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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

вого и нагнетаемого газа). Эта кривая характерна для семейства кривых, относящихся к данному дебиту и диаметру подъемных труб т- Из них взята кривая, по которой давление уменьшается от рк. б до ру.р по длине L\. При вычитании /?г из /?о получаем требуемый удельный расход нагнетаемого газа. Допустим, что подъемная колонна спущена до забоя скважины, а нагнетаемый газ входит в подъемные трубы через газлифтный клапан. Кривая IV показывает изменение давления в потоке ниже точки впуска газа в подъемные трубы. Прохождение газа через газлифтный клапан вызывает падение давления Ар. Следовательно, кривая должна проходить параллельно кривой на расстоянии Лр от нее. В точке В пересечения кривых IV и получаем глубину La, на которой следует устанавливать впускной клапан. Изменение давления потока пластовой жидкости с нагнетаемым газом (кривая V) выбирается так же, как и кривая, начинающаяся в точке Б в предыдущем случае. Таким образом, динамическое давление на глубине L2 в подъемных трубах будет меньше, чем в предыдущем случае, когда жидкость поднималась по обсадной колонне до глубины Li. Это означает, что для подъема жидкости до глубины L. расходуется меньше энергии давления. Следовательно, при движении жидкости до поверхности потребляется меньше энергии давления. Далее мы будем анализировать влияние давления на устье скважины и давления нагнетаемого газа на экономические показатели непрерывного газлифта (Мак-Афи, 1961).

Цель, которую необходимо достигнуть, состоит в достижении минимально возможного давления на устье скважины ру. р. Слишком высокое давление на устье скважины может быть вызвано проложением выкидной линии от скважины значительной длины или высоко над уровнем земли, или уменьшением ее диаметра вследствие всевозможных отложений, или наличием устройств, вызывающих большое сопротивление (резкое изменение направления потока, с.иишком высокое давление в сепараторе и др.). Влияние устьевого давления скважины на удельный расход нагнетаемого газа показано на рис. 2.4-3. Допустим, что давление на устье скважины с параметрами, приведенными на этом рисунке, будет последовательно равно 0,44, 0,79, 1,13 и 1,47 МПа. Начиная от точки В выберем (по способу, описанному выше для рис. 2.4-2) кривые градиента давления, относящиеся к указанным давлениям на устье скважины при дебите нефти „ и диаметре подъемных труб d. Каждая кривая отмечается соответствующим удельным расходом нагнетаемого газа. На рисунке внизу по сравнительной шкале показано количество энергии, необходимой для компримирования нагнетаемого газа (абсолютные значения энергии не даны). При расчете потребляемой энергии компрессорами в каждом случае принималось давление газа на приеме, равное 0,27 МПа. Из рисунка видно, что расход энергии на компримирование газа почти в три раза выше при давлении на устье скважины 1,47 МПа, чем при давлении 0,44 МПа. Следовательно, эксплуатация скважины более экономична при меньшем давлении на устье скважины.

Эффективное давление нагнетаемого газа на поверхности (давление, которое будет гарантировать непрерывный газлифт) должно рав-

11* 163

няться динамическому забойному давлению. Если это давление меньше, то закачка газа в подъемные трубы должна осуществляться в точке, находящейся выше забоя скважины, о чем уже говорилось. Энергия компрессора, необходимая для сжатия нагнетаемого газа, тем больше, чем выше расположен клапан на подъемной колонне при наимень-

р,МПа

/ООО

1500

2000

2500 -

Рис. 2.4-3. Влияние давления на устье скважины на удельный расход нагнетаемого газа (Мак-Афи, 1961)

Рис. 2.4-4. Влияние газлифтного давления на энергетические затраты для закачки нагнетаемого газа по Мак-Афи (1961 г.)

шем давлении нагнетания. На рис. 2.4-4 приведены данные по скважине с кривыми градиента давления для трех значений давления нагнетаемого газа. Удельный расход нагнетаемого газа - параметр кривых градиента давления, построенных между точкой (Ру. р, L = 0), соответствующей устью скважины, и точками Ль и Лз, соответствующими точкам закачки газа. В данном примере удельный расход сжатого газа увеличивается от 43 до 142 мм, если его давление уменьшается с 11,9 до 4,3 МПа. Если давление сжатого газа значительно выше динамического забойного давления (сравни также с параграфом а. 2), то часть энергии давления газа будет выделяться, не производя полезной работы.

а. 1) Выбор оптимального диаметра подъемных труб.

Оптимизироваться должны два параметра подъемных труб - это их длина и внутренний диаметр. Вы мы нашли, что длина колонны подъемных труб оптимальная, если башмак труб достигает забоя

10,0 ISO /7, МПа,

1000

1500

2000

скважины. Оптимальный диаметр зависит от того, какой критерий оптимизации газлифтной эксплуатации нами рассматривается:

1) Определение диаметра подъемных труб для постоянного дебита нефти и минимального удельного расхода нагнетаемого газа при неизменяющихся во времени параметрах.

Используя кривые градиента давления, задачу можно решить независимо от динамического забойного давления - будет оно больше или меньше давления нагнетаемого газа (Мак-Афи, 1961 г,). На рис, 2.4-5 точка закачки газа также определяется однозначно точкой пересечения данного забойного давления и давления нагнетаемого газа или, сохраняя обозначения рис. 2.4-2, кривыми / и . Между этой точкой и точками (ру.-р, L = 0) построены кривые градиента давления, относящиеся к различным параметрам подъемных труб. В рассматриваемом случае 73-мм насосно-компрессорные трубы оптимальные. Этот способ применим также, если давление нагнетаемого газа на забое скважины равно или больше предполагаемого динамического забойного давления и если давление нагнетаемого газа должно снижаться до желаемого значения. Если имеющееся давление нагнетаемого газа Рз равно или больше забойного давления, то

диаметр подъемных труб, обеспечивающий заданный дебит при минимальном давлении нагнетаемого газа, можно рассчитать весьма просто, используя зависимости Крылова. Средний градиент давления жидкости в подъемных трубах можно вычислить по уравнению (1.4-20), если известны давление у башмака подъемных труб ртр. б и минимально допустимое давление на устье скважины. Когда известен дебит нефти q-B . оптимальный диаметр подъемных труб можно рассчитать по уравнению (2.3-1).

Пример 2.4-1. Найти оптимальный диаметр подъемных труб, если /.<:кв = 1153м, рз.ст = 7,95 МПа; /)з.д = 2,40 МПа; ру,р„,„=0,12 МПа; /=2,23-10-" (М/с) Па; п=1; р = 900 кг/мЗ; Лг=15 мз/м.

Дебит нефти, соответствующий заданному динамическому забойному давлению, определяется по уравнению (2.1-3).

9н = 2,23- 10-1» (7,95- 106 -2,40-20«) 124. IQ-a мЗ/с. Средний градиент давления определяется по уравнению (1.4-20)

Рис, 2,4-5, Влияние диаметра подъемных труб на энергетические затраты для закачки нагнетаемого газа (Мак-Афи, 1961)

2,40- 10« -0,12- Ipe 1153-900-9,81

= 0,224.