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: 323
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1/см = 1,095 + (33,5-0,92 0,1-281,7)/(1,24-273) =3,659 м3/м3.
-
Определяем по (5.28) удельную массу смеси при стандартных условиях
Мсм = 850+1,436 ■ 60 = 936,16 кг/м3.
-
Используя (5.27), рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (ру, Ту)
Рем и = 936,16/3,659 =255,9 кг/м3.
-
Определяем по графику (см. рис. 5.4, кривая 1) корреляционный коэффициент необратимых потерь давления, предварительно вычислив условное число Re, либо рассчитываем его по (5.29)
/ = 10I9,66(l + lg[o,99.10_ 5-72-936,16 0,0635]} ° 23—17,713 = Q 05gf-
-
Вычисляем полный градиент давления по (5.30) в точках с заданными давлениями, меньшими чем рнас (см. табл. 5.3). Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет
X 0.06355) = 2,955-10-3 МПа/м.
-
Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, где р > рнас (Р = 9,14 МПа)
иькпр = 72-1,158/(86400-0,785-0,06352) = 0,305 м/с.
110
| рсм. КГ/м1 | / | dpjdH 103. МПа/м | dHidpt м/МПа | И, м |
| 255,9 | 0,0595 | 2,955 | 338,4 | 0 |
| 417,3 | 0,0595 | 4,366 | 229,0 | 283,7 |
| 552,2 | 0,0595 | 5,621 | 177,9 | 487,1 |
| 653,0 | 0,0595 | 6,573 | 152,1 | 652,1 |
| 715,9 | 0,0595 | 7,180 | 139,3 | 797,8 |
| 755,0 | 0,0595 | 7,554 | 132,4 | 933,7 |
| 782,0 | 0,0595 | 7,819 | 127,9 | 1063,8 |
| 800,5 | 0,0595 | 7,905 | 126,5 | 1191,0 |
| 808,4 | 0,0329* | 7,949 | 125,8 | 1317,2 |
| 809,8 | 0,0329* | 7,963 | 125,6 | 1665,4 |
Учитывая, что при р>р„ас объемный коэффициент нефти, как все прочие физические параметры, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной на всем интервале однофазного’’ потока.
-
Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока жидкости при р = 9,14 МПа
Re* = 0,305 • 0,0635 • 808,4/(2,8 ■ 10-3) = 5589.
-
Определяем по (5.22) коэффициент гидравлического трения потока X = 0,067 [158/5589 + 2-1,4-10-5/0,063510,2 = 0,0329. -
Рассчитаем по (5.21) градиенты давления в сечениях, где Р > Р«гс, Р = 9,14 МПа; dp/dH = 808,4-9,81 • 10“в + 0,0329 х X 0,3052-808,4-10-6/(2-0,0635) = 7,949-10"3 МПа/м; р = рзаб = = 11,91 МПа; dp/dH = 809,8-9,81 ■ lCM + 0,0329-0,3052-809,8 х X 10-в/(2-0,0635) = 7,963-10-3 МПа/м. -
Вычислим dH/dp. -
Проводим численное интегрирование по (5.20) зависимости dH/dp = f(p), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока. Например
р = Ру = IJ4 МПа, Н = 0;
р = 3,14,
Из результатов интегрирования (см. табл. 5.3) следует, что расчетный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет
Lrxc = 1317 м.
-
Определяем длину участка однофазного потока. Так как этот участок мы не разбивали по шагам изменения давления, то согласно (5.20) его длина будет
111
в
ID р,мпа
Р^1Л О
Ж - ООО - 600 - 800 - 1000 - 1200 - то - 1600 - Н, м
и
Рис. 5.6. Определение на забое скважины по расчетному профилю давления в подъемной колонне (к задаче 5.1)
Полная расчетная длина колонны подъемных труб, на интервале которой давление изменяется от ру = 1,14 МПа до рззб = = 11,91 МПа, составит Нр = 1317,2 + 348,2 = 1665,4 м. -
-
По результатам расчета строим профиль давления в рассматриваемой скважине (рис. 5.6). Откладывая на оси глубин величину Lc = 1600 м, находим расчетное забойное давление рзабр = = 11,4 МПа. -
Оцениваем погрешность результата расчета
б = (Рзабр-Рзаби)-100/Рзаби =(П,40- 11,91) ■ 100/11,91 = -4,3%.
МЕТОД А. П. КРЫЛОВА И Г. С. ЛУТОШКИНА
Данный метод позволяет рассчитывать гидродинамические параметры газожидкостного потока двух структурных форм — пузырьковой и пробковой, характерных для большинства нефтяных скважин. Область существования указанных структур потока оценивают по критическому расходу газа, который в зависимости от диаметра колонньГ подъемных труб DT и расхода жидкости при соответствующих термодинамических условиях QK определяют из следующего выражения:
Угкр= 1,75D2-s Д 1,250ж,м3/с, (5.34)
где Dr, м; QK, м3/с.
112
По соотношению между расходом газа при данных р и Т и его критическим значением определяют соответствующую структуру потока:
если Vr < Vr кР — пузырьковая, - (5.35)
если W> Wkp — пробковая. (5.36^
Истинную объемную долю газа фг в смеси соответствующей структуры в зависимости от расходных характеристик потока (Уг и (2ж), его геометрии (DT) и физических свойств фаз определяют из следующих соотношений, полученных на основе обработки экспериментальных данных: пузырьковая структура
Фг —
Кг
(КГ + 0Ж +0.233-D* /анг/ав
пробковая структура
DT Vv7
Фг —
DT УУ + 0.6023ж + 0,0942- о;-5 У анг/ав
(5.37)
(5.38)
где Dr, м; Vr, Q*, м3/с; фнг, <тв — поверхностное натяжение на границе нефть—газ и соответственно вода—воздух, Н/м; можно принять ав tv 72-10-3 Н/м.
* Плотность газожидкостной смеси, определяющая гидростатическую составляющую общего градиента [см. формулу (5.1)], рассчитывают по формуле
Рем = Рж (1 — фг) + Ргфг, кг/м3. (5.39)
Составляющую общего градиента давления, определяемую необратимыми потерями давления за счет трения и ускорения, для пузырьковой и пробковой структур потока рассчитывают с использованием следующего корреляционного соотношения:
(dp!dH)Tp=9,07-10-9K?/Z)5-33 + 7,95-10“6 Р^75Уцж /Z>£,75+1,08-10
7
х
X
где 9,07-10_9-У?/Пт’33 — градиент давления, обусловленный гидравлическим трением при движении в трубах только газа и полученный на основании использования формулы Веймаута
V = 0,0094lY Dr-
7,95- 10-6Q*73/Dt’75 УЦж —градиент давления, обусловленный гидравлическим'трением при движении в трубах жидкости и полученный на основании использования формулы Блазиуса
Хж = 0,3164/|/ Re*;
113
1,08- 10“7 Y Qm /0?^ж°25 (VrQ* ■ 106)fe — градиент давления, обусловленный взаимодействием фаз при их совместном движении, k — показатель степени, зависящий от диаметра трубы:
рж — динамическая вязкость жидкости при соответствующих р и Т, мПа-с.
Общий градиент давления потока газожидкостной смеси в точке или сечении колонны труб будет
(dp'dH)