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: 295
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
0 — усредненная относительная скорость газовых пузырьков, м/с; Vn — объемный расход газа, м3/с; Fэк — площадь поперечного сечения скважины, м2.
По результатам анализа движения газожидкостной смеси относительная скорость газовых пузырьков зависит от истинного нефтесодержания фн и для расчетов может быть принята равной: при ф„>0,5 w0 = 0,02 м/с, а при фн < 0,5 wQ = 0,2 м/с.
М'п= [Рп-Рп+\)1[ёРсмп) = AW(gPcu„). (11-53)
252
2. Определяют давления на приеме рпн и объемные расходные газссодержания рпн для заданной глубины спуска насоса Ни = ЮСО м и соответствующих забойных давлений рзаб. Давле-
253
Рис. 11.4. Зависимости давления Рпн (1) и объемного газосодер- жания (2) ргп на приеме от дебита скважины
Рис. 11.5. Характеристики скважины для различных устьевых давлений (номера на кривых соответствуют устьевым давлениям):
ру4 > Руз > Ру2 >Ру1. ИСП = const
ния на приеме находят по одному из известных методов расчета кривых распределения давления в интервалах по глубине от Lc до #н, по давлению от рзаб до ри„.
Объемное расходное газосодержание рассчитывают по формуле (на 1 м3 жидкости)
Р (р ) ^0 ^Пн) ГстГПНг • [ 1 П0 (Рин)1/(Рпн7"ст)
[Го (Рпн) РстГпнг/(РинГст) -f- Ьц (Рпн)] [1 «о (Рпн)] + По(Рпн)
(11.55)
где Г0 (рпн) — газовый фактор при давлении рин, м3/м3. рст — стандартное давление, равное 0,1 МПа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Тст, Тпл — соответственно стандартная температура, равная 293 К, и температура на приеме, К; «о (рин) — объемная обводненность при давлении р
и„, Ьн (рп„) — объемный коэффициент нефти при давлении р[1Н.
Объемную обводненность при давлении рпн находят по (11.20). Температуру на приеме насоса inH рассчитывают для каждого дебита жидкости (2ЖД по следующей формуле:
Гпн = <„л-<пл Г0,544 (623,7 Л], (11.56)
гс L с V 0 ж дм / J -
где с — удельная теплоемкость жидкости Дж/(кг-градус); <3ЖДМ — массовый дебит скважины, т/сут.
Для безводной нефти С = 2100 Дж/(кг-градус).
По результатам расчета строят зависимости рин = / (<2ЖД) и Рин = / (<2жД) для заданного На = 1000 м (рис. 11.4).
3. Рассчитывают по одному из известных методов кривые распределения давления в НКД в зависимости от дебита жидкости (?жд и устьевого давления ру (рассчитываются давления на выходе насоса рвн).
254
предварительно для каждого дебита жидкости определяют коэффициент сепарации газа у приема штангового насоса ош по- (11.12).
При этом объемный расход жидкости при давлении рпн находят
так
?ж = [„дМРпн) + С>в]/еб400. (11.57)
Относительную скорость движения газовых пузырьков в условиях приема принимают равной:
при по<0,5 шо = 0,02 м/с; при ло>0,5 ш0 =0,17 м/с,
а' площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны (м2) находят по
^эк = ^к/4. (11.58)
Оценивают влияние сепарации газа у приема насоса на газовый фактор и давление насыщения.
Определяют фактический газовый фактор Г
0 факт, который необходимо подставлять при расчете распределения давления в НКТ, а также новое давление насыщения Р\ас (см. задачу 11.8).
При этом
Рвх = Рпг. (1 — °ш). (11.59)
Построение характеристики проводят в следующей последовательности:
а) рассчитывают объемный расход газожидкостной смеси, который может быть перекачан насосом QCM н при данном давлении р„, развиваемым им. Предполагая, что цилиндр насоса полностью заполняется газожидкостной смесью при давлении приема р„н и газссодержании ее рвх,' искомый объемный расход QCM „ (м3/сут) можно записать так
Осмн — 1440Fпл (*$'Х)-п <7ут* (11 *60)
где X — потери хода плунжера от упругих деформаций штанг и труб, м;
По результатам анализа движения газожидкостной смеси относительная скорость газовых пузырьков зависит от истинного нефтесодержания фн и для расчетов может быть принята равной: при ф„>0,5 w0 = 0,02 м/с, а при фн < 0,5 wQ = 0,2 м/с.
-
Рассчитывают высоту столба газожидкостной смеси
М'п= [Рп-Рп+\)1[ёРсмп) = AW(gPcu„). (11-53)
-
По результатам расчета строят кривую распределения давления. Расчет ведут от рзаб до р.
252
НИЯХ рзаб Ожд = К (рил — Рзаб)* Значения приведены ниже. Рзаб» МПа | . 11 | 10 | 9 | 8 | (11.54) 7 6 |
<2жд, М3,'сут | . 5 | 10 | 15 | 20 | 25 30 |
2. Определяют давления на приеме рпн и объемные расходные газссодержания рпн для заданной глубины спуска насоса Ни = ЮСО м и соответствующих забойных давлений рзаб. Давле-
253
Рис. 11.4. Зависимости давления Рпн (1) и объемного газосодер- жания (2) ргп на приеме от дебита скважины
Рис. 11.5. Характеристики скважины для различных устьевых давлений (номера на кривых соответствуют устьевым давлениям):
ру4 > Руз > Ру2 >Ру1. ИСП = const
ния на приеме находят по одному из известных методов расчета кривых распределения давления в интервалах по глубине от Lc до #н, по давлению от рзаб до ри„.
Объемное расходное газосодержание рассчитывают по формуле (на 1 м3 жидкости)
Р (р ) ^0 ^Пн) ГстГПНг • [ 1 П0 (Рин)1/(Рпн7"ст)
[Го (Рпн) РстГпнг/(РинГст) -f- Ьц (Рпн)] [1 «о (Рпн)] + По(Рпн)
(11.55)
где Г0 (рпн) — газовый фактор при давлении рин, м3/м3. рст — стандартное давление, равное 0,1 МПа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Тст, Тпл — соответственно стандартная температура, равная 293 К, и температура на приеме, К; «о (рин) — объемная обводненность при давлении р
и„, Ьн (рп„) — объемный коэффициент нефти при давлении р[1Н.
Объемную обводненность при давлении рпн находят по (11.20). Температуру на приеме насоса inH рассчитывают для каждого дебита жидкости (2ЖД по следующей формуле:
Гпн = <„л-<пл Г0,544 (623,7 Л], (11.56)
гс L с V 0 ж дм / J -
где с — удельная теплоемкость жидкости Дж/(кг-градус); <3ЖДМ — массовый дебит скважины, т/сут.
Для безводной нефти С = 2100 Дж/(кг-градус).
По результатам расчета строят зависимости рин = / (<2ЖД) и Рин = / (<2жД) для заданного На = 1000 м (рис. 11.4).
3. Рассчитывают по одному из известных методов кривые распределения давления в НКД в зависимости от дебита жидкости (?жд и устьевого давления ру (рассчитываются давления на выходе насоса рвн).
254
предварительно для каждого дебита жидкости определяют коэффициент сепарации газа у приема штангового насоса ош по- (11.12).
При этом объемный расход жидкости при давлении рпн находят
так
?ж = [„дМРпн) + С>в]/еб400. (11.57)
Относительную скорость движения газовых пузырьков в условиях приема принимают равной:
при по<0,5 шо = 0,02 м/с; при ло>0,5 ш0 =0,17 м/с,
а' площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны (м2) находят по
^эк = ^к/4. (11.58)
Оценивают влияние сепарации газа у приема насоса на газовый фактор и давление насыщения.
Определяют фактический газовый фактор Г
0 факт, который необходимо подставлять при расчете распределения давления в НКТ, а также новое давление насыщения Р\ас (см. задачу 11.8).
-
По данным, полученным в пп. 2 и 3, строят характеристики скважины для фиксированных Ян и п0 и различных устьевых давлений (рис. 11.5). -
Строят характеристику установки штангового насоса, работающей в скважине. Под характеристикой установки ШСН, работающей в скважине, понимается зависимость между давлением, создаваемым насосом рн, и его подачей по дегазированной жидкости <ЗжД при заданном законе изменения газосодержания на входе в насос рвх и фиксированном режиме работы установки (Fn„, San постоянны), т. е. р„ = / (С?ЖдРвх).
При этом
Рвх = Рпг. (1 — °ш). (11.59)
Построение характеристики проводят в следующей последовательности:
а) рассчитывают объемный расход газожидкостной смеси, который может быть перекачан насосом QCM н при данном давлении р„, развиваемым им. Предполагая, что цилиндр насоса полностью заполняется газожидкостной смесью при давлении приема р„н и газссодержании ее рвх,' искомый объемный расход QCM „ (м3/сут) можно записать так
Осмн — 1440Fпл (*$'
где X — потери хода плунжера от упругих деформаций штанг и труб, м;