Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 [ 44 ] 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

где р2 - давление на выкиде, определяемое из условий сбора и подготовки продукций; ро - атмосферное давление; Пв - заданная обводненность продукции (по проекту разработки).

Если расчетный диаметр d не совпадает со стандартным диаметром НКТ, то принимают ближайший меньший стандартный. Тогда подъемник будет работать в области между оптимальным и максимальным режимами (см. рис. 6.3).

При больших дебитах может оказаться, что НКТ диаметром d невозможно спустить в данную эксплуатационную колонну. Тогда для обеспечения заданного отбора рекомендуется запроектировать эксплуатацию скважины на максимальном режиме, приняв наибольший диаметр НКТ du который можно опустить в данную эксплуатационную колонну. Если и в этом случае не обеспечивается заданный отбор, то следует переходить на центральную систему подъемника. В первом случае, задавшись di, по формуле (6.16) вычисляют Qmax. Если Qmax ~Q, то по формуле (6.21) определяют ?отах и уточняют

озак - отах-эф.

(8.40)

Если Qmax>Q, ТО фэктический режим работы скважины находится между максимальным и оптимальным режимами. Тогда для этого же диаметра du дополнительно находят Qont,

Vomax, Voonx ПО формуЛЭМ (6.17), (6.19), (6.20) и, ПОСТрОИВ ПО

двум точкам часть кривой лифтирования Q{Vo), графически оценивают потребный общий раеход газа Уо, а расход закачиваемого газа

(8.41)

Во втором случае (Qmax<Q) при переходе на центральную систему подъемника определяют по формуле (7.25) при оптимальном режиме эквивалентный затрубному пространству диаметр dq. Затем из эмпирической формулы

dr + 25,4

(8.42)

находят диаметр труб линии газоподачи dr (в мм), где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны. Чем меньше диаметр НКТ (линии газоподачи), тем больше пропускная способность затрубного пространства для смеси, однако тем больше потери давления газа на трение. Поэтому для каждого диаметра D существует следующий минимальный допустимый внутренний диаметр НКТ:

D, мм . .

mln, ММ

153 51

Если rfrXfrmin, ТО для дальнейшего расчета Room, io эак, Vo эак предварительно определяют используемый в формуле для Rootir эквивалентный расчетный диаметр

dJ = (D-4)/2.

(8.43)

Если (ir<drmin, то дальнейший расчет выполняют для центральной системы, но уже при максимальном режиме, приняв диаметр НКТ, равным dr тщ. Тогда по формуле (8.42) вычисляют dq и затем Qmax. Дальше аналогично первому случаю сопоставляют Q и Qmax: а) при Q~Qmax по формуле (8.43)

определяют dn, а затем Romax, эак, озак; б) при Qmax>Q

графически оценивают Уо и по формуле (8.41) рассчитывают Уозак, причем в формуле для Уотах вместо d принимают (<з)/(?д)°; в) при Qmax<Q зэключают, что из данной скважины практически можно обеспечить только отбор Qmax, вычисляют dn. Ro max, ?0 зак, Уо за к.

Отбор жидкости не ограничен

Поскольку отбор жидкости из пласта не ограничивается, то основное требование расчета заключается в достижении возможно большего дебита скважины Q или наименьшего давления Рз, которое достигается, как это следует из формулы (8.37), при спуске труб до забоя. Тогда трубы устанавливают на 20-30 м выше верхних отверстий фильтра, Понятно, что picpa- При данном условии ограничения отбора могут быть вызваны либо экономическими, либо техническими причинами: а) ограничен удельный расход закачиваемого газа, т. е., исходя из экономических соображений, задан допустимый удельный расход /?одоп; б) ограничена пропускная способность подъемника.

В первом случае неизвестны рз и d. Для их определения можно составить систему двух уравнений, принимая режим работы оптимальным:

Одоп + Оэф - Room Qua = Qonx

(8.44)

или в развернутом виде

Roaon -\~

Оо-ар(-Р1±-р„)](1-Пв) =

0,282Lpg[Lpg-(pi -Ра)] .

