Расчет траверсы

Траверса грузоподъемная

БиблиотекаСерии — материалы

Расчет емкости барабана — промышленный канат

Перейти к содержимому

Расчет емкости барабана2022-03-22T14:01:46-04:00

ВМЕСТИМОСТЬ КАТУШКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ

Хотя практически невозможно рассчитать точную длину стального каната, который можно намотать на катушку или барабан, следующее дает достаточно точное приближение.

«K» ФАКТОРЫ**

(0,2618 разделить на диаметр каната (в квадрате)

Диаметр (дюймы)	К	Диаметр (дюймы)	К	Диаметр (дюймы)	К
1/16	49,8	1/2	0,925	1-3/8	0,127
3/32	23,4	16 сентября	0,741	1-1/2	0,107
1/8	13,6	5/8	0,607	1-5/8	0,0886
5/32	8,72	16. 11	0,506	1-3/4	0,0770
3/16	6.14	3/4	0,428	1-7/8	0,0675
7/32	4,59	13/16	0,354	2	0,0597
1/4	3,29	7/8	0,308	2-1/8	0,0532
5/16	2,21	1	0,239	2-1/4	0,0476
3/8	1,58	1-1/8	0,191	2-3/8	0,0419
7/16	1,19	1-1/4	0,152	2-1/2	0,0380

* Эта формула основана на равномерной намотке каната на барабан. Это не даст правильных результатов, если обмотка неоднородна. Формула также предполагает, что в каждом слое будет одинаковое количество витков. Хотя это не совсем верно, в результате нет заметной ошибки, если только поперечное сечение барабана не слишком мало по сравнению с диаметром фланца («H»).

** Значения коэффициента «К» учитывают нормальный размер каната. Зазор («x») должен составлять около 2 дюймов, если только концевые фитинги не требуют большего.

Покупайте онлайн уже сегодня!

Купить сейчас

Нужен трос?

Получить предложение!

Ссылка для загрузки страницы

Перейти к началу

Схема газлифтной установки — PetroWiki

Газлифт с непрерывным потоком аналогичен газлифту с естественным потоком, но, как правило, имеет две различные траверсы с потоком под давлением. Траверс ниже точки закачки газа включает только пластовый газ; тогда как траверс над точкой нагнетания газа включает как пластовый, так и нагнетательный газы. Эти две различные траверсы потока и давления и соответствующие им соотношения газ/жидкость (GLR) проиллюстрированы на 9.0066 Рис. 1 .

Содержание

• 1 Методы проектирования
• 2 Описание операций по разгрузке
• 3 Рекомендации по первоначальной установке
• 4 Допущения и коэффициенты безопасности
• 5 Дроссельный обратный клапан
  • 5.1 Преимущества дроссельного обратного клапана
  • 5.2 Недостаток дроссельного обратного клапана
• 6 Глубина верхнего газлифтного клапана
  • 6.1 Гидравлическое давление на глубине
    • 6.1.1 Пример 1
  • 6.2 Температура потока на глубине
• 7 Номенклатура
• 8 Каталожные номера
• 9 примечательных статей в OnePetro
• 10 Внешние ссылки
• 11 См. также
• 12 Категория

Методы проектирования

В литературе предлагается множество методов проектирования газлифтной установки. Некоторые конструкции установки требуют уникальной конструкции клапана или пропускной способности газлифтного клапана для закачки газа. На этой странице проиллюстрированы только две техники дизайна:

• Конструкция, основанная на постоянном уменьшении рабочего давления закачиваемого 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 скоростей закачки газа.

Конструкция API может использоваться на большинстве скважин в США. Однако, когда требуется большой объем подъема и высокие скорости закачки газа, при проектировании следует учитывать производительность газлифтного клапана. В обоих этих методах используется простой одноэлементный неуравновешенный газлифтный клапан с заполненным азотом сильфоном. Этот тип клапана наиболее широко используется в промышленности и доступен у всех основных производителей газлифтного оборудования.

