ТОР 5 статей: Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы КАТЕГОРИИ:
|
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 qн = 91 м3/сут; дебит воды qв = 29 м3/сут; плотность нефти ρн = 864-- кг/м3; плотность воды ρв = 1000 кг/м3; плотность газа ρг =0,72 кг/м3. Для определения (Рбаш — Ру)/(ρжgL) 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 (Рa = 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 Rо=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 Rо = 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; Pбаш, Ра—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.
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 qж = 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 qж = 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; ho— 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:
|