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

для 73-мм насосно-компрессорных труб

Рк р..а.-Ру.р.ш1п = 1.494- 104., + 130,7L,p + 1582<7„.,L,p4-6,303- 10Ь;

(2.4-36)

(1,457-10-=L,p+9,940.10-<py.p.i„ + 23,6)+71,39; (2.4-37)

10-L, 9н.ц

Рк.р.™х-Рм.р.™п-=1.647.10<7н.ц + 210,71,р + 5,1.10-у.р.„,п-3,014-10ь.

(2.4-38)

В этих уравнениях: рк. р. max и Рк. р. min - соответственно максимальное и минимальное давления в обсадной колонне; Ру. р. min - наименьшее давление на устье во время нормальной добычи; н. max - максимальный суточный дебит, который должен быть достигнут плунжерным лифтом данной скважины; Ro - суммарный удельный расход газа для добычи. Максимально возможная добыча определяется из средних величин, относящихся к подъему и спуску плунжера. Авторы определили, что средняя скорость подъема плунжера составляет 5 м/с. Скорость падения плунжера в чистом газе приблизительно равна двум этим значениям. Скорости имеют меньшие значения во время излива жидкости из скважины и во время падения плунжера в столбе жидкости. Минимальная частота циклов определяется только временем подъема и падения плунжера, т. е. допускается, что плунжер отскакивает от пружины забойного амортизатора сразу же без какой-либо остановки. Для 60-мм насосно-компрессорных труб:

/, = 0,295L,p + 30239„„

для 73-мм труб

/„ = 0,295L,p + 22679„.,.

Максимально возможный дебит нефти при плунжерном лифте можно определить, подставляя эти выражения в уравнение

а --па 6400 Для 60-мм насосно-компрессорных труб

86400н.ц /о 4.QQ4

н.тах- 0,2951,р + 30239„.ц (.i ОУ)

для 73-мм труб

h.mnx 0,295LTp-f 22679„.ц

86400?н.ц .9 4-40)

Используя основные уравнения, авторы подготовили номограмму и предложили методику расчета. Ниже дается описание способа расчета, основного на этой методике. Этот способ несколько отличается от метода Виссона - Кнокса - Стодарда.

Среднее забойное давление в сравнительно приемлемом приближении

Л.д =

-"к .р.max

9 iPa.p.mas Рк.р.min)

(l+CL,p),

где С - коэффициент коррекции веса газа высотой 1 м. Примем, что суточный приток из пласта описывается зависимостью

<7„=86 400(рз.„-рз.д).

Подставим сюда Ак. р. max из уравнения (2.4-33) для 60-мм насосно-компрессорных труб, а (Рк. р. max-Рк. р. min) ИЗ урзвнения (2.4-35) и перегруппировав члены, получим зависимость (2.4-41). Таким же способом, используя уравнения (2.4-36) и (2.4-38), получим для 73-мм подъемных труб уравнение (2.4-42)

(/„=86400 [/p3.,,-J(l+CL,p)(0,99py.p.„i„-l-148,7L,p-f4,307.10)-

-Jil (2577L,p+3,198. \0<)q„J.

(2.4-41)

<7„-86 400[yp3.e.-(l+CL,J(0,975p,.p.i„+25,35L,p-f7,81.10)-

-y (1 +CL,p) (1582L,p-f 6,710.10)q,J.

(2.4-42)

Пример 2.4-12 служит для объяснения применения этих зависимостей. Допустим: drp = 73 мм; в = 0,062 м; Ру.р. min = 2 МПа; Z,tp=1440 м; /1 = 7,26-10-12 мСс-Па); рз.ст=5,39 МПа и С=8,64-10- 1/м. Рассчитаем рабочие условия, ожидаемые при Рз.д=2,55 МПа. Подъемные трубы опущены до забоя.

На рис. 2.4-52 линия 9н.1=/(н.ц) определена с использованием уравнения (2.4-42). Построим график максимально возможного дебита в зависимости от добычи

м/сут

ВО 50 W 30 20 10 О 0,05

Pi, lnw

0,15

Рис. 2.4-52. К расчету плунжерного лифта

за цикл, используя уравнение i(2.4-40) и удельного расхода нагнетаемого газа, используя уравнение (2.4-37). В левой части диаграммы построена линия д«л = 1 (Ръл), характеризующая приток. Видно, что при динамическом забойном давлении, равном 2,55 МПа, дебит составит 1,8 м/сут. Добыча за цикл, соответствующая точке пересечения этой линии в £i, равна 0,55 м; удельный расход нагнетаемого газа, соответствующий точке пересечения В, равен 200 м/м; Qh. max=28,6 м/сут, соответствующая

точке пересечения Г, показывает, что расчетная добыча технически достижима. Допустим, что /2 = 7,26-10 м/(с-Па), а другие параметры останутся прежними. Приток в скважину характеризуется линией qn.i = f {р.г). Дебит при том н<е забойном давлении 2,55 МПа равен 17,8 м; q. max и Ro остаются постоянными при 28,5 м/сут и 200 м/м соответственно. Из рис. 2.4-52 видно, что забойное давление может только уменьшаться с увеличением удельного расхода нагнетаемого газа. Например, чтобы установить забойное давление в 1,47 МПа, требуется увеличить объем закачиваемого газа в малопродуктивные скважины от 200 до 535 м/м. Это вызовет незначительный подъем добычи от 1,8 до 2,0 м/сут.

В высокопродуктивной скважине при забойном давлении, равном 1,47 МПа, приток жидкости в скважину составит 24,5 м"/ сут, что превышает максимально возможный отбор, при использовании плунжерного лифта, равный н.шах = 16,5 м/сут.

Описанный способ позволяет ответить на вопрос, можно ли реализовать заданное забойное давление, эксплуатируя скважину плунжерным лифтом и, если можно, то какой удельный расход нагнетаемого газа при этом необходим?