2.7 Расчет оптимального и максимального дебитов подъемника

При эксплуатации скважин газлифтным способом в основном необходимо рассчитать оптимальный и максимальный дебиты подъемника заданного диаметра. Особенно актуальна эта задача при лимитируемых источниках рабочего агента в рамках перехода нефтедобывающей отрасли на ресурсосберегающие технологии. Для расчета оптимального и максимального дебитов (в т/сут) подъемника используются формулы академика А.П. Крылов:

(2.7.1)

(2.7.2)

Где d – внутренний диаметр подъемника, мм; Pб – давление у башмака подъемника, если газ вводится через башмак или давление у рабочего клапана, Мпа; L– глубина спуска подъемника (башмака) или глубина установки рабочего клапана, м.

Задача 2.6.1 Рассчитать оптимальный и максимальный дебиты скважины для следующих условий: глубина спуска подъемника L=1700 м; давление у башмака подъемника Pб =8,7 МПа; давление на устье скважины Py = 0,5 МПа; плотность жидкость Pж= 890 кг/м3; диаметр подъемника (условный) d=60мм.

Решение оптимальный дебит

Таким образом, оптимальный дебит подъемника с условным диаметром 60мм равен 98т/сут. Рассчитаем максимальный дебит

Скважин, оборудованная подъемником диаметром 60мм и длиной 1700 м, может дать максимальный дебит 222т/сут.

Расчет плунжерного подъемника

Плунжерный подъемник имеет собственную область применении и оказывается экономически рентабельным, особенно при работе только за счет пластового газа (без дополнительного нагнетания газа с поверхности). Возможна реализация плунжерного подъемника с пакером или с башмачной воронкой. При этом предлагается, что забойное давление давление меньше давлении насыщении. Длина подъемника

(2.7.3)

Где Lc- глубина скважин (в данном случае принимается расстояние от устья до верхних дыр перфорации), м; ha- расстояние башмака лифт (пакера) до места установки нижнего амортизатора, м. обычного принимается равным 25-50 м.

(2.7.4)

Где Pсм – средняя плотность газожидкостной смеси на участка от забоя до нижнего амортизатора, кг/м3.

Затем необходимо рассчитать высоту стояба жидкости с плотностью Pжпнад нижним амортизатором

(2.7.5)

Где Pжп – средняя плотность жидкости, поступающей из пласта, кг/м3.

Оптимальная скорость подъемника плунжера, м/с:

(2.7.6)

Где s –ширина зазора между плунжером и стенками подъемника, м

(2.7.7)

Rвн – внутренний радиус подъемника, м; rпл- наружный радиусплунжера,м.

В практических расчетах можно принимать s=0,002м.

(2.7.8)

Где Qж- заданный дебит скважины, т/сут. Давление газа под плунжером Pr- необходимое для подъема плунжера со столбом жидкости над ним, рассчитывается так:

(2.7.9)

Где - коэффициент гидравлических сопротивлений (на практике принимается равным 0,03); dвн- внутренний диаметр подъемника, м; Ру- давление на устье, Па; Ртп-давление, затрачиваемое на преодоление трения плунжера и принимаемое равным 2*104 Па. Рассчитываются утечки газа из-под плунжера через зазор между плунжером и стенками подъемника шириной s:

(2.7.10)

Где Voyт- утечка Pr- давление газа под плунжером, МПа, за счет пластового газа выполняется по следующему условию:

(2.7.11)

Где Pжп– относительная (по воде) плотность жидкости; а-коэффициент растворимости газа, м3/(м3 * МПа); Fэк- площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м2; fп- площадь поперечного сечения подъемника, м2.

Следует отметить, что если подъемник оборудован лакером, то значение принимается равным единице.

На практике диаметр воронки выбирается таким, что =1,075.

Рассчитывается количество газа (0 м3), расходуемое за один цикл (подъем плунжера и его падение):

(2.7.12)

Время (в с) одного цикла

(2.7.13)

Число циклов в сутки

(2.7.14)

Объем жидкости (в м3), поднимаемой за один цикл,

(2.7.15)

Где Ку- коэффициент утечек жидкости через зазор между плунжером и стенками подъемника. На практике может быть принят равным 0,02. Подача (в т/сут) плунжерного подъемнике

(2.7.16)

Удельный расход газа (в м3/т) вплунжером подъемнике

(2.7.17)

Задача 6.7 Рассмотреть возможность осуществления плунжерного подъема нефти за счет пластового газа для следующих условий (месторождение эксплуатируется на режиме растворенного):

Глубина скважины Lc= 1420 м; расстояние от пакера до нижнего амортизатора ha- 30м; павер установлен на глубине 1420 м; дебит скважины Qж=35 т/сут; пластовый газовый фактор Go= 399м3/т;

Плотность жидкости, поступающей из пласта, Pжп=856 кг/м3; забойное давление Рзвб =1,7 МПа; давление на устье скважины Ру= 0,15 МПа; коэффициент растворимости газа а=8 м3/(м3*МПа). Плотность газожидкостной смеси в интервале от забоя до нижнего амортизатора Pсм =425 кг/м3.

Решение. По формуле (6.15) рассчитываем длину плунжерного подъемника (расстояние от устья скважины до нижнего амортизатора)

Среднее давление на уровне нижнего амортизатора в соответствии с

Высота столба жидкости в подъемника над нижнимамортизаторм

Рассчитываем оптимальную скорость подъема плунжера по (6.18)

Вычисляем по (6.20) диаметр подъемника

Равен 0,060 м (внутренний диаметр dвн=0,0503м).

Давление под плунжером, необходимое для подъема плунжера со столбом жидкость над ним, рассчитываем по (6.21):

Определяем утечки газа

Проверяем возможность реализации подъема продукции плунжерным способом за счет пластового газа, используя (6.23):

Таким образом, условие (6.26) выполняется и плунжерный подъемник будет работать за счет пластового газа.

Вычислим объем газа, расходуемый за один цикл, =

Объем жидкости, поднимаемой за один цикл, = (1-0,02)187,56*0,00198=0,364 .

Удельный расход газа при осуществлении плунжерного подъема

Время одного цикла

Число циклов в сутки циклов.

Следовательно, возможная подача плунжерного подъема =

что обеспечивает заданный дебит скважины .

Рассчитаем, чему бы равнялся удельный расход газа при непрерывного газлифте. Для этого воспользуемся уравнением (6.12):

Таким образом, при непрерывном компрессорном способе подъема удельный расход газа равнялся бы 493 /т, т.е был бы почти в 2 раза большим, чем при периодическом плунжерном подъеме.

Задача 6.8 Для условий предыдущей задачи рассмотреть возможность увеличения дебита скважины до 50т/сут. Рассчитать, при каком пластовом газовом факторе возможен отбор из скважины указанного дебита.