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

иллюстрируют зависимость ди от Лд. mm для трех диаметров подъемных труб. Эти кривые построены по данным табл. 2.4-1. По этим кривым можно также определить удельный расход нагнетаемого газа /?д. mm для любого промежуточного значения дщ. Таким образом, при максимальном дебите 75 м/сут, полученном в предыдущем параграфе, требуется закачать 300 м/м газа; при дебите 82,5 м/сут с применением 73-мм труб - 460 м/м газа и при дебите 89,5 м/сут с применением 89-мм труб - 670 м/м газа.

4) Определение диаметра подъемных труб при изменяющихся во времени параметрах.

Индикаторная кривая скважины обычно изменяется в процессе эксплуатации скважины и это изменение возможно предвидеть, используя данные разработки пласта. Рещая задачи, описанные выще, для различных периодов разработки, каждый из которых характеризуется своей индикаторной кривой, можно получить также изменение во времени и для эксплуатационных параметров.

Пример 2.4-4. Индикаторные кривые, построенные для скважины глубиной 2000 м в интервалах времени 2,5; 5; 9; 14,5; 22,5 и 42,5 месяцев после проектирования разработки, показаны прямыми линиями 1-6 на рис. 2.5-6а. Поток жидкости в скважине характеризуется семейством кривых Джилберта. Допустим, что содержание газа в пластовой жидкости можно пренебречь. Минимально возможное давление на устье скважины составляет ру.р = 0,40 МПа. Насосно-компрессорные трубы имеют стан-

нитах .Усг/т

Рис. 2.4-бв

дартные диаметры 60, 73 и 89 мм. Допуская, что непрерывный газлифт будет осуществляться в течение всего периода нащего исследования, ответим на следующие вопросы: какой максимально возможный дебит нефти q«. max; какие из подъемных труб (диаметр) будут обеспечивать максимальный дебит нефти н.аоо при Лз=200 м/м; какое дополнительное количество сжатого газа требуется для добычи дополнительного количества нефти между значениями ?н. 200 и ди. max с применением любых нз имеющихся н асос но -ко мпр ессор ных тр у б ?

Кривые пропускной способности труб на рис. 2.4-6а построены по методике, изложенной в п. 2 и 3; по рис. 2.4-66 определяют mm, относящиеся к различным

16 9

периодам разработки, как это показано в п. 3. Значения дн. max, д. mjn И дн. 200 Определяют по табл. 2.4-2. На рис. 2.4-6в максимально возможный .дебит нефти и соответствующий удельный расход нагнетаемого газа даны в зависимости от времени. Очевидно, 89-мм насосно-компрессорные трубы будут обеспечивать максимальный дебит на напряжении всего периода эксплуатации скважины. Однако этот дебит, превышающий

Таблица 2.4-2

Диаметр труб, мм

Таблица 2.4-3

Диаметр труб, мм

на 30% максимально возможный через 60-мм насосно-компрессорные трубы, реализуется при увеличении газового фактора на 120%.

По графам 1-4 табл. 2.4-3 видим, на сколько максимальный дебит нефти (7„. max через подъемные трубы всех диаметров превышает дебит нефти дя. гоо через 60-мм трубы при газовом факторе 200 м/м. В табл. 2.4-2 приведены расчетные данные для труб диаметром 60 мм. Расхождения между соответствующими записями в графах 1 и 7 табл. 2.4-2 даны в графе 1 табл. 2.4-3. Эти значения после корректировки внесены в прафу 2. В графах 5--7 д. max получают произведение значений дн. max и ?з, взятых из табл. 2.4-2; в графе 8 приведены данные 9г. 200, полученные в результате умножения 9я. 200 и i?3.200, ВЗЯТЫХ из табл. 2.4-2; графы 9-11 соответствуют Дг- -г. max-9г. 200, 3 графы 13-15 - отношсниям данных граф 9-11 и 2-4, т. е. АЯз=Адг1дн. По этим данным получают удельное количество нагнетаемого газа, необходимого для добычи нефти при любом дебите большим, чем дебит, который можно

получить при использовании 60-мм подъемных труб, если /?з=200 mVm. Рис. 2.4-6г построен по данным граф 2, 3, 4, 13, 14 и 15 табл. 2.4-3 и графы 7 табл. 2.4-2. Видно, что добыча большего количества нефти потребует дополнительно 2000-4000 mVm сжатого газа на протяжении длительного периода эксплуатации скважины.

Ч - /00 >

1 2 3

S3 мы]

73 f ВО j

f 5

Рис. 2.4-6г

t, годы

а. 2) Размещение газлифтных клапанов.

1. Работа и расчет газлифтных к л а п а н о в. В параграфе 2.4-3 рассмотрены в деталях клапаны, используемые при газлифтной добыче. Однако при подборе оборудования для эксплуатации скважин прежде всего необходимо знать принцип действия клапанов. Поэтому рассмотрим основные положения теории работы газлифтных клапанов, обеспечивающих непрерывную газлифтную эксплуатацию скважины. Принцип действия газлифтного клапана следующий. Колпак / (рис. 2.4-7) наполнен азотом. Его давление воспринимается сильфоном 2 эффективной площадью поперечного сечения 5кол. кл и шаровым клапаном 3, закрепленным на нем. Этот клапан (на рисунке он закрыт, 7 - обратный клапан) откроется под действием давления рт (противодавления) на площадь поперечного сечения 5ш. г. кл штуцера 4 и давления Рк на площадь поперечного сечения (5кол. кл - 5ш. г. кл). Клапан обычно устанавливается таким образом, чтобы давление в подъемных трубах действовало как противодавление, а давление в затрубном пространстве- как давление газа. Условие открытия клапана:

-ш.г.к к

""ш.г.кл) Рк кол.клРкл-

(2.4-1)

Определим рк. Для а 5„ол.кл = 4,73-10- м2

проиллюстрирована эта зависимость для ркл=0,4 МПа. Видно, что

этого допустим, что 5ш. г. кл = 3,17-10-5 2 тогда Рк = 1,072 ркл-0,072 Ртр. На рис. 2.4-8