>(Pl-/2)Poln - Pa

Koipm - рзТ =

55d (Pi - Pa)- [Lpg - (pi -- Pa)]

(8.45)

где Рпл, QonT -дебит скважины соотвеТстаеТйТйо Tib у)аЪне"ниТй) притока и по формуле оптимальной подачи. Так как р\(рз, то выражая из первого уравнения d и подставляя во второе, на-ходят Рз, затем по уравнению притока - дебит скважины, а расход газа по уравнению

Vo3aK-/?oAonQ. (8.46)

Диаметр мало влияет на рз, поэтому обычно сначала задаются d=63 мм, из первого уравнения определяют рз, по уравнению притока вычисляют дебит, а по нему с использованием формулы (7.25) -диаметр d. Для глубоких скважин может оказаться, что располагаемое рабочее давление рр и соответственно Р1<рз, тогда L выражают по формуле (8.37) ка« при ограниченном отборе и подставляют в уравнения системы (8.45).

Если расчетный диаметр НКТ d окажется больше максимально возможного диаметра для данной эксплуатационной колонны или удельный расход закачиваемого газа не ограничен, то расчет ведут для центральной системы подъемника. В первом случае принимают ddq и из формулы (8.42) находят dr. Если dr>-dmin, то подъемник будет работать при центральной системе на оптимальном режиме. Если rfr<rmin, то подъемник не может пропустить дебита, определенного при оптимальном режиме из условия заданного ?одоп. Во втором случае, а также при dr<dr ты задаются значением диаметра труб rmin, по формуле (8.42) определяют эквивалентный диаметр dq. Забойное давление рз устанавливают по условию совместной согласованной работы пласта и газлифтного подъемника при максимальном режиме:

Сил = Qmax (8.47)

Ко {РпА -Рз)" = ~

(8.48)

Длину труб L выражают по формуле (8.37) и подставляют в уравнение (8.48). Это необходимо для согласования располагаемого давления рр с давлением pi. При возможности принимают Р1 = рз. Дальше определяют дебит по уравнению притока,

da по формуле (8.43), /?о max, зак И зак ПО СООТВСТСТВуЮ-

щим формулам. Если отбор жидкости по затрубному пространству недопустим (например, происходит отложение парафина в стволе), то ограничиваются только кольцевой системой подъемника.

Пример. Рассчитать газлифтный подъемник при заданных величинах: q=120 м/сут; Рр = 6,5 МПа; Рз=7 МПа; Р2=0,8 МПа; Я=2000 м; p,i = = 6 МПа; Go=80 м/м; ар=10-5 Па-; п,=0,6; р=840 кт/мК

Решение. Вычисляем: pi 6,5-0,3 = 6,2 МПа;

L = 2000- (-6,2). 10» ,„3

840-9,81

d= 0,263 д/-1«:«1°:МЬ \/

V (6,2-0,8)10» V

120-1903.840.9.81

86400 [1903-840-9,81 - (6,2-0,8) Ю» = 0,0576 м (принимаем d = 0,0503 м);

.= 0,344;

1903-840-9,81

0,282-1903-840-9,81 (1 -0,344) ,

Раопт = ------- = 183,6 м/м;

0,0503°-0,344- 10 1п- 0,8

/?„зак = 183.6- [80 - 10-» 6,2 + 0,8 Q J j

= 137,6 мз/мз;

Vo3aK= 137,6-120= 16512 м/сут.

§ 8.8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗЛИФТНОГО ПОДЪЕМНИКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВДОЛЬ ЛИФТА

Данный расчет в отличие от предыдущего позволяет учесть особенности потока и изменение свойств газожидкостной смеси вдоль ствола скважины, а также минимизировать расход подаваемой в скважину энергии.

Для выполнения расчета должны быть известны следующие Данные: условия притока флюидов (дебит скважины Q, обводненность Пв, газовый фактор Go, забойное рэ и пластовое рпл Давления, коэффициент продуктивности или уравнение притока); давление на выкиде рг; свойства флюидов; средняя температура в скважине; глубина Я скважины и диаметр эксплуатационной колонны.

В результате расчета требуется определить глубину L ввода газа (длину подъемных труб); диаметр d подъемных труб; расход закачиваемого газа Vo зак; рабочее давление рр закачки газа. Расчет сводится к перебору различных вариантов сочетания значений подлежащих определению величин, часть из которых задается, а также к графическим построениям кривых распределения давления.

