Методика расчета удельного расхода газа для газлифтного подъемника.

Нефтяные и газовые месторождения Каспия характеризуются широким диапазоном гидродинамических условий эксплуатации. Имеющиеся теоретические и эмпирические зависимости для рас­чета эргазлифта недостаточно точно оценивают параметры опти­мальных или максимальных режимов работы скважин, весьма тру­доемки и дают значительные погрешности при расчетах. Наибо­лее приемлемым, как показывает практика, оказывается метод оценки установившегося оптимального или максимального режи­мов работы скважин, основывающийся на корреляционных зависи­мостях расчетной модели и промысловых данных.

В целях составления корреляционных зависимостей была про­анализирована работа газлифтных скважин производственного объединения им. XXII съезда КПСС (777 скважин), НГДУ им. На­риманова (141 скважина), НГДУ им. Серебровского (128 сква­жин), и НГДУ «Артемнефтегазпром».

Приведем откорректированные с промысловыми данными усо­вершенствованные зависимости для расчета газлифтного подъем­ника, позволяющие с достаточной точностью и быстротой опреде­лить параметры его работы на оптимальном и максимальном ре­жимах эксплуатации.

Выражение для максимального дебита жидкости имеет вид:

(14.1)

Для максимального газового фактора,

(14.2)

Где .

В соответствии с этими безразмерными функциональными за­висимостями, на основе обработки промысловых материалов дан­ных исследования и построения характеристических зависимостей дебита жидкости от расхода газа для групп скважин, работающих в одинаковых условиях эксплуатации построены кривые (рис. 14.1).

Рис. 14.1. Графики зависимости безразмерного дебита (а) и газового фактора (б) от градиента давление;

1- максимальные режимы; 2- оптимальные режимы;

По этим кривым при известной длине и диаметре подъемника, устьевом и башмачном давлении легко определить дебит жидкости и соответствующий ему расход газа для оптимального (кривые 2) или максимального (кривые 1) ре­жимов эксплуатации, а затем вычислить удельный расход газа.

Пример. Расчет удельного расхода газа для скв. 288 НГДУ им Н Нари­манова по исходным данным: интервал перфорации — 3477—3464 м- конструк­ция подъемника — 1 ряд диаметром 0,114X0,073 м, длиной 1605X1661 м; 94 II ряд—диаметром 0,073 м, длиной 1500 м; устьевое давление Ру = 1,4 МПа; башмачное давление Рбаш = 6 МПа; дебит нефти q_н = 91 м³/сут; дебит воды q_в = 29 м³/сут; плотность нефти ρ_н = 864-- кг/м³; плотность воды ρ_в = 1000 кг/м³; плотность газа ρ_г =0,72 кг/м³.

Для определения (Рбаш — Ру)/(ρ_жgL) необходимо вычислить плотность жид­кости по формуле:

(14.3)

где n — массовая обводненность продукции, доли единицы.

Подставив значения величин в исходную формулу, получим:

(14.4)

На рис. 41, а значению l=0,34 соответствует параметр:

(14.5)

Вычислим максимальный газовый фактор при известных устьевом и баш­мачном давлениях (Р_a = 0,1 МПа):

При этом газовом факторе максимальный расход газа составит:

Согласно примеру расчета удельного расхода газа по скв. 288 НГДУ им. Н. Нариманова, имеем R_о=170 м³/м³. Сопоставление расчетных значений удельного расхода газа с фактическим дает хорошее совпадение. Таким образом, можно с достаточеной бы­стротой и точностью рассчитать удельный и суммарный расход сжатого газа для условий эксплуатации на максимальном или оптимальном режиме (рис. 14.2).

Из приведенной графической зависимости видно, что для до­статочно больших дебитов скважин функция R_о = f(dж) слабо за­висит от аргумента и почти параллельна оси абсцисс. Например, по месторождениям Сангачалы-море — о. Дуванный — о. Булла, о. Песчаный и Нефтяные Камни эти дебиты составляют 60, 40 и 20 м³/сут соответственно. С уменьшением же дебитов ниже отме­ченных значений удельный расход газа сильно возрастает. Это обусловлено переходом от эмульсионного режима течения газо­жидкостного потока на энергетически невыгодные пробковый и туманно-кольцевой, при которых существенно возрастают потери на трение и скольжение.

