Файл: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 290
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
— известная температура в конкретной точке ствола скважины (на устье Ту или на забое Гпл). Если Тс = Ту, то берется знак плюс, если Тс = Тпл, то знак минус; мп — температурный градиент потока, являющийся функцией геотермического градиента, расхода жидкости, теплоемкости, коэффициента теплопередачи, геометрии канала, К/м.
Для определения температурного градиента можно использовать диаграмму* [22] (рис. 5.1) или аппроксимирующую его формулу [24]
озп = (0,0034 + 0,79(o)/[l0Q* «/(“"т 6?)], (5.10)
где (о — средний геотермический градиент скважины, К/м
w = (7^пл — Т кс)/(7-с — FHC), (5.11)
Тнс — температура нейтрального слоя; Lc, LHC — глубина соответственно скважины и залегания нейтрального слоя.
При отсутствии данных по температуре и глубине нейтрального слоя ш ориентировочно можно оценить по формуле
ш«(7’пл-273)/7.с, (5.12)
<2ж ст — дебит жидкости при стандартных условиях, м3/с.
* Диаграмма составлена для колонны подъемных труб диаметром DT= = 0,0635 м. При использовании диаграммы для DT = 0,0508 м действительный дебит надо умножить на 2. Для DT = 0,0762 м действительный дебит надо разделить на 1,5.
4 Заказ N9 1131
97
40 80 120 WO 200 240 280
Рис. 5.1. Диаграмма температурных градиентов потока соп для различных дебитов, геотермических градиентов и размеров труб
Уравнения состояния для расчета фазовых переходов, физических и расходных характеристик фаз.
Фазовые переходы определяются с учетом давления насыщения по (1.26).
Физические свойства фаз рассчитывают соответственно: газа — по (1.17—1.25); нефти — по (1.27—1.48); воды — по (1.49—1.65); водонефтяной смеси — по (1.66-t-1.90).
Уравнения, замыкающие систему, представляют собой соотношения для истинной объемной доли газа в смеси фг и коэффициента гидравлического сопротивления Лсм, конкретный вид которых определяется структурной формой потока.
Учитывая, что интегрирование уравнения (5.1) в пределах всей длины колонны подъемных труб практически невозможно, расчет движения газожидкостной смеси можно вести, используя способы численного интегрирования по шагам изменения давления или длины подъемных труб. Расчет по шагам изменения давления предпочтителен, так как позволяет избежать последовательных приближений, неизбежных при втором варианте расчета, т. е. расчет сводится к вычислению интеграла
Pi
н =[AILdPt (5.13)
J dp
Pi
де рх и р2 — начальное и конечное значения давления.
98
Однако при этом возникают трудности в определении температуры потока, соответствующей задаваемому давлению. Принимая во внимание практически линейную зависимость температуры от давления в нефтяных скважинах, ориентировочно температуру потока Т при соответствующем давлении р можно оценить по следующей интерполяционной формуле:
Т = Ту
-f- [(Гпл — Ту) (р — Ру)]/(Рпл — Ру), (5.14)
где Ту, Тпл — температура соответственно на устье скважины и в пласте; ру, рпл — устьевое и пластовое давления соответственно (можно использовать забойное давление, если оно известно).
Гидравлический расчет в зависимости от его цели можно проводить по принципу «сверху вниз», т. е. начальными условиями будут давление ру и температура Ту на устье скважины, либо по принципу «снизу вверх» — начальные условия — давление рзаб и температура Тпл на забое. Удобнее вести расчет «сверху вниз» так как давление и температура на устье скважины обычно известны.
Последовательность гидравлического расчета движения газожидкостной смеси в скважине
Исходные данные, характеризующие режим работы скважины: Фжст — дебит скважины по жидкости при стандартных условиях, м3/сут; Я? — удельный расход газа, затрачиваемый на подъем жидкости, при нормальных условиях (используется при расчете газлифтного подъемника), м3/м3; па (Рв)— массовая или объемная обводненность жидкости; р;, рзаб— давление на устье либо на забое скважины, МПа; Тпл — температура пласта, К; <о — геотермический градиент, К/м; Ьс
— глубина скважины, м; а :— угол отклонения ствола скважины от вертикали, градус; Н — глубина спуска колонны НКТ (фонтанная скважина), м; Нси — глубина спуска насоса (насосная скважина), м; LBr — глубина точки ввода газа в подъемные трубы (газлифтная скважина), м; DT — внутренний диаметр колонны НКТ, м; Ьэк — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Исходные данные, характеризующие физические свойства дегазированной нефти, воды и газа: рнд — плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3; рнд — динамическая вязкость нефти при стандартных условиях, мПа-с; рпас—давление насыщения нефти при пластовой температуре, МПа; Г — газо- насыщенность пластовой нефти (газовый фактор), приведенная к нормальным условиям, м3/м3; рг0 — плотность газа однократного разгазирования при нормальных условиях, кг/м3; уа, ус г — молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования; Рв ст — плотность воды при стандартных условиях, кг/м3; с — концентрация солей, растворенных в воде, г/л.
4*
99
Для определения температурного градиента можно использовать диаграмму* [22] (рис. 5.1) или аппроксимирующую его формулу [24]
озп = (0,0034 + 0,79(o)/[l0Q* «/(“"т 6?)], (5.10)
где (о — средний геотермический градиент скважины, К/м
w = (7^пл — Т кс)/(7-с — FHC), (5.11)
Тнс — температура нейтрального слоя; Lc, LHC — глубина соответственно скважины и залегания нейтрального слоя.
При отсутствии данных по температуре и глубине нейтрального слоя ш ориентировочно можно оценить по формуле
ш«(7’пл-273)/7.с, (5.12)
<2ж ст — дебит жидкости при стандартных условиях, м3/с.
* Диаграмма составлена для колонны подъемных труб диаметром DT= = 0,0635 м. При использовании диаграммы для DT = 0,0508 м действительный дебит надо умножить на 2. Для DT = 0,0762 м действительный дебит надо разделить на 1,5.
4 Заказ N9 1131
97
40 80 120 WO 200 240 280
Рис. 5.1. Диаграмма температурных градиентов потока соп для различных дебитов, геотермических градиентов и размеров труб
Уравнения состояния для расчета фазовых переходов, физических и расходных характеристик фаз.
Фазовые переходы определяются с учетом давления насыщения по (1.26).
Физические свойства фаз рассчитывают соответственно: газа — по (1.17—1.25); нефти — по (1.27—1.48); воды — по (1.49—1.65); водонефтяной смеси — по (1.66-t-1.90).
Уравнения, замыкающие систему, представляют собой соотношения для истинной объемной доли газа в смеси фг и коэффициента гидравлического сопротивления Лсм, конкретный вид которых определяется структурной формой потока.
Учитывая, что интегрирование уравнения (5.1) в пределах всей длины колонны подъемных труб практически невозможно, расчет движения газожидкостной смеси можно вести, используя способы численного интегрирования по шагам изменения давления или длины подъемных труб. Расчет по шагам изменения давления предпочтителен, так как позволяет избежать последовательных приближений, неизбежных при втором варианте расчета, т. е. расчет сводится к вычислению интеграла
Pi
н =[AILdPt (5.13)
J dp
Pi
де рх и р2 — начальное и конечное значения давления.
98
Однако при этом возникают трудности в определении температуры потока, соответствующей задаваемому давлению. Принимая во внимание практически линейную зависимость температуры от давления в нефтяных скважинах, ориентировочно температуру потока Т при соответствующем давлении р можно оценить по следующей интерполяционной формуле:
Т = Ту
-f- [(Гпл — Ту) (р — Ру)]/(Рпл — Ру), (5.14)
где Ту, Тпл — температура соответственно на устье скважины и в пласте; ру, рпл — устьевое и пластовое давления соответственно (можно использовать забойное давление, если оно известно).
Гидравлический расчет в зависимости от его цели можно проводить по принципу «сверху вниз», т. е. начальными условиями будут давление ру и температура Ту на устье скважины, либо по принципу «снизу вверх» — начальные условия — давление рзаб и температура Тпл на забое. Удобнее вести расчет «сверху вниз» так как давление и температура на устье скважины обычно известны.
Последовательность гидравлического расчета движения газожидкостной смеси в скважине
-
Подготавливаем исходные данные.
Исходные данные, характеризующие режим работы скважины: Фжст — дебит скважины по жидкости при стандартных условиях, м3/сут; Я? — удельный расход газа, затрачиваемый на подъем жидкости, при нормальных условиях (используется при расчете газлифтного подъемника), м3/м3; па (Рв)— массовая или объемная обводненность жидкости; р;, рзаб— давление на устье либо на забое скважины, МПа; Тпл — температура пласта, К; <о — геотермический градиент, К/м; Ьс
— глубина скважины, м; а :— угол отклонения ствола скважины от вертикали, градус; Н — глубина спуска колонны НКТ (фонтанная скважина), м; Нси — глубина спуска насоса (насосная скважина), м; LBr — глубина точки ввода газа в подъемные трубы (газлифтная скважина), м; DT — внутренний диаметр колонны НКТ, м; Ьэк — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Исходные данные, характеризующие физические свойства дегазированной нефти, воды и газа: рнд — плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3; рнд — динамическая вязкость нефти при стандартных условиях, мПа-с; рпас—давление насыщения нефти при пластовой температуре, МПа; Г — газо- насыщенность пластовой нефти (газовый фактор), приведенная к нормальным условиям, м3/м3; рг0 — плотность газа однократного разгазирования при нормальных условиях, кг/м3; уа, ус г — молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования; Рв ст — плотность воды при стандартных условиях, кг/м3; с — концентрация солей, растворенных в воде, г/л.
4*
99
-
Составляем ряд последовательных значений давления в точках (сечениях) подъемной колонны, расположенных ниже устья скважин, для чего разбиваем общий диапазон изменения давления (Ркон —Ру)