Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Відбір рідини

необмежений

Оскільки відбір рідини з пласта тут не обмежується, то основна

вимога розрахунку полягає в досягненні якомога більшого дебіту

свердловини Q або найменшого вибійного тиску

А це досягається,

як видно з формули (8.37), у разі опускання піднімальних труб до

вибою. Тоді труби встановлюємо на 20...30

вище верхніх отворів

фільтра. Зрозуміло, що тиск біля башмака труб/?і =р

Обмеження відбору все-таки можуть бути зумовлені або

економічними, або технічними причинами, зокрема:

а) обмежена питома витрата запомповуваного газу /?озап> тобто з

економічних міркувань задаємо допустиму питому витрату запомпо-

вуваного газу

доп

(RQ

доп

);

б) обмежена пропускна здатність піднімача (технічна причина).

першому

випадку заданої питомої витрати газу

і?одоп

невідомими

є вибійний тиск р

і діаметр піднімальних труб d. Для їх визначення

складаємо систему двох рівнянь, вважаючи режим роботи

оптимальним стосовно кільцевої

системи

піднімача:

-^0 доп + ^еф

^о опт і

Qxin —

Уопт J

або в розгорненому вигляді

(8.44)

0 доп +

СЬ-арН^-А.

^ _

п )=

0,282Ipg[Lpg

- (рі_-

Р2

)}

d ' {р\-Рі)РоНР\ІР2)

, і „ yj 5$d ІР\-Р2)' [Lpg-{p\-Pl)

«ОІРпл-Рві = ; тут

(Lpg)

(8.45)

Де

Qm,

бопт

~ дебіт свердловини відповідно за рівнянням припливу

за

формулою оптимального подавання.

421

Із системи рівнянь (8.45) методом ітерацій з допомогою ПЕОМ

знаходимо вибійний тиск р

і діаметр піднімальних труб d, причому

р\

=р

, а відтак дебіт свердловини Q за рівнянням припливу і витрату

запомповуваного газу Уо

зап

/?одоп

Q-

Оскільки

р\=р

то в разі "ручного" розрахунку, виражаючи з

першого рівняння діаметр d і підставляючи його в друге, дістаємо

вибійний тиск р

, потім за рівнянням припливу - дебіт свердловини, а

витрату газу -

за

рівнянням

^0зап=Д0доп& (8.46)

Діаметр d неістотно впливає на результат визначення вибійного

тиску р

, тому з метою спрощення розрахунків можна спочатку задати

Й?=63

мм, з першого рівняння визначити вибійний тискр

(причому

Р\

Рв)і за рівнянням припливу обчислити дебіт Q, а тоді за рівнянням

(7.25) - діаметр d на оптимальному режимі.

Стосовно до глибоких свердловин може статися, що робочий тиск

і, відповідно, тиск біля башмака піднімальних труб є меншим

вибійного тиску, тобто

р\<р

Тоді глибину L виражаємо за

формулою (8.37) так само, як стосовно обмеженого відбору, і

підставляємо в рівняння системи (8.45).

Якщо розрахунковий діаметр НКТ d перевищує максимально мож-

ливий діаметр НКТ d' для заданої експлуатаційної колони конкретної

свердловини або питома витрата запомповуваного газу не обме-

жується {другий

випадок),

то розрахунок виконуємо для центральної

системи піднімача наступним чином.

У разі, якщо розрахунковий діаметр d перевищує максимально

можливий діаметр d', тобто d> d', то беремо d=dq і з формули

(8.42) знаходимо d

. Відтак маємо два можливі варіанти.

422

Якщо

in,

то

піднімач працюватиме

за

центральної системи

на оптимальному режимі.

Якщо

rrrm

то

піднімач

не

може пропустити дебіту,

визначеного

для

оптимального режиму

за

центральної системи

умови заданого

ДОП

Тоді, якщо

rmm

також

другому випадку, коли обмежена

пропускна здатність піднімача, задаємо значину діаметра труб

rmn

за формулою (8.42) визначаємо еквівалентний діаметр

dq.

Вибійний

тиск

встановлюємо

умови спільної узгодженої роботи пласта

газліфтного піднімача на максимальному режимі:

йт = Ємакс (8.47)

або

-P,r=

55d

)

-f

(8.48)

(ipg)'

Довжину труб

виражаємо

за

формулою (8.37)

підставляємо

рівняння (8.48).

Це

необхідно

для

узгодження наявного (заданого)

робочого тиску

розрахованим тиском

р\.

Якщо можливо,

то

беремо

р\

—р

Далі визначаємо дебіт Q за рівнянням припливу,

d^ -

за формулою

(8.43),

До макс >

^0 зал

зал"

за

ВІДПОВІДНИМИ формулами.

Якщо відбирання рідини

по

затрубному простору неприпустиме

(наприклад,

має

місце відкладання парафіну

стовбурі),

то

обмежуємося лише кільцевою системою піднімача.

423

§ 8.8 Технологічний розрахунок газліфтного піднімача з

використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта

Даний розрахунок на відміну від попереднього дає змогу врахувати

особливості потоку і зміну властивостей газорідинної суміші вздовж

стовбура свердловини, а також мінімізувати витрату енергії, що

подається у свердловину.

Для виконання розрахунку мають бути відомими такі дані: умови

припливу флюїдів (дебіт свердловини Q, обводненість продукції «

газовий фактор Go, тиски вибійний р

і пластовий р

^ коефіцієнт

продуктивності або рівняння припливу); тиск на гирлі (викиді)

свердловини рї, властивості флюїдів; геотерма; глибина Н

свердловини; діаметр експлуатаційної колони.

У результаті розрахунку треба визначити глибину L введення газу

(довжину піднімальних труб); діаметр d піднімальних труб; витрату

запомповуваного газу Vo^, робочий тиск р

помпування газу.

Розрахунок зводиться до перебирання різних варіантів поєднання

значин визначуваних параметрів, частина з яких задається, а також до

графічних побудов кривих розподілу тиску.

Побудова

кривих

розподілу тиску

Виходячи з реальних можливостей або технологічних міркувань,

задаємо діаметр d піднімальних труб (НКТ) і питому витрату

запомповуваного газу.

Залежно від дебіту свердловини рекомендуються такі внутрішні

діаметри піднімальних труб:

£>,м

/доб 20...50 50...70 70...250 250...350

понад

350

«/,мм 40,3 50,3 62 76 88,6

424

Задаємося також способом введення газу в НКТ (через башмак НКТ

або через робочий газліфтний

клапан).

У разі введення газу через башмак

довжина НКТ дорівнює глибині введення газу. Якщо постає потреба

опустити

НКТ до

вибою,

то газ

уводять

через

газліфтний клапан.

Глибину введення газу L і робочий тиск помпування газу р

визна-

чаємо так. Будуємо криву розподілу тиску

p(z)

в обсадній колоні або в

НКТ (якщо труби опущено до вибою) згідно з будь-якою методикою роз-

рахунку (див.

6.5), починаючи від вибійного

тиску

кроками за прин-

ципом "знизу вверх",

а також

криву розподілу

тиску в НКТ з

урахуванням

заданої величини витрати запомповуваного газу, починаючи від гирло-

вого тиску рі кроками за принципом "зверху вниз". Після цього обидві

криві p(z) суміщаємо на одному графіку. Точка "їх перетину (рис. 8.4)

визначає глибину введення газу L і тиск біля башмака НКТ (у точці

введення

газу)/?].

Рисунок 8.4

—

Криві розподілу тиску вздовж стовбура газліфтної свердловини

425

Робочий тиск

рр

розраховуємо

або за

формулою Адамова

для

потоку газу,

або

за

барометричною формулою

(без

урахування втрат

тиску

на

тертя газу).

Далі задаємося іншими значинами питомої витрати запомпову-

ваного газу і?озап

аналогічно визначаємо відповідні

їм

величини

р\

(див. рис.

8.4).

Такі

розрахунки

побудови можна виконувати

для

інших заданих

діаметрів НКТ.

Тоді вибираємо умови (режими) роботи,

які або

найбільше відпові-

дають конкретній обстановці або

оптимальними.

Оптимальним можна вважати режим,

що

характеризується

мінімумом питомої енергії,

яка

подасться

свердловину

припадає

на

одиницю витрати рідини

(для

більш точного розрахунку розширення

газу слід вважати політропічним):

^зап^Озап^ОІП^

(8.49)

Рі

або,

вважаючи газ реальним,

*.-М,Г.

,д.

(850)

Рг

де

коефіцієнт стисливості (надстисливості) газу, визначений

за

середньої температури

свердловині

середнього тиску

Рс =

(Рі+Р2)/2-

Використання

номограм

розподілу тиску

У випадку багаторазового повторення (для багатьох свердловин)

розрахунків 'їх можна скоротити, використовуючи номограми

розподілу тиску (рис. 8.5), побудовані з урахуванням властивостей

рідин і газу даного родовища, середньої температури потоку, різних

дебітів, обводненості, різних діаметрів труб.

426

Крайня права крива номограми

{RQ=

0) відповідає профілю тиску

потоку негазованої рідини, а крайня ліва

(RQ

—> °°)

- профілю тиску з

мінімальним градієнтом тиску.

Із

збільшенням питомої витрати газу

понад наведені значини на номограмі для конкретної глибини градієнт

тиску зменшується і профіль тиску змішується вліво. Тому розрахунок

кривої розподілу тиску слід обмежувати профілем з мінімальним гра-

дієнтом.

0 4 8 12 16

M1Ja

500 200 125 100 90 80 70 60

300 150

Рисунок

8.5

- Приклад номограми розподілу тиску вздовж стовбура свердло-

вини за різних питомих витрат газу До (внутрішній діаметр

труб - 73 мм, дебіт нафти - 1272 м /добу за відсутності води;

густина нафти - 850 кг/м ; відносна густина газу - 0,65)

З використанням номограм розрахунок виконуємо у такій

послідовності:

а) задаємося рядом значин діаметрів НКТ;

б) на кальці в масштабі номограми наносимо осі тиску і глибини,

зазначаємо глибину свердловини

Н,

тиски

т<

\р-і,

427

в) кальку накладаємо на номограму (для заданих дебіту, обвод-

неності та одного заданого діаметра труб - НКТ або обсадної

колони) так, щоб осі глибин збіглись, і переміщуємо вздовж осі

глибин так, щоб точка {р% H) сумістилась з кривою

де б'єф - експлуатаційний газовий фактор з урахуванням обвод-

неності продукції (ефективний газовий фактор); цю криву

переносимо на кальку (якщо такої кривої на номограмі немає, то

вона інтерполюється); у результаті отримуємо першу криву p(z)

(див.

раніше) в експлуатаційній колоні (якщо газ вводиться через

башмак НКТ) або в колоні НКТ (якщо газ вводиться через робочий

газліфтний клапан);

г) знову кальку аналогічно накладаємо на номограму (для

заданих дебіту, обводненості та діаметра НКТ) і переміщуємо

вздовж осі глибин так, щоб точка {рї, 0) послідовно суміщувалась з

кривими для різних значин

§;

ці криві переносимо на кальку;

у результаті отримуємо ряд других кривихp(z);

ґ) точки перетину усіх кривих p(z) дають сукупність значин

Roзап

Ro~

ф,

які визначають можливі режими роботи газліфтної

свердловини;

д) аналогічно повторюємо визначення для інших діаметрів НКТ;

є) вибираємо умови роботи свердловини, наприклад такі, які

відповідають найменшій значині

Лозап-

Якщо газліфтних свердловин багато, то стосовно до конкретного

покладу складають таблицю залежності необхідного діаметра НКТ

від дебіту свердловини.

428

§ 8.9 Використання кривих розподілу тиску для розрахунку

робочого та пускових газліфтних клапанів

За такою методикою порівняно з аналітичним розрахунком можна

врахувати більшу кількість чинників, що впливають на розміщення

клапанів.

Для цього необхідно мати номограму (див. рис. 8.5) розподілу

тиску p(z) для умов даної свердловини; кальку з нанесеними осями

тиску і глибини в такому самому масштабі, що й на номограмі p(z).

Для кращого розуміння виділяємо окремі розрахунки.

Попередні визначення і

побудови

На кальку наносимо значили глибини свердловини Н, тисків р

Рв і Р2і робочого тиску газу в кільцевому просторі на гирлі

свердловини р

ко

і температури на гирлі 72, провівши вісь температур

(рис.

8.6).

З точки (р

, Н) проводимо пряму 1 розподілу гідростатичного

тиску в непрацюючій свердловині, нахил якої визначається густиною

рідини. Перетин прямої

з віссю глибин зазначає відстань від гирла до

статичного рівня /г'

ст

З точки (р

, Н) проводимо криву 2 розподілу тиску газорідинного

потоку від вибою вгору вздовж колони НКТ або вздовж обсадної

колони (якщо труби опущено практично тільки до глибини встанов-

лення робочого клапана), для чого, суміщуючи кальку з номограмою,

накладаємо точку

(р

Н) на криву p(z) з параметром

= G^.

Із точки (р

, Н) проводимо також криву 3 розподілу гідро-

динамічного тиску потоку негазованої рідини (крива з параметром

По =

0).

Нахил її відрізняється від нахилу прямої

на значину градієнта

иску на тертя.

429

З точки

(р2,

0) проводимо криву 4 розподілу мінімального градієнта

тиску (і?о

птах), для чого накладаємо точку (р^, 0) на криву p(z) з

параметром

max (ліва обвідна крива) в разі збігу осей глибин на

кальці та номограмі.

З точки (Т2, 0) проводимо криву 5 зміни температури вздовж

стовбура свердловини (див.

6.5).

З точки (р

ко

, 0) проводимо криву 6 (можна обмежитися прямою)

зміни тиску газу в кільцевому (затрубному) просторі, розраховану за

барометричною формулою:

0,03415 p

РЛ*)

Р*ОЄ

гТс

(

)

де р

- відносна густина газу (за повітрям); J

~ середній коефіцієнт

стисливості (надстисливості) газу за середніх значин тиску і

температури, що визначаються методом послідовних наближень;

- середня температура газу (для її розрахунку використовуємо

криву

розподілу температури вздовж стовбура).

Від принципу дії пускових клапанів дещо залежить перебіг

процесу пуску свердловини. Розглянемо процес пуску з вико-

ристанням найпоширеніших сильфонних клапанів, керованих тиском

газу в кільцевому просторі (див. рис. 8.3, а або б). їх особливість

полягає в тому, що після початку подавання газу в кільцевий простір

усі клапани у свердловині відкриваються. На лінії газоподавання біля

гирла свердловини або в газорозподільчій батареї встановлюють

регульований штуцер. У міру введення газу через наступний клапан

для того, щоб попередні (що лежать вище) клапани залишалися

закритими, тиск газу в кільцевому просторі ступінчасто знижують.

Тиск відкривання наступного клапана є меншим за тиск відкривання

кожного попереднього (що лежить вище).

430