Для разработки мероприятий по повышению эффективности работы газлифтной установки были выполнены также исследова­ния влияния некоторых факторов на ее коэффициент полезного действия.

Были произведены расчеты по известной формуле:

где G —вес жидкости, Н; L — длина подъемника, м; V₀ — объем газа, участвующий в процессе лифтирования при нормальных ус­ловиях, м³; P_баш, Р_а—соответственно башмачное и атмосферное давление, Па.

Результаты этих расчетов приве­дены на рис. 14.3. Из кривых видно, что к. п. д. подъемных скважин ме­сторождения Нефтяные Камни ко­леблется в пределах от 6 до 30 % и в среднем составляет 12,7 %, т. е. к. п. д. является низким. Для срав­нения работы газлифтных скважин, сгруппированных по однородным условиям м; 400—500 м; 300—600 м; 600—700 м; 700—800 м; 800—950 м.

Как видно из графика, к. п. д. подъемника максимален (12—30 %) для длин НКТ в интер­вале 710—793 м. Для этих кривых (см. рис. 43, кривые 4 и 6) наблю­дается характерная зависимость — возрастание к.п. д. с увеличением дебита скважины.

Рис. 14.2. Зависимость удельного расхода рабочего агента от отбора жидкости по месторождениям:

1— Сангачалы-море — Дуванный-море — о. Булла; 2 — Песчаный-море; 3— Нефтяные Камни; (точки — промысло­вые данные; линии — расчетные) эксплуатации, вычислены к. п. д. для характерных длин подъ­емников 250—400

По остальной группе скважин, которые состав­ляют 60 % от числа рассмотренных (кривые 1, 2, 3, 5), подобной зависимости не наблюдается и к. п. д. в диапазоне дебитов 4— 30 т/сут сохраняется в пределах от 5 до 10 %. Это свидетельствует о том, что работа рассматриваемой категории скважин не опти­мизирована.

Среди эксплуатационных скважин НГДУ «Артемнефтегаз» значительная часть газлифтных. Здесь коэффициент полезного действия колеблется от 1 до 5 % и в среднем составляет 3 %, что также свидетельствует о необходимости геолого-технических меро­приятий по оптимизации работы этой группы скважин. Отметим, что к. п. д. газлифтных скважин, полученных различными иссле­дователями изменяются в пределах от 8 до 20%. Однако факти­ческие значения существенно отклоняются от наивыгодных усло­вий работы подъемника. Это также свидетельствует о необходимости оптимизации режима работы группы газлифтных скважин месторождения Нефтяные Камни и НГДУ «Артемнефтегаз».

Рис. 14.3. Зависимость коэффициента полез­ного действия подъемника от дебита сква­жины и высоты подъема жидкости:

1 — L=250—400 м; 2 — L=400—500 м; 3 — L=500— 600 м; 4 -L=600—700 м; 5-L=700—800 м; 6- L=800-950 м

Рис. 14.4. Зависимость к. п. д. подъемника от высоты подъема жидкости для месторождения Нефтяные Камни:

1, 2, 3, 4 — соответствуют 7, 15, 25, 50 м³/сут

Была сделана попытка определения зависимости к. п. д. подъемника от высоты подъема жидкости для ряда усредненных фиксированных дебитов скважин q_ж = 7 – 15,25,50 м³/сут. Зависимость рис. 14.4), соответствующая указанным дебитам, имеет общую тенденцию уменьшения с увеличением длины подъемника. При этом интенсивность убывания, т. е. угловой коэффициент каждой кривой уменьшается с увеличением дебита скважин. Так значения для группы многодебитных скважин q_ж = 50м³/сут в пределах изменения длин подъемника от 200 м до 1050 м убывает от 15 до 6 %. Отметим, что эта зависимость согласуется с известной зависимостью Андерсона, имеющем вид:

где 2,17 и 0,653 - опытные коэффициенты, полученные при обработке экспериментальных данных; h_o— глубина погружения под динамический уровень.

При этом фактические зависимости имеют значительный разброс точек относительно кривых Андерсона, которые построены по данным наивыгодных условий работы подъемника, что также свидетельствует о необходимости оптимизации режима работы группы газлифтных скважин за счет увеличения выработ­ки сжатого газа.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: