случае нефтяной скважины пластовое давление и давление на верхнем уровне (называемое напором НКТ) фиксируются на дневной шкале, т.е.е. общий перепад давления P = P tube + P res постоянен. Следствием более низкого падения давления в вертикальной трубе является увеличение падения давления в резервуаре P, что приводит к увеличению чистого расхода нефти (Рисунок 1 а). Существуют различные типы газлифтных установок. Среди них можно выделить непрерывный газлифт (который использует стационарный ввод газа), сдвоенные газлифтные скважины (где ввод газа делится на две скважины) или периодический газлифт. В этом обзоре мы сосредоточимся на газлифте непрерывного действия.На рис. 1б изображен вид газлифтной установки, реализованной на практике. При открытии перспективного подземного коллектора углеводородов в него пробуривают скважины. После бурения стенки колодца цементируют. Этот внешний слой цемента называется обсадной колонной. Внутри обсадной колонны размещен трубопровод (называемый НКТ) для добычи нефти (и газа). Внизу НКТ между обсадной колонной и НКТ устанавливается уплотнение (называемое пакером). Пространство между НКТ и обсадной колонной называется затрубным пространством.В обсадной колонне под пакером вводятся перфорационные отверстия, позволяющие нефти (и газу) течь из коллектора в насосно-компрессорные трубы. Газ вводится в затрубное пространство сверху через штуцер, а затем закачивается из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы через ряд больших форсунок-форсунок, называемых газлифтными клапанами. Каждый клапан устанавливается на трубке в определенном месте, называемом оправкой с боковым карманом (рис. 1 c). После периода запуска только самый глубокий клапан нагнетает газ, потому что в принципе он наиболее эффективен для уменьшения градиента гравитационного давления.В условиях применения газлифтной техники поток в трубе является турбулентным: Re sl = U sl ν D lp ≈ 10000, где U sl - приведенная скорость жидкости (отношение объемного расхода жидкости к сечению трубы), D p - диаметр трубы, ν l - вязкость жидкости. Однако турбулентная интенсивность недостаточна, чтобы гарантировать разрыв пузыря. Эти условия потока и использование инжектора с большим соплом приводят к возникновению пузырькового потока под действием силы тяжести с относительно большими пузырьками. Давно известно, что на эффективность газлифтной техники влияет большое количество параметров потока (Бертуцци и др.1953, Пеннингтон 1927, Поэтманн и Карпентер 1952, Рос 1961). Поэтому выбор подходящих условий потока для применения газлифтной техники с оптимальной эффективностью, таких как ввод газа, геометрия инжектора или диаметр трубы, является сложной задачей. Кратко рассмотрены подходы к прогнозированию характеристик газлифта. Сначала объясняются модели, используемые для прогнозов градиента давления в пласте и газожидкостной части газлифтных скважин. После этого, на основе недавних численных и экспериментальных результатов, дается обзор соответствующих механических воздействий жидкости на характеристики газлифта.Эти эффекты в основном связаны с величиной давления трения, относительным движением пузырьков, радиальными профилями паросодержания, структурой потока и стабильностью системы. Также обсуждаются соображения оптимизации в связи с этими аспектами. Перепад давления в трубе и в пласте определяет дебит, наблюдаемый в газлифтной скважине. Эти соединенные части скважины обычно моделируются с использованием зависимости характеристик притока (IPR) и кривой производительности насосно-компрессорных труб (TPC) для прогнозирования условий расхода в пласте и в трубопроводе двухфазного потока, соответственно.2.1.1. Пластовое давление. IPR предсказывает средний расход жидкости, связанный с данным падением давления в пласте. Используя соотношение, полученное из закона Дарси для радиального притока через пласт, оно выражается ...

