Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

— известная температура в конкретной точке ствола скважины (на устье Т_у или на забое Г_пл). Если Т_с = Ту, то берется знак плюс, если Т_с = Т_пл, то знак минус; м_п — 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]

оз_п = (0,0034 + 0,79(o)/[l0^Q* «/(“"т ^6?)], (5.10)

где (о — средний геотермический градиент скважины, К/м

^w = (7^пл — Т кс)/(7-с — F_HC), (5.11)

Т_нс — температура нейтрального слоя; L_c, L_HC — 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 D_T= = 0,0635 м. При использовании диаграммы для D_T = 0,0508 м действительный дебит надо умножить на 2. Для D_T = 0,0762 м действительный дебит надо разделить на 1,5.

4 Заказ N9 1131

40 80 120 WO 200 240 280

Рис. 5.1. Диаграмма температурных градиентов потока со_п 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 ф_г и коэффициента гидравлического сопротивления Л_см, 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 =[AIL_dPt (5.13)

J dp

Pi

де р_х 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- [(Г_пл — Ту) (р — Ру)]/(Рпл — Ру), (5.14)

где Ту, Т_пл — температура соответственно на устье скважины и в пласте; р_у, р_пл — 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 р_у и температура Т_у на устье скважины, либо по принципу «снизу вверх» — начальные условия — давление р_заб и температура Т_пл 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; п_а (Р_в)— массовая или объемная обводненность жидкости; р_;, р_заб— давление на устье либо на забое скважины, МПа; Т_пл — температура пласта, К; <о — геотермический градиент, К/м; Ь_с

— глубина скважины, м; а ^:— угол отклонения ствола скважины от вертикали, градус; Н — глубина спуска колонны НКТ (фонтанная скважина), м; Н_си — глубина спуска насоса (насосная скважина), м; L_Br — глубина точки ввода газа в подъемные трубы (газлифтная скважина), м; D_T — внутренний диаметр колонны НКТ, м; Ь_эк — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Исходные данные, характеризующие физические свойства дегазированной нефти, воды и газа: р_нд — плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³; р_нд — динамическая вязкость нефти при стандартных условиях, мПа-с; р_пас—давление насыщения нефти при пластовой температуре, МПа; Г — газо- насыщенность пластовой нефти (газовый фактор), приведенная к нормальным условиям, м³/м³; р_г0 — плотность газа однократного разгазирования при нормальных условиях, кг/м³; у_а, у_с_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)

на равные интервалы Ар, которые должны быть ориентировочно в пределах 10 % от ожидаемого конечного давления ц

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:










2014 biblioonline ru