Построение кривых распределения давления

Исходя из реальных возможностей или технологических соображений задаются диаметром d подъемных труб (НКТ) и удельным расходом Ro зак закачиваемого газа. В зависимости

от дебита скважины рекомендуют следующие внутренние диаметры подъемных труб:

Q, мз/сут ......20-50

d, мм ........ 40,3

50-70 70-250 50,3 62

250-350 76

Более 350 88,6

Задаются также способом ввода газа в НКТ (через башмак или через рабочий газлифтный клапан). При вводе газа через башмак длина НКТ равняется глубине ввода газа. Если возникает необходимость спуска НКТ до забоя, то газ вводят через газлифтный клапан. Определяют глубину ввода газа L и рабочее давление рр. Для этого строят кривую распределения давления p{z) в обсадной колонне или в НКТ (если трубы спущены до забоя) по любой методике расчета (см. § 6.5), начиная от давления Рз шагами по принципу «снизу вверх», а также кривую распределения давления в НКТ с учетом закачиваемого газа, начиная от давления рг шагами по принципу «сверху вниз». Затем обе кривые p(z) совмещаются на одном графике. Точка их пересечения (рис. 8.4) дает глубину ввода газа L и давление у башмака (в точке ввода газа) Pi. Рабочее давление рр рассчитывают либо по формуле Адамова, либо по барометрической формуле (без учета потерь давления на трение газа).

Дальше задаются другими значениями Ro зак и аналогично определяют соответствующие им L, pi и рр (см. рис. 8.4). Такие же расчеты и построения могут выполняться для других заданных диаметров НКТ. Тогда выбирают наиболее подходящие или оптимальные условия (режимы) работы. Оптимальным режимом можно считать режим, характеризующийся минимумом удельной, подаваемой в скважину энергии, приходящейся на единицу расхода жидкости (более точно процесс расширения газа следует считать политропическим):

Езак - RoaaxPo 1П

Pi Pi

(8.49)

или, считая газ реальным,

Езак -

где 2ср - коэффициент сверхсжимаемости газа, определенный при средней температуре в скважине Тер и среднем давлении

Pcp=(Pl + p2)/2.

Использование номограмм распределения давления

При многократном повторении (для многих скважин) расчеты можно сократить использованием номограмм распределения давления (рис. 8,5), рассчитанных с учетом свойств жидкостей

В в !0 П П fSp.ma. -г

Рис. 8.4. Кривые распределения давления вдоль ствола газлифтной скважины

т т. зва

1200 fSDO !800 2100

300/0т iBosesnyo so so

Рис. 8.5. Пример номограммы распределения давления вдоль ствола скважины при различных удельных расходах газа Рй.

Виутреииий диаметр труб 73 мм, дебнт иефти 1272 м/сут при отсутствии воды, плотность иефти 850 кг/м, относительная плотность газа 0,65

и газа данного месторождения, средней температуры потока, разных дебитов, обводненности, различных диаметров труб. Крайняя правая кривая номограммы {Ro = 0) соответствует профилю давления потока негазированной жидкости, а крайняя левая- профилю давления с минимальным градиентом. При увеличении выше указанного значения для данной глубины градиент давления возрастает и профиль давления смещается вправо. Поэтому расчет кривой распределения давления следует ограничивать профилем с минимальным градиентом. Порядок расчета с использованием номограмм следующий: а) задаются рядом значений диаметров НКТ; б) на кальке в масштабе номограммы наносятся оси давления и глубины, отмечаются глубина скважины Я, давления рпл, Рз и рг; в) калька накладывается на номограмму (для данного дебита, обводненности и диаметра труб - НКТ или обсадной колонны) так, чтобы оси глубин совпали, и перемещается по оси -глубин таким образом, чтобы точка (Рз; Я) совместилась с кривой Ro = Gзф, где Оэф - пластовый газовый фактор с учетом обводнения продукции; эта кривая переносится на кальку (если такой кривой на номограмме нет, то она интерполируется); получается первая кривая p(z) (см. выше); г) снова калька аналогично накладывается на номограмму (для данного дебита, обвОдненности и диаметра НКТ) и перемещается вдоль оси глубин так, чтобы точка (рг; 0) последовательно совмещалась с кривыми Ro> Озф; эти кривые переносятся на кальку; получается ряд вторых кривых p(z)\ д) точки пересечения кривых p(z) дают совокупность значений j, Рр, Roзal< = Rv-Gэф, которые определяют возможные режимы