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

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 р_нас (см. табл. 5.3). Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет

~~dpldH~~ = 255,9-9,81 • 10-⁶ + (0,0595-72³-936,16²)/(2,3024-10¹⁵-255,9 _х

X 0.0635⁵) = 2,955-10-³ МПа/м.

Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, где р > р_нас (Р = 9,14 МПа)

иькпр = 72-1,158/(86400-0,785-0,0635²) = 0,305 м/с.

110

р_см. КГ/м¹	/	dpjdH 10³. МПа/м	dHidp_t 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 + 2-1,4-10-⁵/0,06351^0,2 = 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 = р_заб = = 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^ 2,14, Н = 1 • (338,4 + 229)/2 = 283,7 м,

р = 3,14, ~~Н =~~ 1-[(338,4 + 177,9)/2 4- 229] = 487,1, м,

р = 4,14, Н = 1 [(338,4 + 152,1)/2 + 229 + 177,9] = 652,1 м и т. д.

Из результатов интегрирования (см. табл. 5.3) следует, что расчетный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет

L_rxc = 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

М_ж = (11,91 — 9,14) -(125,8 + 125,6)/2 = 348,2 м.

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 р_у = 1,14 МПа до р_ззб = = 11,91 МПа, составит Н_р = 1317,2 + 348,2 = 1665,4 м. -

По результатам расчета строим профиль давления в рассматриваемой скважине (рис. 5.6). Откладывая на оси глубин величину L_c = 1600 м, находим расчетное забойное давление р_забр = = 11,4 МПа.
Оцениваем погрешность результата расчета

б = (Рзабр-Рзаби)-100/Рз_аби =(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 D_T и расхода жидкости при соответствующих термодинамических условиях Q_K определяют из следующего выражения:

У_гкр= 1,75D2-^s Д 1,250_ж,м³/с, (5.34)

где D_r, м; Q_K, м³/с.

112

По соотношению между расходом газа при данных р и Т и его критическим значением определяют соответствующую структуру потока:

если V_r < V_r к_Р — пузырьковая, - (5.35)

если W> Wkp — пробковая. (5.36^

Истинную объемную долю газа ф_г в смеси соответствующей структуры в зависимости от расходных характеристик потока (У_ги (2ж), его геометрии (D_T) и физических свойств фаз определяют из следующих соотношений, полученных на основе обработки экспериментальных данных: пузырьковая структура

Фг —

Кг

**(К_Г + 0_Ж +0.233-D* /а_нг/а_в

пробковая структура

D_T Vv7

Фг —

^DT УУ + 0.6023_ж + 0,0942- о;-⁵ У а_нг/а_в

(5.37)

(5.38)**

где Dr, м; V_r, Q, м³/с; ф_нг, <т_в — поверхностное натяжение на границе нефть—газ и соответственно вода—воздух, Н/м; можно принять а_в 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^⁷⁵Уц_ж /Z>£^,75+1,08-10**

⁷

х

X V9_Ж Р°ж⁰²⁵ (К_Г<3_Ж '0Т/^, МПа/м, (5.40)

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

Х_ж = 0,3164/|/ Re*_;

113

1,08- 10“⁷ Y Qm /0?^ж°²⁵ (V_rQ* ■ 10⁶)^fe — градиент давления, обусловленный взаимодействием фаз при их совместном движении, k — показатель степени, зависящий от диаметра трубы:

D_T 0,0381 0,0508 0,0635 0,0762,

К 1,06 0,87 0,73 0,65,

р_ж — 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)

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

Смотрите также:










2014 biblioonline ru