Визначаємо діаметр сідла клапана

(4)

де , - стандартні умови, МПа, К; - середня температура в свердловині, К; - витрата газу через клапан, який знаходиться діленням витрати газу на кількість клапанів, м3/с; і - коефіцієнти газового потоку (переважно дорівнюють 0,8-0,9 і 0,15-0,25, відповідно); 0,0532 – розрахунковий коефіцієнт, .

Після знаходження вибирають клапан з найбільшим більшим стандартним отвором сідла.

Тепер розглянемо другий метод винесення рідини з вибою свердловини за допомогою газорідинних струминних апаратів. Це апарати в яких робочий та інжекційні потоки перебувають у різних агрегатних станах, які не змінюються в процесі змішування. До цієї групи належать струминні апарати, в яких як робоче середовище використовується пружне середовище - газ, а інжектованим є непружне середовище – сипке тіло з твердих частинок чи рідина. Схема розміщення струминного апарата у свердловині наведена на рис.3.

- продуктивний пласт; 2- експлуатаційна колона; 3 – пакер; 4 – струминний апарат; 5 – рідина; 6 – ліфтові труби; - дебіт газорідинної суміші (змішаного потоку); - витрата робочого газу

Рисунок 3 - Схема розміщення струминного апарата в свердловині [5].

Розглянемо розрахунок апаратів тальки з дифузорами, а також за умови надкритичного розширення потоку: рр/рн i 1/П, де рр — робочий тиск; рн — тиск інжектованого середовища; П — відносний тиск, який дорівнює

(5).

де - коефіцієнт адіабати робочого газу; л – зведена швидкість, що дорівнює:

(6)

Спочатку визначаємо питомий об'єм інжектоавного та змішаного потоків

(7)

де uг=Gн.г/Gр — коефіцієнт інжекції по газу; uT=GT/Gp — коефіцієнт інжекції по сипкому тілу чи рідині; Gнг, vнг — відповідно витрата, кг/с, i питомий об'єм, м3/кг, інжектованого газу; Gт нт — відповідно витрата, кг/с, i питомий об'єм, м3/кг, інжектованого сипкого тіла чи рідини; Gp — задана витрата робочого газу, кг/с.

Питомий об’єм змішаного потоку на виході із струминного апарата vc обчислюється за формулою:

(8)

де - питомий об’єм стиснутого газу на виході з апарата, м3/кг. Причому для розрахунку задаються значенням тиску на виході із струминного апарата рс.

Сумарний коефіцієнт інжекції дорівнює

и = ит + иг (9)

Потім визначаємо оптимальне відношення характерних перерізів струминного апарата (рис. 4).

1 – робоча камера; 2- приймальна камера; 3 – камера змішування з дифузором

Рисунок 4 – Схема розрахунку газорідинного струминного апарата

У процесі розрахунку струминних апаратів для пнев-мотранспорту рідини можуть прийматися такі розрахункові коефіцієнти швидкості. ц1=0,95; ц2=0,975; ц3=0,83; ц4=0,925, чому відповідаютъ К1 = ц1ц2ц3=0,765 i K2= ц2ц3ц4=0,76. Випаровуванням рідин при цьому можна знехтувати.

Розрахунок газорідинного струминного апарата необхідно проводити на ЕОМ.

Підсумовуючи вищесказане, зазначимо, що: метод газліфтної експлуатації доцільно застосовувати, якщо в наявності є потужне джерело газу, а також пластовий тиск є ще досить високим; недолік цього методу – велика потреба в робочому газі. Метод підняття рідини на поверхню слід використовувати, якщо немає в наявності потужного джерела газу, при середніх і низьких пластових тисках. Цей метод має перевагу в тому, що необхідна значно менша витрата робочого газу (20,5 тис.м3/добу проти 170 тис.м3/добу)ю Недоліком його є складний розрахунок апарата [6].

В ІФНТУНГу розроблено різні конструкції плунжерів, які відрізняються типом ущільнення на боковій поверхні плунжера. Недоліком плунжерів із ущільненнями є швидке зношення ущільнюючих елементів і можливість застрявання плунжера в колоні НКТ. Ці недоліки відсутні у розробленому в ІФНТУНГу способі експлуатації обводненої газової свердловини за допомогою пінопакерного плунжера. Суть його полягає у використанні плунжера із проміжком між його боковою поверхнею і колоною НКТ і додатковому уведенні в газорідинний потік спінюючи ПАР. У процесі піднімання плунжера уверх у проміжку утворюється піна. Вона виконує роль своєрідного гідравлічного затвора, який попереджає витікання рідини через проміжок.

Одним із параметрів, який характеризує умови стабільної роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин є мінімально необхідний дебіт газу для винесення рідини з вибою на поверхню. ІФНТУНГом запропоновано нові аналітичні залежності для визначення мінімально необхідного дебіту газу:

за даними експлуатації свердловин Оренбургського газоконденсатного родовища з великим дебітом води (спільно з В.С. Петришаком)

. | (10)

для газоконденсатних свердловин східного регіону України

(11)

де

, (13)

. (14)

де - мінімально необхідний дебіт газу для винесення рідини з вибою свердловини, тис.м3/добу; , , - відповідно тиск на вибої і гирлі свердловини та середній тиск в НКТ, МПа; , , - відповідно температура на вибої і на усті свердловини та середня температура в НКТ, К; - внутрішній діаметр колони ліфтових труб, м; - дебіт рідини, м3/добу; - густина рідини, кг/м3; , - відповідно відносна густина газу (по повітрю) і рідини (по воді); , - коефіцієнти стисливості газу відповідно при , і .

Якщо фактичний дебіт газу близький до мінімально необхідного дебіту газу , то свердловина знаходиться на межі припинення природного фонтанування. Якщо < , то свердловина працює нестабільно з накопиченням рідини на вибої свердловини [2].

Продовжити період природного фонтанування свердловини можна зменшенням тиску на гирлі і діаметра НКТ чи зменшенням втрат тиску в НКТ шляхом створення однорідного високодисперсного газорідинного потоку, наприклад обладнання колони НКТ диспергуючими пристроями, використанням спінюючих ПАР та їх поєднання.

Необхідний діаметр НКТ чи величину тиску на гирлі для забезпечення стабільного фонтанування обводненої газової