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

деляемом по Джилберту, т. е. при наименьшем давлении на любой данной глубине (кривая /). 2. Начиная от точки (Ltp=0; Рк.р). проводим линию изменения давления нагнетаемого газа в затрубном пространстве для момента, когда верхний клапан закрыт. Примем, что рк.р будет меньше на 0,7 МПа, чем давление нагнетаемого газа в трубопроводе на поверхности (кривая ). 3. Начиная от точки (Ltp=0, ру.р), прово-

Ру.р

- Л I

Ml I !

11 1 III II I

100 200 300 WO 500 5ш7:гкл ,**M

Рис. 2.4-15. Доля поднятой на поверхность нефти от всей накопленной в подъемных трубах в зависимости от площади поперечного сечения штуцера, установленного на устье скважины (Браун, 1967)

Рис. 2.4-16. Размещение клапанов при периодическом газлифте, по Брауну (1967 г.)

ДИМ линию р = 1уж, определяемую по удельному весу уж негазированной нефти. Там, где эта линия (линия IV ) пересекает линию , давление газа в затрубном пространстве равняется или больше давления в подъемных трубах на устье ру.р, заполненных негазированной нефтью. Когда нагнетаемый газ начнет проходить через клапан, давление в затрубном пространстве будет выше на 0,7 МПа, чем давление в подъемных трубах.

Разница в давлениях, требуемая для начала прохода газа через клапан, таким образом достигнута. В этот момент клапан закрыт, давление в подъемных трубах, противостоящее давлению в клапане, равно Ртр. 1. 4. Проведем линию IV/2, параллельную линии IV , через точку (Lu Ртр. i). Проведем прямую, параллельную линии , на расстоянии, соответствующем 0,07 МПа так, чтобы давление закрытия клапана 2 на поверхности было меньше примерно на 0,07 МПа, чем давление закрытия клапана /. Эта последняя линия пересекает линию IV/2 в точке 2. По ординате этой точки определяется глубина установки клапана 2. 5. Глубины установки последующих клапанов определяются аналогично клапану 2. Давление в затрубном пространстве уменьшается в

дальнейшем на 0,07 МПа на каждый клапан. 6. Допустим, что давление в колпаке самого нижнего клапана меньше на 0,36 МПа, чем давление в следующем верхнем клапане. Максимальное давление ртр.го в подъемных трубах, противостоящее давлению в самом нижнем клапане в момент его открытия, устанавливается из предположения, что его значение будет составлять около двух третьих от давления в колпаке названного клапана. 7. Используя уравнение открытия самого нижнего клапана, определим давление в обсадной колонне рк. i о, необходимое для его открытия. Как результат действия по п. 6, отношение Рк. i о/Ртр. г о должно быть больше 1,5. 8. Если верхние клапаны не должны открываться под действием поднимающейся жидкости, то следует проверить давления в обсадной колонне. Допустим, что давление в подъемных трубах равно давлению открытия самого нижнего клапана в обсадной колонне минус давление газового потока, которое составляет 0,34 МПа. Если под влиянием давления в подъемных трубах pp и в обсадной колонне Рк, равного давлению открытия самого нижнего клапана, клапан, установленный выше рабочего, не откроется, то давление в колпаке рабочего клапана выбрано правильно. Отсюда ясно, что любые клапаны, установленные выше, не будут открываться. Однако, если самый нижний клапан откроется, тогда давление в колпаке рабочего клапана должно быть снижено и проверочная процедура повторена. 9. Используя уравнение (2.4-2), определим давление заполнения азотом колпака Ркл. ст. 1 каждого клапана. 10. Используя уравнение (2.4-3), из предположения, что Ркл. <о=Рк. t, определим давление закрытия каждого из клапанов на поверхности. 11. Определим суточный дебит жидкости скважины. Приток нефти к скважинам на месторождении в области падения давления, где скважины эксплуатируются периодически, является постоянно неустановившимся. Поэтому дебит в общем случае не может быть предсказан. Для целей оценки примем, что жидкость, поступающая в скважину, несжимаема. Тогда можно применить уравнение притока (2.1-7) для установившегося потока. Дальше примем, что показатель п этого уравнения равен 1. Тогда

4«=J (Рз .СТ -Рз .дин) = Др.

Допуская, что конструкция установки периодического газлифта сходна с указанной на рис. 2.4-12, можем предположить, что за счет объема жидкости, поступающей в скважину с дебитом д, за период времени dt, количество жидкости в подъемных трубах площадью поперечного сечения 5тр будет увеличиваться на 5тр dh, т. е.

S,pdh=:qjt. (2.4-19) В данный момент забойное давление

Рз.д=--Мж+Ру.р+Рг. (2.4-20) где Рг -давление столба газа выше столба жидкости, а

h Рз.д - Ру.р - Рг

Так как ру.р постоянно и рг можно рассматривать примерно постоянным,

* Уж

Подставляя выражения q„ и dhx в уравнение (2.4-19), после интегрирования получим

"З.Д1

Сплошной линией на рис. 2.4-17 показано изменение рз.д в зависимости от времени (пределы интегрирования уравнения обозначены на рисун-

Л Зоб /л C1JU

Pi 31

о t, ti

Рис. 2.4-17. Изменение забойного давления во времени в скважине при периодическом газлифте

Рис. 2.4-18. Номограмма для определения добываемого количества жидкости в периодических газлифтных скважинах (Уайт, 1964)

DJ 0.2 Z?J 04 05 0,6 "суд.) /гр

ке). Решением этого уравнения получаем увеличенное забойное давление в момент t.

/з.д2=Рз.ст-(Рз.ст-/з.д)е .

Последнее уравнение можно преобразовать к виду, удобному для определения депрессии на забое

Арз.2 = (Рз.ст-Рз.д)