Проектные расчеты газлифтной установки делятся на две части:

• Определение глубины газлифтного клапана
• Расчет давления открытия газлифтных клапанов на испытательном стенде

Давление открытия рассчитывается после глубины клапана, потому что рабочее давление закачиваемого газа и выходного давления и температуры во время разгрузки основаны на этих глубинах клапана.

Основной целью этой страницы является подробное описание методов проектирования установки для расчета глубины клапана и давления открытия испытательной стойки газлифтных клапанов, которые будут разгружать скважину до максимальной глубины подъема для доступного закачиваемого газа. объем и давление. Операции разгрузки, как показано на диаграмме регистратора давления с двумя ручками на Рис. 2 , должен быть автоматическим. Уровень жидкости при статической нагрузке находился близко к поверхности в обсадной колонне и насосно-компрессорных трубах до того, как началась первоначальная разгрузка. Устьевое давление остается относительно постоянным во время операций с U-образными НКТ до того, как закачиваемый газ впервые поступит в НКТ через верхний газлифтный клапан. При передаче глубины закачки газа на каждый нижний газлифтный клапан происходит скачок давления в устье скважины и снижение давления в колонне нагнетательного газа. Когда каждый нижний газлифтный клапан открывается, клапан, расположенный непосредственно над ним, закрывается, и точка подачи газа перемещается с верхнего клапана на нижний. Все газлифтные клапаны выше рабочего клапана должны быть закрыты, а клапаны ниже должны быть открыты в правильно спроектированной газлифтной установке.

Описание работ по разгрузке

Глубины установки разгрузочных газлифтных клапанов рассчитываются для слива жидкости глушения (загрузки) на расчетную глубину рабочего клапана при имеющихся на буровой площадке давлении закачиваемого газа и объеме газа. Поскольку закачиваемый газ первоначально закачивается в кольцевое пространство обсадной колонны, давление закачиваемого газа после устройства управления на линии закачки газа увеличивается по мере снижения уровня рабочей жидкости в кольцевом пространстве обсадной колонны во время U-образной трубы загрузочной жидкости. Загрузочная жидкость подается 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 открывается первый газлифтный клапан и нагнетаемый газ поступает в НКТ на этой глубине верхнего клапана.

Давление в обсадной и насосно-компрессорной трубах практически одинаково в момент открытия газлифтного клапана. Сразу же после того, как закачиваемый газ начинает поступать в НКТ через следующий нижний газлифтный клапан, давление закачиваемого газа в обсадной колонне начинает снижаться, поскольку вновь открытый газлифтный клапан остается открытым при более низком давлении закачиваемого газа, чем при разгрузке. клапан выше. Через верхний разгрузочный клапан в НКТ поступает все меньше и меньше нагнетаемого газа. Расход закачиваемого газа через вновь открытый клапан увеличивается до тех пор, пока давление закачиваемого газа в кожухе не снизится до давления закрытия верхнего разгрузочного клапана. Глубина закачки газа считается завершенной, когда весь закачиваемый газ поступает в НКТ через нижний клапан, а все верхние газлифтные клапаны закрыты. Принципы работы с непрерывным потоком иллюстрируются диаграммой давление/глубина, показанной на рис. 9.0066 Рис. 6 .

Когда закачиваемый газ поступает в НКТ через недавно открытый клапан, давление потока снижается. Давление закачиваемого газа в обсадной колонне начинает увеличиваться из-за уменьшения усилия открытия из-за более низкого давления притока на глубине клапана и необходимости перемещения штока клапана для увеличения расхода закачиваемого газа в НКТ для вскрытия следующей нижней клапан. Необходимо определить увеличение давления нагнетаемого газа выше начального давления открытия клапана на глубине клапана для прохождения расхода нагнетаемого газа, чтобы установить переходное давление притока-добычи. Это максимальное давление нагнетаемого газа, необходимое для перемещения штока клапана, достаточного для прохождения расхода нагнетаемого газа, необходимого для передачи глубины нагнетания газа на следующий нижний клапан, зависит от характеристик газлифтного клапана. Внутренний диаметр порта клапана (ID), скорость нагрузки на узел сильфона и линейное перемещение штока контролируют характеристики газлифтного клапана. Расчетное максимальное давление закачиваемого газа для установления давления передачи притока-добычи от нижнего клапана во время разгрузки не должно приводить к повторному открытию какого-либо из верхних газлифтных клапанов. В Рис. 6 , закачиваемый газ поступает в эксплуатационный трубопровод через четвертый газлифтный клапан, а три верхних разгрузочных газлифтных клапана закрыты. Хотя нижний газлифтный клапан открыт, закачиваемый газ не может поступать в этот клапан на глубине D ₅ , поскольку давление притока превышает давление закачиваемого газа на этой глубине. Градиент гидродинамического давления на глубине, г _pfa , над глубиной рабочего газлифтного клапана, D _ov , включает закачку плюс добыча пластового газа и градиент гидродинамического давления на глубине, g _pfb , ниже D 9315 содержит только добычу пластового газа.

Соображения по первоначальному проекту установки

Конструкции установки с непрерывным потоком различаются в зависимости от того, известны ли полные и точные данные о скважине. Надежная работа приточной скважины и точная корреляция многофазного потока необходимы для определения приблизительной точки закачки газа в глубокие скважины. Когда скважинные данные ограничены или сомнительны, во многих скважинах невозможно точно рассчитать точную точку закачки газа. Если давление закачиваемого газа недостаточно для достижения забоя скважины, желаемая глубина закачки газа может оказаться невозможной. При отсутствии изменения давления закачиваемого газа или состояния скважины точка закачки газа должна оставаться на максимальной глубине в течение всего срока службы газлифтной установки.

Извлекаемые оправки для газлифтных клапанов устанавливаются (обычно с установленными холостыми клапанами) во многих скважинах еще до того, как становится мало информации о продуктивности скважины, если она вообще имеется. Инженер должен разместить эти оправки в скважинах до того, как потребуется газлифт. Конструктивные соображения аналогичны для скважин с изменяемой точкой закачки газа. В целом, многие газлифтные установки относятся к этой категории, в которых точные скважинные данные неизвестны или ограничены, а точка закачки газа неизвестна и/или меняется по мере истощения коллектора.

Допущения и коэффициенты безопасности

Коэффициенты безопасности используются для проектирования проточной газлифтной установки с неуравновешенными одноэлементными газлифтными клапанами, когда в расчетах не учитываются скорость нагрузки и пропускная способность клапана. Начальные давления открытия газлифтного клапана основаны на статических уравнениях баланса сил. Коэффициенты безопасности позволяют увеличить давление нагнетаемого газа и/или выходного давления на глубине клапана, что необходимо для правильного хода штока клапана и обеспечения эквивалентной площади порта, необходимой для прохождения скорости нагнетаемого газа, необходимой для разгрузки и газлифта. большинство колодцев. Следующие факторы безопасности компенсируют тот факт, что большинство операторов устанавливают газлифтные клапаны на ближайшее место соединения НКТ. Фактическая глубина газлифтного клапана обычно находится в пределах 15 футов от расчетной глубины.

1. Рабочее давление закачиваемого газа, используемое для расчета конструкции установки, должно быть средним, а не максимальным давлением закачиваемого газа, доступным на буровой площадке для большинства скважин. В особых случаях можно использовать начальное давление.
2. Предполагается, что суточная производительность при разгрузке равна расчетной суточной производительности. Как правило, фактический суточный дебит при разгрузке может быть меньше проектного дебита и может регулироваться на поверхности с помощью дебита закачиваемого газа.
3. При разгрузке пластовый газ не образуется. Общее газожидкостное отношение основано на ежедневной скорости закачки газа, доступной для разгрузки скважины.
4. Траверсы гидродинамического давления на глубине над разгрузочными газлифтными клапанами для проектных расчетов принимаются прямыми линиями.
5. Предполагается, что траверс температуры потока на глубине при разгрузке представляет собой прямую, а не кривую линию между назначенной температурой потока при разгрузке на устье скважины, T _whu и забойная температура T _wsd .

Предполагается, что расчетная температура потока при разгрузке поверхности ниже, чем конечная рабочая температура. Конечная температура потока, немного превышающая расчетную температуру, увеличивает начальное давление открытия сильфонного газлифтного клапана и помогает удерживать верхние клапаны закрытыми при подъеме из нижнего газлифтного клапана.

1. Заданный 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 потока ниже точки нагнетания газа для определения глубины задвижки обычно принимается за градиент статической нагрузки жидкости. Как только начинается добыча пласта, фактический градиент давления притока в большинстве скважин уменьшается.

Клапан диафрагменный обратный

Диафрагма, используемая для газлифта в скважине, должна иметь обратный клапан. Запорный диск или дротик должен быть закрыт под действием силы тяжести или подпружинен. В скважине с пакером запорная часть должна оставаться закрытой для предотвращения скопления обломков поверх пакера, когда этот клапан находится ниже уровня рабочей жидкости и не является рабочим клапаном. Впускной экран рекомендуется для обратных клапанов с небольшим дросселем, чтобы предотвратить возможное засорение. Индивидуальные отверстия во входном экране должны быть меньше, чем дроссель в дроссельном обратном клапане.

Правильно спроектированная газлифтная установка непрерывного действия с дроссельным обратным клапаном не требует большего количества закачиваемого газа, чем та же скважина с газлифтным клапаном, работающим от давления закачки. Расход закачиваемого газа на подъем скважины контролируется замерным устройством на линии закачки газа на поверхности. В качестве донного клапана в большинстве установок с непрерывным потоком следует рассматривать дроссельный обратный клапан, а не более дорогой и сложный газлифтный клапан, работающий под давлением.

Преимущества обратного клапана

Обратный клапан является самым простым из всех типов рабочих клапанов и имеет очень низкую вероятность неисправности. Его можно использовать в качестве «флажка» из-за изменения давления нагнетаемого газа на поверхности после регулирующего клапана, когда дроссель-обратный клапан открыт и становится точкой нагнетания газа. На рис. 3 показана операция разгрузки с помощью дроссельного обратного клапана в нижней части. Давление в НКТ на устье скважины является результатом открытия и закрытия разгрузочных газлифтных клапанов из-за 24/64-дюймового. дроссель в выкидной линии и механизм фрикционного сопротивления в клапане для предотвращения разрушения штока. После открытия дроссельного клапана примерно в 3 часа ночи курс отсутствует. Снижение рабочего давления закачиваемого газа является следствием низкой производительности пласта, а не газлифтной системы. Дроссельный обратный клапан надлежащего размера может предотвратить сильное напор или помпаж в газлифтной установке с непрерывным потоком, обеспечив постоянный размер проходного сечения. Для открытия дроссельного обратного клапана не требуется увеличения давления нагнетаемого газа, а размер дросселя 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 выходное давление на той же глубине. Для управления объемом закачиваемого газа для газлифта некоторых скважин требуется отверстие надлежащего размера. Одним из применений является газлифт одной зоны двойной газлифтной установки с общим источником нагнетаемого газа в затрубном пространстве. Расчетный перепад давления по крайней мере от 100 до 200 фунтов на квадратный дюйм на отверстии необходим для обеспечения достаточно точного прогноза прохождения газа.

Недостаток дроссельного обратного клапана

Если давление в линии нагнетания газа высокое по сравнению с давлением потока на глубине дроссельного обратного клапана, при использовании влажного газа на поверхности может произойти замерзание. Слабые скважины с дроссельным обратным клапаном будут продолжать потреблять нагнетаемый газ при более низком давлении в линии нагнетания, чем более сильные скважины с более высоким дебитным давлением на глубине рабочего дроссельного обратного клапана.

Отверстие в насосно-компрессорной трубе или негерметичный пакер неотличимы от дроссельного обратного клапана во время нормальной непрерывной работы газлифта с непрерывным потоком. Дроссельный обратный клапан, как правило, не рекомендуется для небольших закрытых ротационных газлифтных систем, когда для заправки системы после останова требуется дорогостоящий подпиточный газ. Правильно отрегулированный газлифтный клапан, управляемый давлением закачки, закрывается после небольшого снижения давления закачиваемого газа и предотвращает ненужную утечку закачиваемого газа из затрубного пространства и малой системы высокого давления.

Глубина верхнего газлифтного клапана

Верхний газлифтный клапан должен быть расположен на максимальной глубине, которая позволяет использовать U-образную трубку для рабочей жидкости с этой глубины при имеющемся давлении закачиваемого газа. Если скважина загружается на поверхность жидкостью глушения, глубина верхнего клапана может быть рассчитана с помощью одного из следующих уравнений.

………………….(1)

………………….(2)

или

………………….(3)

где

Д в 1	=	глубина верхнего клапана, фут,
П ко	=	начальное или среднее давление закачиваемого газа на месторождении (опционально), psig,
Р бел	=	Устьевая U-образная труба на поверхности (разгрузка) давление, psig,
Δ П СД	=	назначенный перепад давления на глубине клапана, фунт/кв. дюйм,
г лс	=	статическая нагрузка (глушение) — градиент давления жидкости, psi/ft,
и
г гио	=	Градиент давления закачиваемого газа на глубине, psi/ft.

Экв. 1 не включает увеличение давления закачиваемого газа на глубину клапана, D _{v 1} . Это уравнение широко используется из-за фактора безопасности, связанного с пренебрежением увеличением давления газа с глубиной. уравнение 2 дает ту же глубину, что и графическое решение, без какого-либо перепада давления на верхнем газлифтном клапане в тот момент, когда этот клапан открыт. Другими словами, верхний клапан не открывается, если фактическое пусковое давление закачиваемого газа меньше проектного значения или если устьевое давление U-образных НКТ выше предполагаемого. Уравнение 3 включает вес столба нагнетаемого газа и заданный перепад давления в момент открытия верхнего клапана.

Устьевое давление U-образных НКТ на поверхности для большинства установок меньше устьевого давления потока. Разница между этими двумя давлениями увеличивается при увеличении длины выкидных трубопроводов и повышении производительности. Давление в U-образной трубе на устье скважины примерно равно давлению в сепараторе или эксплуатационном коллекторе, потому что скорость передачи рабочего флюида во время работы с U-образной трубой очень низкая, и нагнетаемый газ не может поступать в выкидную линию до тех пор, пока не будет открыт верхний газлифтный клапан. Операции газлифта не начинаются до тех пор, пока закачиваемый газ не поступит в эксплуатационный трубопровод через верхний клапан. Устьевое давление следует использовать для определения глубины оставшихся газлифтных клапанов.

Нагрузочно-жидкостная траверса на основе г _ls может быть проведена от давления U-образной трубы устья скважины до пересечения кривой давления нагнетаемого газа на глубине ( P _koD ход) на графике давление/глубина. Верхний клапан может быть расположен на этом пересечении, что соответствует той же глубине, что и рассчитанная по уравнению . 2 . В сочетании с графическим методом можно предположить произвольный перепад давления на верхнем газлифтном клапане, и этот метод аналогичен 9.0066 Уравнение 3 . Если не предполагается увеличение давления газа с глубиной, этот метод становится аналогичным расчету D _{v 1} с уравнением. 1 . Для простоты Eq. 4 часто используется для расчета расстояния между верхними клапанами.

………………….(4)

Гидравлическое давление на глубине

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

Широко распространенные корреляции многофазного потока и механистические модели основаны на псевдостационарном течении без серьезного напора в чистом продуктивном трубопроводе с неограниченной площадью поперечного сечения. Точное давление не может быть получено из кривых градиента, основанных на этих корреляциях, если трубопровод частично закупорен парафином или накипью. Эмульсии также могут препятствовать применению этих корреляций и кривых градиента. Применимость конкретной корреляции или набора градиентных кривых для данной скважины может быть установлена ​​только путем сравнения измеренного гидравлического давления с давлением на глубине, определенным из корреляционных или градиентных кривых. Измеренные данные добычи должны быть точными и воспроизводимыми, прежде чем сбрасывать со счетов корреляции многофазного потока или кривые градиента.

Набор типичных кривых градиента приведен на Рис. 4 . Эти кривые градиента используются в примерных расчетах конструкции установки в Примере 1. Для этих расчетов конструкции установки используется GLR, а не газовый фактор (GOR).

Большинство кривых градиента отображают GLR, а не GOR. По этой причине первым шагом в применении градиентных кривых является преобразование ГФ в ГФ, если сообщается только ГФ и скважина добывает воду. GLR можно рассчитать для заданного газового фактора и обводненности с помощью Уравнение 5 .

………………….(5)

где

Р ГЛФ	=	отношение пластовый газ/жидкость, станд. фут./ст.ст.,
f или	=	масляная фракция (l – f w ), дробь,
и
Р перейти	=	газонефтяное отношение, станд. куб. фут/стб.

Пример 1

Дано:

• R _{перейти} = 500 станд.
• Обводненность f _w = 0,60 (60%)

Расчет пласта GLR: R _{glf /ST = (1 – 00B.6)}

Когда используются кривые градиента, глубина является относительной глубиной и может смещаться, в то время как давление никогда не смещается. Если трассируется поток с гидродинамическим давлением на глубине, давления на графике давления/глубины должны всегда перекрывать те же давления на кривых градиента. Для наклонных скважин, где трение мало, используйте истинные вертикальные глубины, а не измеренные глубины в графическом дизайне.

Температура текучей среды на глубине

Точное прогнозирование температуры текучей среды на глубине клапана важно при проектировании и анализе многих газлифтных установок с газлифтными клапанами, заправленными азотом. Предполагается, что температура клапана, извлекаемого с помощью троса, равна температуре протекающих флюидов на глубине клапана. Извлекаемый газлифтный клапан расположен в кармане оправки внутри НКТ и контактирует с добычей из скважины. Температура обычного клапана находится между температурой текучей среды и геотермальной температурой скважины, но обычно ближе к температуре текучей среды, поскольку сталь имеет более высокую теплопроводность, чем газ.

Киркпатрик ^[2] опубликовал одну из наиболее широко используемых корреляций градиента температуры потока в 1959 г. Семейство кривых градиента температуры потока Рис. 5 основано на данных по скважинам с высокой обводненностью. добывается с помощью газлифта через НКТ с наружным диаметром 2 7/8 дюйма в широком диапазоне дебитов. Хотя корреляция не включает в себя несколько важных параметров, таких как GLR и свойства флюида, расчетная температура поверхности и температура на глубине оказались достаточно точными для многих газлифтных операций. Сагар и др. ^[3] опубликовали еще одну корреляцию между потоком и температурой. Этот эмпирический метод расчета профилей температуры потока является гораздо более строгим и основан на скважинных данных из нескольких областей. Процедура расчета может быть легко запрограммирована для прогнозирования температуры потока на поверхности в вертикальных и наклонных скважинах. Однако наилучший подход, когда это возможно, заключается в измерении температуры на глубине в реальной газлифтной скважине.

Номенклатура

Д в 1	=	глубина верхнего клапана, фут
f или	=	Масляная фракция, дробь
ж ш	=	обводненность, дробь
Ф п	=	Коэффициент производственного давления, безразмерный
г гио	=	статическое давление закачиваемого газа на градиенте глубины, psi/ft
г ЖК	=	средний градиент давления для добычи жидкости в камере, psi/ft
г лс	=	статическая нагрузка (глушение) — градиент давления жидкости, psi/ft
П бвд	=	Давление в сильфоне, заполненном азотом, при температуре клапана, psig
П ко	=	начальное или среднее давление закачиваемого газа на месторождении (опционально), фунт/кв. дюйм изб.
P пфд	=	дебит-давление на D d на основе конструкции q lt и R glu , psig
P пфд	=	Рабочее давление на глубине клапана, psig
Р бел	=	Устьевое давление разгрузки U-образной НКТ, psig
Δ P SD	=	заданный запорный перепад давления на глубине клапана, фунт/кв. дюйм

Ссылки

1. ↑ API RP 11V6, Рекомендуемая практика проектирования газлифтных установок непрерывного потока с использованием клапанов, управляемых давлением нагнетания, второе издание. 1999. Вашингтон, округ Колумбия: API.
2. ↑ Киркпатрик, C.V. 1959. Достижения в технологии газлифта.