Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Рис. 8.1. Схема скважины, оборудо-
ванной газлифтной установкой не-
прерывного действия:

/ — закачиваемый газ; 2 — штуцер; 3 —
пусковые газлифтные клапаны; 4 — рабо-
чий газлифтный клапан; 5 — пакер


Для эксплуатации скважин
газлифтным способом использу-
ют несколько типов газлифтных
установок, выбор которых опре-
деляют конкретные условия (ха-
рактер ввода газа, свойства
поднимаемой жидкости, состоя-
ние призабойной зоны, забойное
давление и т. д.). Основные эле-
менты используемого при этом
скважинного оборудования сле-
дующие: насосно-компрессорные
трубы, газлифтные клапаны,
скважинные камеры, пакеры
(рис. 8.1).

Колонну j подъемных труб,
снабженную скважинными каме-
рами с расположенными в них
газлифтными клапанами (пуско-

выми и рабочим), устанавливают в эксплуатационной колонне на па-
кере. Тем самым исключают влияние нагнетаемого газа на приток
жидкости в скважину, а также нежелательный в ряде случаев (силь-
ная коррозионная активность) контакт пластовой жидкости с эксплуа-
тационной колонной, при этом уменьшаются растягивающие нагрузки
от веса НКТ. Сжатый газ подают по нагнетательной линии с установ-
ленным на ней штуцером в затрубное пространство и вводят в
подъемные трубы через рабочий клапан. В подъемных трубах пла-
стовая жидкость и нагнетаемый газ, образуя газожидкостную си-
стему, поднимаются на поверхность.

При расчете газлифтной установки непрерывного действия опре-
деляют следующие параметры ее работы: диаметр подъемной ко-
лонны (если он неизвестен) D_T; удельный расход нагнетаемого газа
R_r, глубину точки ввода газа в подъемную колонну #_вг; давление
в подъемной колонне на уровне точки ввода в нее газа р_вг; глубины
установки газлифтных клапанов, их тип, размеры и основные тех-
нологические характеристики.

Сочетание указанных параметров, обеспечивающих эффектив-
ный запуск скважины и подъем проектного количества жидкости
с минимальными энергетическими затратами, определяет опти-
мальный режим работы установки.

Газлифтную установку можно рассчитать как аналитическим,
с использованием формул академика А. П. Крылова [11], так и





159





графоаналитическим методом, на основе результатов гидродинами­ческого расчета движения газожидкостных смесей в различных элементах скважинного оборудования. Последний является более универсальным. Ниже будет рассмотрена методика расчета газ­лифтной установки непрерывного действия.

Исходные данные

Qx ст — проектный отбор жидкости, м³/сут;

Ре (я_в) — объемная или массовая доли воды в до­бываемой продукции, % или доли еди­ницы;

Рпл — пластовое давление, МПа; р_у — давление на устье скважины (задается в зависимости от условий работы системы сбора), МПа;

Ргу — рабочее давление нагнетаемого газа, МПа; К — коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут-МПа);

Т_пл — пластовая температура, К; о) — геотермический градиент, градус/м;

L_c — глубина скважины, м;

D_3K — диаметр эксплуатационной колонны, м; D_T — диаметр колонны подъемных труб (если он известен), м

р„д — плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³; р_г0 — плотность нагнетаемого газа при нор­мальных условиях, кг/м³; р_нд — вязкость дегазированной нефти при стан­дартных условиях, мПа-с;

Г — газовый фактор пластовой нефти, м³/м³; Ршс — давление насыщения нефти, МПа;

У_гв = / (Р, Т, У_гр)* — удельный объем выделившегося газа, при­веденный к нормальным условиям, м³/м³; р„ = / (р, Т, У_гр)* — плотность пластовой нефти, кг/м³;

Рн = / (р, Т, У_гр)* — вязкость пластовой нефти, мПа-с;

Ь_н = / (р, Т, У_гр)* — объемный коэффициент пластовой нефти. Расчет газлифтной установки состоит из двух этапов: выбор оптимального режима и расчет системы пуска.

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА УСТАНОВКИ

1. 
   Выбирают диаметр колонны подъемных труб (если он не за­дан) и оценивают возможность ее спуска до забоя скважины. В зависимости от дебита скважины рекомендуют [13] применять насосно-компрессорные трубы следующих диаметров.
   

Дебит скважины, м³/сут . . . 20—50 50—70 70—250 250—350 350

Диаметр НКТ (внутренний), мм 40,3 50,3 62,0 76,0 88,6


* Данные необходимые для расчета профилей давления р = / (Я).


160





Максимальную допустимую глубину спуска подъемной колонны определяют из условия обеспечения необходимого запаса ее проч­ности при растягивающих нагрузках, возникающих от собствен­ного веса колонны и усилий при посадке и извлечении пакера. Ори­ентировочно предельную глубину спуска определяют по следующей формуле:

Ндоп ⁼ Пт/(^РтЯ). ^м. (8.1)

где а_т — предел текучести материала труб при растяжении, Па; р_т — плотность материала труб, кг/м³; k — коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,5*.

Если Я_доп>Е_с, колонну данного диаметра можно спустить в скважину до забоя.