Контекст 3

... газлифтный метод включает закачку пузырьков газа в вертикальные нефтяные скважины для увеличения добычи. Он основан на уменьшении градиента гравитационного давления в НКТ. Обсуждаются некоторые явления потока жидкости, влияющие на такие вертикальные потоки газа и жидкости.Эти эффекты включают радиальное распределение паросодержания и скорости газа и жидкости, изменения режима потока и проблемы устойчивости системы. Также обсуждаются сопутствующие последствия для работы газлифта и соответствующие подходы к оптимизации. Задачи двухфазного газожидкостного потока представляют интерес как для фундаментальных исследований, так и для промышленных приложений. Они встречаются в большом количестве практических ситуаций, таких как пузырьковые колонны, сосуды для перемешивания, кавитационные потоки или транспортные линии.Различные типы проблем, обнаруженные в этих различных приложениях с двухфазным потоком, предполагают, что проблемы с двухфазным потоком следует рассматривать как «семейство тем, а не как одну тему» ​​(Batchelor 1989). Тема, имеющая особое значение для крупномасштабных промышленных применений, - это вертикальный восходящий пузырьковый поток в трубе. Такую ситуацию можно найти, например, в эрлифтных реакторах для улучшения перемешивания или для обеспечения микроорганизмов кислородом. Он также встречается в горнодобывающих технологиях и очистке сточных вод.При подземной добыче нефти для увеличения добычи часто используется газлифт (Рисунок 1). Он применяется, когда после многих лет добычи забойное давление скважины медленно снижается до нулевой добычи нефти. Использование закачки газа в насосно-компрессорные трубы снижает гравитационное падение давления в скважине, что приводит к пониженному давлению на входе в трубу (так называемое забойное давление или забойное давление). В случае нефтяной скважины пластовое давление и давление на верхнем уровне (называемое напором НКТ) фиксируются на дневной шкале, т.е.е. общий перепад давления P = P tube + P res постоянен. Следствием более низкого падения давления в вертикальной трубе является увеличение падения давления в резервуаре P, что приводит к увеличению чистого расхода нефти (Рисунок 1 а). Существуют различные типы газлифтных установок. Среди них можно выделить непрерывный газлифт (который использует стационарный ввод газа), сдвоенные газлифтные скважины (где ввод газа делится на две скважины) или периодический газлифт. В этом обзоре мы сосредоточимся на газлифте непрерывного действия.На рис. 1б изображен вид газлифтной установки, реализованной на практике. При открытии перспективного подземного коллектора углеводородов в него пробуривают скважины. После бурения стенки колодца цементируют. Этот внешний слой цемента называется обсадной колонной. Внутри обсадной колонны размещен трубопровод (называемый НКТ) для добычи нефти (и газа). Внизу НКТ между обсадной колонной и НКТ устанавливается уплотнение (называемое пакером). Пространство между НКТ и обсадной колонной называется затрубным пространством.В обсадной колонне под пакером вводятся перфорационные отверстия, позволяющие нефти (и газу) течь из коллектора в насосно-компрессорные трубы. Газ вводится в затрубное пространство сверху через штуцер, а затем закачивается из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы через ряд больших форсунок-форсунок, называемых газлифтными клапанами. Каждый клапан устанавливается на трубке в определенном месте, называемом оправкой с боковым карманом (рис. 1 c). После периода запуска только самый глубокий клапан нагнетает газ, потому что в принципе он наиболее эффективен для уменьшения градиента гравитационного давления.В условиях применения газлифтной техники поток в трубе является турбулентным: Re sl = U sl ν D lp ≈ 10000, где U sl - приведенная скорость жидкости (отношение объемного расхода жидкости к сечению трубы), D p - диаметр трубы, ν l - вязкость жидкости. Однако турбулентная интенсивность недостаточна, чтобы гарантировать разрыв пузыря. Эти условия потока и использование инжектора с большим соплом приводят к возникновению пузырькового потока под действием силы тяжести с относительно большими пузырьками. Давно известно, что на эффективность газлифтной техники влияет большое количество параметров потока (Бертуцци и др.1953, Пеннингтон 1927, Поэтманн и Карпентер 1952, Рос 1961). Поэтому выбор подходящих условий потока для применения газлифтной техники с оптимальной эффективностью, таких как ввод газа, геометрия инжектора или диаметр трубы, является сложной задачей. Кратко рассмотрены подходы к прогнозированию характеристик газлифта. Сначала объясняются модели, используемые для прогнозов градиента давления в пласте и газожидкостной части газлифтных скважин. После этого, на основе недавних численных и экспериментальных результатов, дается обзор соответствующих механических воздействий жидкости на характеристики газлифта.Эти эффекты в основном связаны с величиной давления трения, относительным движением пузырьков, радиальными профилями паросодержания, структурой потока и стабильностью системы. Также обсуждаются соображения оптимизации в связи с этими аспектами. Перепад давления в трубе и в пласте определяет дебит, наблюдаемый в газлифтной скважине. Эти соединенные части скважины обычно моделируются с использованием зависимости характеристик притока (IPR) и кривой производительности насосно-компрессорных труб (TPC) для прогнозирования условий расхода в пласте и в трубопроводе двухфазного потока, соответственно.2.1.1. Пластовое давление. IPR предсказывает средний расход жидкости, связанный с данным падением давления в пласте. Используя соотношение, полученное из закона Дарси для радиального притока через пласт, оно выражается ...

