Подбор оборудования газлифтных скважин и установление режима их работы.

Определение

Компрессорными скважинами называются скважины, в которых подъем жидкости происходит за счет двух видов энергий: пластовой и энергии сжатого газа (воздуха).

Преимущества способа:

1)   простота конструкции;

2)   расположение оборудования на поверхности;

3)   возможность отбора больших объемов жидкости (до  1000 м3/сут и более);

4)   простота регулирования производительности скважин;

5)   большие по продолжительности МРП работы скважин (до 7 лет);

6)   возможность предупреждения пробкообразования при работе.

Недостатки способа

1)   низкий к.п.д. подъемника;

2)   повышенный расход труб;

3)   потребность в компрессорных станциях;

4)   увеличение количества газонефтяных сепараторов;

5)   практика показала, что затраты на оборудование компрессорной скважины в 3…4 раза выше, чем для насосной скважины.

Классификация компрессорных скважин

• по количеству колонн труб спущенных в скважины (1-рядные и 2-рядные).
• по схеме подачи рабочего агента (кольцевая и центральная схемы).

Основные расчетные параметры компрессорных скважин

• Глубина погружения подъемных труб (глубина установки рабочего клапана)

Высота подъема жидкости:

где L – длина подъемных труб.

•      Процент погружения труб под уровень жидкости:

•      К.п.д.:

где V0 – объем рабочего агента при атмосферных условиях.

Принципы расчета компрессорных скважин (КС)

1.    Определение параметров работы КС основано на применении линий распределения давления в столе скважины.

2.    Основная задача – определение величин: удельный расход рабочего агента и давление нагнетания газа в скважину.

3.    Возможные ограничения: Рг ограничено (не ограничено); удельный расход газа ограничен (не ограничен) и т.д.

4.    Расчет режима работы КС возможен только при условии, если известна зависимость притока жидкости из пласта в скважину (уравнение притока).

5.    По заданному дебиту скважины по жидкости из уравнения притока определяется величина Рзаб.

6.    При помощи одной из методик расчета распределения давления в скважине строятся две зависимости:

•     распределение давления по столу скважины;

     распределение давления по НКТ.

7.       На схеме  обозначены:                                            1 – распределение давления по ОК; 2 – распределение давления по НКТ; 3 – распределение давления рабочего агента; Р1 – давление у башмака подъемных труб; Р2 – устьевое давление; Lсп – глубина спуска труб (место установки рабочего клапана).

8.       Расчетный газовый фактор принимается как:

9.    Расчеты линий распределения давления в НКТ повторяют при различных объемах свободного газосодержания жидкости в подъемных трубах.  Для каждого варианта расчета находятся точки пересечения  кривых распределения давления в ОК и НКТ.

10.               Рекомендуемые величины удельного расхода газа на подъем жидкости:

•     R1 = G0+0,5×G0; R2= G0+1,0×G0; R3= G0+1,5×G0; R4= G0+2,0×G0.

11.                Для каждого значения удельного расхода газа рассчитывается удельная энергия, затрачиваемая на подъем 1 м3 жидкости

1. Строится зависимость  Еуд от удельного расхода газа R .
2. Графически находятся оптимальные значения  удельного расхода газа и удельной энергии на подъем жидкости.

1.   После определения длины подъемника (глубины установки рабочего клапана) проводят уточнение диаметра НКТ по формуле оптимальной производительности ГЖП, которая решается относительно «d»

Пусковым давлением называется давление, при котором  рабочий агент достигает башмака подъемника (рабочего клапана) и начинает поступать в подъемные трубы. Рпуск=(hст+∆h)*ρ*g

где hст статич ур-нь; ∆h погружение подъемных труб под уровень жидкости. Величина Pпуск зависит от факторов: -конструкция подъемника – система подъемника –глубина погружения труб