2. 
   Определяют профили давления в подъемной колонне для заданного дебита Q_XCT и различных удельных расходах нагнетае­мого газа R_r**. При этом учитывают пластовый газовый фактор Г. Данные профили либо рассчитывают по одной из методик (см. гл. 5), приемлемой для рассматриваемых условий эксплуатации скважины, либо выбирают по специальным каталогам (например, каталоги фирм «Камко», «Отис» и др.). Для удобства использования в после­дующем полученных профилей давления в качестве их параметра принимают общий удельный расход газа
   

а = R_r + а_пл, М³/м³, (8.2)

где а_пл — удельный расход пластового газа,

«пл = г (1 - р_в), м³/м³. (8.3)

На рис. 8.2 приведена типовая диаграмма профилей давления в подъемной колонне. Крайняя правая кривая диаграммы (а = 0) соответствует профилю давления однофазного потока жидкости. Крайняя левая — профилю давления с минимальным градиентом. При увеличении удельного расхода газа свыше указанного для этого профиля в силу изменения соотношения потерь давления на трение и скольжение градиент давления начинает возрастать и профиль давления смещается вправо. Учитывая, что в этом случае энергию нагнетаемого газа используют неэффективно, расчет (вы­бор) профилей давления ограничивают профилем с минимальным градиентом.

2. 
   Определяют забойное давление, при котором обеспечивается приток требуемого количества жидкости к скважине
   

Дзаб ⁼ Рпл— Ржст/Я, МПа. (8.4)


* При k = 1,5 и Рт = 7800 кг/м⁸ Я_доп (м) для равнопрочных труб из стали разных групп прочности следующая: Д — 3250; К — 4250; Е — 4700; Л — 5550.


** Удельный расход нагнетаемого газа ориентировочно можно принять: Rti = 0,5 Г; Яг₂ = Г\ Rr₃ = 1,5 Д; R_r4= 2,0 Г и т. д. до получения про­филя давления с минимальным градиентом.


6 Заказ Ns 1131


161






Рис. 8.2. Пример типовой диаграммы профилей давления в подъемной ко­лонне скважины (к задаче 8.1) для <2ж ст = 40 м³/сут; D_T = 0,0635 м; (5_В =0; Г — 20 м³/м³. Общий удельный расход газа (а) и удельный расход нагнетае­мого газа (R_г) в м³/м³ для профилей давления имеют следующие значения: / — а = 0. «_г = 0; 2 — а = а_пл = 20, R_r = 0; 3 — а = 70, Д_г = 50; 4 — а = 120, = 100; 5 — а

162






Рис. 8.3. Определение возможных режимов работы скважины, оборудован­ной газлифтной установкой непрерывного действия (к задаче 8-1)


определяемых методом последовательных приближений*. Ориенти­ровочно 2_ср можно определить, приняв р_ср—р_гу.

Строят профили давлений на участке колонны подъемных труб, расположенном выше возможных точек ввода газа различного удельного расхода R_r, и профиль давления на участке колонны, расположенном ниже ввода газа, для чего кальку накладывают на диаграмму (см. рис. 8.2) так, чтобы оси глубин совпали, и пере­мещают вниз вдоль оси Н. При этом точка, соответствующая р_у, последовательно будет ложиться на кривые различных удельных расходов газа а. Из этой точки проводят на кальке эти кривые (рис. 8.3). Затем кальку перемещают таким же образом вверх дс совмещения точки, соответствующей р_заб, с кривой, соответствую­щей удельному расходу пластового газа (а = а_пл). Из этой точки проводят на кальке эту кривую (рис. 8.3)**.

Точки пересечения полученных профилей давления в подъем­ной колонне и их положение по отношению к профилю давления в затрубном пространстве (рис. 8.3) определяют возможные режимы работы газлифтной установки, обеспечивающие требуемый отбор жидкости из скважины при заданном давлении на устье и распола­гаемом рабочем давлении газа. Характеристики полученных ре­


* Предварительно коэффициент г вычисляется при заданных р_ту, р_г и Г_ср по (1.20—1.22). По формуле (8-5) находится р_Г (Н) и вычисляется Рср = [Pry + Р (Н) ]/2. Для значения р_ср вновь вычисляется г_Ср и новое значение р_г (Н) и так далее, пока z_cp не совпадает с предыдущим.


** Данные профили могут быть рассчитаны по одному из методов, при­веденных в гл. 5.


6*


163



жимов (удельный расход нагнетаемого газа R_r, глубина ввода газа Н_вг, давление в подъемной колонне на уровне ввода газа р_т = р_вг) сводят в таблицу и используют для выбора оптимального режима работы установки.

Определяют для каждого из возможных режимов энергию, по­требляемую на подъем единицы объема жидкости; при этом процесс расширения нагнетаемого газа принимают политропическим

w = ю³ _п^п _i ^^rPo[(y^L)^<'ⁱ

2. 
   Выбирают оптимальный режим работы установки, который будет характеризоваться минимальной потребляемой энергией W и соответствующим удельным расходом нагнетаемого газа R_r, глу­биной ввода газа Н_вг и давлением на уровне ввода газа р_т. Глубина ввода газа будет определять глубину установки рабочего газлифт­ного клапана L_pK, которая в большинстве случаев будет макси­мально возможной для заданных условий эксплуатации скважины. Если задачу решают с одновременным выбором оптимального диа­метра колонны подъемных труб, то подобные расчеты в аналогич­ной последовательности проводят для всех рассматриваемых диа­метров. Оптимальным диаметром будет тот, при котором энергети­ческие затраты минимальны.