Контекст 4

... газлифтный метод включает закачку пузырьков газа в вертикальные нефтяные скважины для увеличения добычи. Он основан на уменьшении градиента гравитационного давления в НКТ. Обсуждаются некоторые явления потока жидкости, влияющие на такие вертикальные потоки газа и жидкости.Эти эффекты включают радиальное распределение паросодержания и скорости газа и жидкости, изменения режима потока и проблемы устойчивости системы. Также обсуждаются сопутствующие последствия для работы газлифта и соответствующие подходы к оптимизации. Задачи двухфазного газожидкостного потока представляют интерес как для фундаментальных исследований, так и для промышленных приложений. Они встречаются в большом количестве практических ситуаций, таких как пузырьковые колонны, сосуды для перемешивания, кавитационные потоки или транспортные линии.Различные типы проблем, обнаруженные в этих различных приложениях с двухфазным потоком, предполагают, что проблемы с двухфазным потоком следует рассматривать как «семейство тем, а не как одну тему» ​​(Batchelor 1989). Тема, имеющая особое значение для крупномасштабных промышленных применений, - это вертикальный восходящий пузырьковый поток в трубе. Такую ситуацию можно найти, например, в эрлифтных реакторах для улучшения перемешивания или для обеспечения микроорганизмов кислородом. Он также встречается в горнодобывающих технологиях и очистке сточных вод.При подземной добыче нефти для увеличения добычи часто используется газлифт (Рисунок 1). Он применяется, когда после многих лет добычи забойное давление скважины медленно снижается до нулевой добычи нефти. Использование закачки газа в насосно-компрессорные трубы снижает гравитационное падение давления в скважине, что приводит к пониженному давлению на входе в трубу (так называемое забойное давление или забойное давление). В случае нефтяной скважины пластовое давление и давление на верхнем уровне (называемое напором НКТ) фиксируются на дневной шкале, т.е.е. общий перепад давления P = P tube + P res постоянен. Следствием более низкого падения давления в вертикальной трубе является увеличение падения давления в резервуаре P, что приводит к увеличению чистого расхода нефти (Рисунок 1 а). Существуют различные типы газлифтных установок. Среди них можно выделить непрерывный газлифт (который использует стационарный ввод газа), сдвоенные газлифтные скважины (где ввод газа делится на две скважины) или периодический газлифт. В этом обзоре мы сосредоточимся на газлифте непрерывного действия.На рис. 1б изображен вид газлифтной установки, реализованной на практике. При открытии перспективного подземного коллектора углеводородов в него пробуривают скважины. После бурения стенки колодца цементируют. Этот внешний слой цемента называется обсадной колонной. Внутри обсадной колонны размещен трубопровод (называемый НКТ) для добычи нефти (и газа). Внизу НКТ между обсадной колонной и НКТ устанавливается уплотнение (называемое пакером). Пространство между НКТ и обсадной колонной называется затрубным пространством.В обсадной колонне под пакером вводятся перфорационные отверстия, позволяющие нефти (и газу) течь из коллектора в насосно-компрессорные трубы. Газ вводится в затрубное пространство сверху через штуцер, а затем закачивается из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы через ряд больших форсунок-форсунок, называемых газлифтными клапанами. Каждый клапан устанавливается на трубке в определенном месте, называемом оправкой с боковым карманом (рис. 1 c). После периода запуска только самый глубокий клапан нагнетает газ, потому что в принципе он наиболее эффективен для уменьшения градиента гравитационного давления.В условиях применения газлифтной техники поток в трубе является турбулентным: Re sl = U sl ν D lp ≈ 10000, где U sl - приведенная скорость жидкости (отношение объемного расхода жидкости к сечению трубы), D p - диаметр трубы, ν l - вязкость жидкости. Однако турбулентная интенсивность недостаточна, чтобы гарантировать разрыв пузыря. Эти условия потока и использование инжектора с большим соплом приводят к возникновению пузырькового потока под действием силы тяжести с относительно большими пузырьками. Давно известно, что на эффективность газлифтной техники влияет большое количество параметров потока (Бертуцци и др.1953, Пеннингтон 1927, Поэтманн и Карпентер 1952, Рос 1961). Поэтому выбор подходящих условий потока для применения газлифтной техники с оптимальной эффективностью, таких как ввод газа, геометрия инжектора или диаметр трубы, является сложной задачей. Кратко рассмотрены подходы к прогнозированию характеристик газлифта. Сначала объясняются модели, используемые для прогнозов градиента давления в пласте и газожидкостной части газлифтных скважин. После этого, на основе недавних численных и экспериментальных результатов, дается обзор соответствующих механических воздействий жидкости на характеристики газлифта.Эти эффекты в основном связаны с величиной давления трения, относительным движением пузырьков, радиальными профилями паросодержания, структурой потока и стабильностью системы. Также обсуждаются соображения оптимизации в связи с этими аспектами. Перепад давления в трубе и в пласте определяет дебит, наблюдаемый в газлифтной скважине. Эти соединенные части скважины обычно моделируются с использованием зависимости характеристик притока (IPR) и кривой производительности насосно-компрессорных труб (TPC) для прогнозирования условий расхода в пласте и в трубопроводе двухфазного потока, соответственно.2.1.1. Пластовое давление. IPR предсказывает средний расход жидкости, связанный с данным падением давления в пласте. Используя соотношение, полученное из закона Дарси для радиального притока через пласт, оно выражается ...

Анализ проблем при установке газлифта | Международная нефтяная выставка и конференция в Абу-Даби

Реферат

GAS Lift - важное средство искусственного подъема, которое используется для большинства добывающих скважин двух крупных морских нефтяных месторождений QGPC.Это был наиболее подходящий метод для максимального сохранения и увеличения производительности на плато. В этой статье на различных полевых примерах описывается, насколько быстро необходимо устранение неисправностей до того, как возникнут проблемы с газлифтингом.

Правильный анализ газлифтной установки может стать чрезвычайно важным для определения того, работает ли она удовлетворительно. Общее мнение и общепринятая практика в большинстве случаев заключались в том, чтобы ждать, пока не разовьется какая-либо проблема, перед анализом газлифтной установки.Желательно, чтобы газлифтная установка каждой скважины работала удовлетворительно. Это не только покажет, правильно ли спроектирована установка, но и предоставит ценную информацию для использования в будущем в случае возникновения проблем. Там, где улучшение представляется возможным, можно с полной уверенностью вносить изменения в конструкцию. Если эта информация не получена, а насосно-компрессорные и газлифтные клапаны вытянуты из-за каких-либо проблем, изменение конструкции, включая такие вещи, как расстояние между клапанами, давление клапана и тип газлифтного клапана, все равно потребует некоторых догадок.Есть много способов анализа проблем с установкой газлифта. Их можно разделить на наземные и подземные методы. Методы наблюдения с поверхности включают противодавление, общий объем закачанного и добытого газа, а также рабочее давление закачки газа и анализ его поведения. Подповерхностные методы включают анализ гидродинамического давления / температуры. Анализ Nodel также может использоваться как эффективный инструмент для оценки работы газлифтных клапанов.

Введение

Газлифт в целом и как система могут быть источником многих проблем, но проблемы с газлифтными установками стали очень важной проблемой в QGPC и в нефтяной промышленности.Газлифтная установка предназначена для разгрузки и работы до рабочего клапана для непрерывной добычи с целью достижения максимальной производительности, как показано на типовой кривой производительности газлифтной скважины (, рисунок-1, ). Чтобы поддерживать эту максимальную ставку и получать максимальную прибыль, мы должны поддерживать правильную и эффективную работу газлифтной установки. Необходимо постоянное наблюдение за показателями работы скважины на поверхности. Такие наблюдения и мониторинг включают непрерывный анализ результатов испытаний скважин, объемов вводимого газа и диаграмм давления в обсадных колоннах / насосно-компрессорных трубах, а также текущих и статических забойных давлений и характеристик потока.

Для того, чтобы правильно оценить эффективность непрерывного притока скважины за счет газлифта, необходимо регулярно анализировать работу установки. Когда возникают проблемы с установкой и приводят к снижению производительности, проблема должна быть должным образом проанализирована и решена. Улучшение добычи нефти может быть достигнуто за счет возврата скважины к максимальному дебиту. В этом документе описываются и анализируются проблемы, связанные с установками газлифтных скважин, которые как таковые не работают должным образом, для достижения максимальной производительности.Основные полезные инструменты, используемые для определения проблемных мест при установке газлифтной скважины:

  1. Регистратор устьевого давления.

  2. Исследования подземного давления и температуры.

Как установить опоры люков с газовыми стойками

Многие лодки поставляются с газовыми стойками для поддержки откидных люков в открытом положении, когда вы складываете предметы внутри или получаете доступ к ним. Это освободит обе руки и предотвратит захлопывание крышки люка на ваших пальцах рук или ног.Тем не менее, некоторые лодки старых моделей не включали их. Вы можете добавить газовые амортизаторы (также известные как газовые пружины или амортизаторы), но для этого потребуется немного инженеров, чтобы распорка работала должным образом. Воспользуйтесь нашим руководством по установке газовой стойки ниже.

За рекомендациями мы обратились к Крису Ярсевичу, инженеру по качеству компании Taylor Made Products - лидера морского рынка газовых амортизаторов - который предлагает обратиться к профессионалу в области тяжелых люков, таких как моторные отсеки. Для этого проекта мы устанавливаем одинарную стойку на относительно легкий люк размером 6 на 24 дюйма, шарнирно закрепленный на длинной стороне.

Taylor Made предлагает стойки, изготовленные из нержавеющей стали 316, а также модели с трубами из оксидированной стали и стальными валами с нитридным покрытием. Версии из нержавеющей стали могут стоить на 150 процентов дороже, но обладают превосходной прочностью в соленой воде. Совместите стойки из нержавеющей стали с монтажными кронштейнами и крепежами из нержавеющей стали.

Как установить газовые амортизаторы

1. Взвесьте люк лодки
Важно знать общий вес люка. Вместо того, чтобы гадать, открутите люк от петель и используйте точные весы для определения веса.Подойдут весы для ванной или цифровые весы, используемые для взвешивания рыбы. В данном случае наш люк весил 20 фунтов. Перед выполнением следующего шага снова прикрепите люк к петлям. Журнал для плавания 2. Определите верхнюю точку крепления
Откройте люк до точки, в которой он должен поддерживаться. Отметьте точку крепления верхнего кронштейна пневматической пружины на нижней стороне крышки на расстоянии от трети до середины от петли до противоположной стороны люка - в данном случае мы выбрали 2 дюйма от петли.Угол установки газовой стойки имеет важное значение. Магазин для плавания 3. Отметьте нижнюю точку крепления
Нижняя точка крепления часто находится чуть ниже верхней точки крепления. Имейте в виду, что стойка не обязательно должна быть идеально вертикальной. Прежде чем отмечать нижнюю точку крепления, убедитесь, что она расположена в области, в которой достаточно места для монтажного кронштейна или шарового пальца. Журнал для плавания 4. Измерение газовой стойки
При открытой крышке измерьте расстояние от верхней точки крепления до нижняя точка крепления.Это подскажет вам, какая длина стойки вам понадобится, когда она будет увеличена. Для сжатой длины измерьте под тем же углом от нижней точки крепления до края отсека; затем измерьте расстояние от верхней точки крепления до нижнего края крышки. Сложите их. Журнал Boating Magazine 5. Рассчитайте необходимое усилие распорки
Используйте эту формулу для определения требуемого усилия распорки: Вес крышки (фунты) x Расстояние от От петли до центральной линии люка (дюймы) —————————————————— Расстояние (дюймы) от шарнира до точки крепления стойки на люке Ответ равен 30, что означает, что для поддержки этого люка в открытом состоянии требуется распорка с усилием в 30 фунтов, которая также позволит ему легко закрываться.Выберите из ассортимента Taylor Made стойку, которая соответствует как размерам, так и силе, указанным в этой формуле. Журнал Boating 6. Используйте правые кронштейны для установки
Газовая стойка Компания Taylor Made Products предлагает выбор угловых и плоских кронштейнов для широкого диапазона конфигураций установки. У каждого кронштейна есть шариковая шпилька диаметром 10 мм, на которую защелкивается опора газовой стойки (которая имеет гнездо на каждом конце). Если возможно, закрепите кронштейны сквозными болтами, но если доступ сзади невозможен, используйте не менее трех No.10 саморезов из нержавеющей стали для крепления каждого кронштейна. Всегда устанавливайте газовую стойку так, чтобы конец узкой тяги был ниже, чем газонаполненный ствол. Распорка удлинена, что упрощает установку газовых амортизаторов с открытой крышкой. Журнал Boating Magazine

Инструменты и расходные материалы для газовых амортизаторов

· Газовый амортизатор Taylor Made Products · Кронштейны крепления газовой стойки Taylor Made Products · Рулетка · Маркировочный карандаш · Буровой двигатель и долота · Набор отверток · Набор накидных / рожковых ключей · Крепеж из нержавеющей стали

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *