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

По Муравьеву и Крылову (1949 г.), основной задачей при проектировании периодической газлифтной установки является экономное расходование энергии давления. Скважина эксплуатируется при оптимальном режиме, если удельный расход сжатого газа будет минимальным. Это происходит тогда, когда проскальзывание газа через столб жидкости и потери на трение будут наименьшими по отношению к об-

Та б лица 2.4-8

шим энергетическим затратам. Общие потери не зависят от высоты поднимаемого столба жидкости. Действительно, большая высота столба жидкости Лсум вызывает большие потери па трение, но потери от испарения нефти и прилипания ее к стенкам подъемных труб будут уменьшаться в тех же количествах. Однако на общие потери энергии значительно влияет скорость движения столба жидкости. Имеется оптимальная скорость нагнетания газа q. опт, при которой общие потери энергии минимальны. По Крылову, к этому необходимо стремиться при газлифтной эксплуатации.

б) Расчет периодического газлифта

Сложный, нестационарный характер потока при периодическом газлифте препятствует точному предварительному расчету его рабочих параметров. Однако имеются несколько способов, позволяющих получить приближенные параметры. Рассмотрим, во-первых, зависимости Уинклера и Смита (Уинклер, 1962) с некоторыми изменениями. Если режимы эксплуатации не являются чрезмерно отрицательными (например, производительность скважины слегка снижена пли наблюдается значительное эмульгирование нефти), то высота столба жидкости, теряемая вследствие прилипания нефти к стенкам труб и ее испарения, будет

1,6.10-Яумтр <К< 2,3.10-y,L,p. (2.4-15)

Примем, что ftcyM=100 м, 1тр=1500 м, тогда

/11,6.10-". 100.1500 = 24 м, /г„=2,3.10-». 100.1500 = 35 м.

Из накопленного в подъемных трубах объема жидкости высотой 100 м может быть поднята на поверхность жидкость высотой /гдоб = = (/сум-Лп)=76 (или 65) м. Приемлемой скоростью подъема жидкости является 5 м/с; тогда приблизительная продолжительность «лифтиро-

вания» будет i = 0,2. В скважине глубиной 1500 м, например, /1=0,2-1500=300 с. Удельный расход нагнетаемого газа для стандартной установки находится в пределах

0,12L < R„3 < 0,24L (м=/м=).

Удельный расход нагнетаемого газа может быть больше этого значения, если при данной длине Lrp давление в обсадной колонне рк относительно низкое, а диаметр подъемных труб относительно большой. В камерной установке (с камерой замещения)

0,12L<r3<0,18L (mVm).

Например, в скважине глубиной 1500 м удельный расход нагнетаемого газа ожидается в пределах 180-360 ы/и, если установка стандартная, и в пределах 180-270 м/м в камерной установке.

На поверхности давление закрытия рабочего клапана, клапана, контролирующего периодический лифт в скважине, равно для скважин глубиной 900-2400 м

p„,-2,3-10=Li (Па),

а необходимое давление на устье скважины должно превышать это давление на 0,7-1,0 МПа. Например, на устье скважины давление закрытия рабочего клапана в скважине глубиной 1500 м будет

р ,=2,3-103.1500=3,45.108 = 3,45 МПа,

а давление в газопроводе у устья скважины должно быть не меньше 3,45-1-0,7=4,15 МПа.

При открытии рабочего клапана отношение давлений в обсадной колонне и подъемных трубах

1,3 < <2,0.

Ртр.!

При определении эксплуатационных параметров по Муравьеву и Крылову (1949 г.) оптимальный расход нагнетаемого газа составит (в mVc)

,.o„,=0,474dVZ?. (2.4-16)

В этом случае потери высоты столба жидкости от испарения нефти н прилипания ее к стенкам подъемных труб (в м)

/i„,„,--= fT (2.4-17)

у dpx

а потери давления, вызванные трением (в МПа),

"тр.опт -/-

(2.4-18)

При расчете периодического газлифта выбирается конструкция скважины, при которой нефть будет извлекаться на поверхность при заданном дебите и минимальных затратах. В случае однопластовой залежи

конструкция установки может быть стандартной или с камерой замещения (см. рис. 2.4-12 и 2.4-40). Рассмотрим стандартную установку периодического газлифта. Формулировки, которые будут получены, можно применять с незначительными изменениями также и к установкам с камерой замещения. Чтобы найти приемлемый диаметр подъемной колонны, из нескольких диаметров выбирается тот, при котором обеспечиваются наименьшая себестоимость добычи нефти или наименьший удельный расход сжатого газа при данном давлении в напорном газопроводе. Затем с учетом этого давления и выбранного диаметра подъемных труб определяют тип клапана, необходимого для снижения уровня в скважине в основном теми же способами, как и при освоении фонтанных скважин. Условия расчета клапанов следующие. 1. Клапаны должны моментально открываться и закрываться, поэтому для управления ими обычно применяют пилотные клапаны (см. параграф 2.4.3, п.а.1). 2. Пропускная способность клапана для газа должна быть сравнительно большой. Для того чтобы предотвратить значительные потери жидкости при подъеме Брауном (1967 г.) рекомендуются следующие диаметры отверстий: 10-14 мм - для 48-мм подъемных труб; 13-17 мм-для 60-мм труб, 14-20 мм - для 73-мм труб. На рис. 2.4-15 по Брауну приведена доля добычи от начального объема жидкости в зависимости от площади поперечного сечения штуцера при заданных условиях. 3. Наименьшее давление в подъемных трубах, которое возможно в течение снижения уровня жидкости в скважине, определяется при допущении, что скважина эксплуатируется при заданном дебите непрерывным газлифтный способом. 4. Необходимо сделать выбор, будут ли открываться верхние клапаны после того как жидкость пройдет через них (многоточечное нагнетание газа) или нет (одноточечное нагнетание газа). В последнем случае давление в колпаке рабочего клапана должно быть соответственно снижено. Выбор многоточечного нагнетания газа в сравнении с одноточечным рассмотрен позже.

Если клапаны не сбалансированы (см. ниже), то давления в колпаках разгружающих клапанов обычно определяются с учетом следующих условий (Браун, 1967): давления закрытия клапанов на поверхности уменьшаются на 0,07 МПа в каждом клапане от верхнего до нижнего; все давления закрытия клапанов на поверхности имеют одинаковые значения; давления закрытия клапанов на поверхности увеличиваются от верхнего до нижнего; давления открытия равны для всех клапанов, когда они проверяются в тестере при обратном давлении, равном 0,1 МПа; давления открытия всех клапанов на поверхности одинаковы; они уменьшаются от верхнего клапана до нижнего на 0,07- 0,17 МПа. Если давление закрытия клапанов на поверхности уменьшается от верхнего до нижнего на 0,07 МПа на клапан и нагнетание осуществляется по одноточечной схеме, то расчет проводится следующим образом. 1. В билинейной ортогональной системе координат р в зависимости от L (рис. 2.4-16), начиная от точки (Ltp = 0; Ру.р), проведем кривую градиента давления, которая будет относиться к данным подъемным трубам, если скважина, где они установлены, эксплуатируется при заданном дебите, при оптимальном газовом факторе, опре-