Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова

Відбір рідини із свердловини задається проектом розробки покладу. Крім того причинами обмеження дебіту свердловин можна назвати геолого-технологічні й технічні. До перших можна віднести такі: ступінь стійкості порід продуктивного пласта (руйнування пласта і винесення піску); наявність підошовної води і верхнього газу (застерігання конусоутворень); необхідність забезпечення умови 0,75 ( вибійний тиск і тиск насичення); необхідність обмеження відбору води і зменшення середнього газового фактора в цілому по пласту (при режимах газонапірному і розчиненого газу); необхідність забезпечення рівномірного стягування ВНК і ГНК та недопущення проривів води і газу. Технічними причинами є недостатня міцність обсадної колони і можливе зім'яття її при значному пониженні обмежена потужність нафтопромислових об'єктів і ін.

Заданий відбір доцільно забезпечити на оптимальному режимі, тому основна вимога найбільш повне використання робочого тиску. Тоді глибина спуску підйом-них труб (глибина вводу газу при використанні робочого газліфтного клапана)

(11.2)

де L— глибина спуску підйомних труб, м; Н — глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації), м; — тиск на вибої і біля башмака труб, Па; —гус-тина водогазонафтової суміші у зоні від башмака до вибою (середньоарифметичні значення для умов башмака і вибою), кг/м³; —прискорення вільного падіння,

м/с².

Знаючи робочий тиск газу визначають тиск за барометричною форму-лою (9.3). При наближених розрахунках можна приймати на 0,3—0,4 МПа мен-ше р_р. При труби встановлюють на 20 - 30 м вище верхніх отворів фільтра.

Густину суміші (і — індекс, що означає відповідно вибій, чи башмак труб) можна прийняти рівною густині рідини = (1- ) + або визначити наближено за фор­мулою Крилова

(11.3)

де — густина нафти і води, кг/м³; — об'ємна частка води у продукції (обводненість); Q - дебіт рідини, м³/с; D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; -газовий фактор (без урахування закачуваного газу), м³/м³; - коефіцієнт розчинення га­зу у нафті, м³/(м³-Па); - тиск у зоні визначення густини суміші (башмак чи вибій) та атмосферний, Па.

Дальше визначають: діаметр труб d за формулою Крилова (10.9) при оптимальному ре­жимі (приймають у формулі Q — ); питому витрату газу за формулою (9.24); пито­му витрату закачуваного газу за формулою, м³/м³

(11.4)

витрату закачуваного газу за формулою, м³/с

(11.5)

де — тиск на виході свердловини (визначається із умови збору і підготовки продукції), Па.

Якщо розрахунковий діаметр d не збігається із стандартним діаметром НКТ, то прийма­ють ближчий менший стандартний (підйомник буде працювати між оптимальним і макси­мальним режимами). Можна прийняти також і ступінчасту колону труб згідно з формула­ми (10.10).

При великих дебітах може виявитися, що НКТ діаметром d неможливо спустити у дану експлуатаційну колону. Тоді для за­безпечення заданого відбору

Таблиця 11.4

Параметр уста-новок внутріш-ньосверд-лови-нного газліфта	УВЛ-168-210	ІУВЛ-168-210	УВЛГ-168-210	можна перейти на максимальний або проміжний (між оптимальним і мак­симальним) режимами роботи, а та­кож на центральну систему підйомника. Для цього приймають найбільший діаметр НКТ , який можна опустити у дану експлуа­таційну колону. Тоді за формулою (9.18) Крилова при максимальному режимі визначають Можливі три випадки. Якщо то за формулою (9.23) визначають = =. - та за формулою
Умовний діаметр експлуатаційної колони труб за ГОСТ 632-80, мм
Робочий тиск, МПа
Максимальний відбір, м3/доб рідини
газу	-	-

(11.5), тобто забезпечують роботу при максимальному режимі.

Якщо > Q, то забезпечують роботу при проміжному режимі. Тоді для діаметра додатково знаходять за формулами (9.19), (9.21), (9.22) і, побудувавши по двох точках частину кривої літування графічно оцінюють необхідну загальну витрату газу а витрата закачуваного газу

(11.6)

Якщо < Q, то переходять на центральну систему підйомника. Для цього за формулою (10.9) при оптимальному режимі визначають еквівалентний затрубному просторові діаметр Потім із емпіричної формули Крилова

(11.7)

знаходять діаметр труб лінії газоподачі, мм

-25,4, (11-8)

де — внутрішній діаметр експлуатаційної колони і еквівалентний діаметр, мм.

Чим менший діаметр НКТ (лінія газоподачі), тим більша пропускна здатність затрубно-го простору для суміші, але тим більші втрати тиску газу на тертя. Тому для кожного діаметра D існує такий мінімальний допустимий внутрішній діаметр НКТ:

D, мм 203 178 153 127

76 63 51 38

При для подальших обчислень попередньо визначають використовуваний у формулі для еквівалентний розрахунковий діаметр

= (11.9)

При подальший розрахунок також виконують для центральної системи, але уже при максимальному режимі, прийнявши діаметр НКТ рівний Тоді за формулою (11.7) визначають а за формулою (9.18)— і зіставляють :при за формулою (11.9) визначають , а потім , , ; при > Q графічно оцінюють і за формулою (11.6) розраховують причому у формулі для замість приймають при < Q роблять висновок, що із даної свердловини практично можна забезпечити відбір і обчислюють

Поиск по сайту: