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

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
= pCMg-10-6 cos a + (dp/dH)rp, МПа/м. (5.41)

Используя (5.39), можно рассчитать профиль давления в скважине, удовлетворяющей условиям, при котором справедлива примени­мость данного метода (см. табл. 5.2).

Задача 5.2. Рассчитать по методу А. П. Крылова и Г. С. Лу- тошкина кривую распределения давления в подъемных трубах газ­лифтной скважины. Используя полученную кривую р = / (Я), определить давление в точке ввода газа в колонну подъемных труб. Положение рабочего клапана LpK известно. Исходные данные сле­дующие: Q* сх = 96 м3/сут, р„д = 849 кг/м3, ру = 2 МПа, рг0 = = 1,26 кг/м3; /5заб = 12,5 МПа, р„д = 10,2 мПа-с, Тпл = 355 К, рн пл = 1,3 мПа-с, соп = 0,041 К/м, Ь„ пл = 1,27 (объемный ко­эффициент пластовой нефти), Lc = 2000 м, Г = 76,7 м3/м3, Z)T = = 0,0635 м, рнас = 11 МПа, Арк = 1200 м, Rr = 78 м3/м3, рв = 0.

Решение. 1. Задаем шаг Ар = 0,1 рнас
= 1,0 МПа и оп­ределяем по (5.15) их число N = (11,0—2,0)/1,0 = 9.

Соответственно число задаваемых давлений будет п = 9 + + 1 = 10.

  1. Вычисляем по (5.16) давления в сечениях (точках), распо­ложенных ниже устья скважины (табл. 5.4).

  2. Рассчитываем по (5.10) температурный градиент потока

Шп = (0,0034 + 0,79 0,041)/1096/,(86400'20'0,06352’67) = 0,0293 КЫ.

  1. Определяем по (5.9) температуру потока на устье скважины Ту = 355-0,0293-2000 = 296,4 К.

  2. Рассчитываем согласно (5.14) температуру в рассматривае­мых сечениях (точках) потока (см. табл. 5.5). Например, в сечении, где р = 3,0 МПа, температура будет

Т =296,4 + (355 — 296,4)-1,0/(12,5 — 2,0) =302,0 К-

  1. Используя данные исследования проб пластовой нефти

Угв = f(p), b„=f(p), pH=f(p), pH=f(p),

находим ее физические параметры, соответствующие заданным дав­лениям. Для условий рассматриваемой задачи результаты опреде­ления удельного объема выделившегося газа (К,в), объемного ко­эффициента (Ьн), плотности (рн) и вязкости нефти приведены в


114




Параметры
2,0
3,0
4.0
5,0
6,0
7,0
8-0
9,0
10,0
11,0

т, к
296,4
302,0
307,6
313,1
318,7
324,3
329,9
335,5
341,0
346,6

VrB, мэ/м3
62,8
55,8
48,9
41,9
34,9
28,0
21,0
14,1
7,1
0

О н
1,046
1,069
1,092
1,115
1,138
1,161
1,184
1,207
1,230
1,244

рн, кг/м3
830,8
821,7
812,6
803,6
794,5
785,4
776,3
767,2
758,1
752,6

цн. мПа-с
9,7
8,7
7,7
6,8
5,8
4,8
3,8
2,9
1,9
1,3

Z
0,88
0,84
0,80
0,77
0,74
0,72
0,71
0,70
0,70
0,70

рг, кг/м3
27,69
42,05
56,98
72,13
87,20
101,88
115,88
129,00
141,02
147,68

анг, Ю_3 Н/м
21,5
18,8
16,4
14,2
12,2
10,4
8,7
7,1
5,7
4,4

Ю_3 м3/с
1,162
1,188
1,213
1,239
1,264
1,289
1,315
1,340
1,367
1,382

VT, Ю-3 мэ/с
7,118
4,454
3,118
2,327
1,813
1,457
1,196
0,999
0,844
0,767

VT кр, 10-3 м3/с
3,230
3,260
3,292
3,324
3,356
3,388
3,420
3,452
3,484
3,503

Структура
Пробко-
Пробко-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь-
Пузырь

вая
вая
ковая
ковая
ковая
ковая
ковая
ковая
ковая
ковая

фг
0,7583
0,7020
0,6357
0,5487
0,4830
0,4257
0,3753
0,3314
0,2926
0,2715

Рем, кг/м3
221,8
274,4
332,2
402,3
452,8
494,4
528,5
555,7
577,5
588,4

(dp/dtf)T, 103, МПа/м
0,269
0,208
0,175
0,153
0,137
0,125
0,115
0,106
0,096
0,089

dpIdH, 10*, МПа/м
2,445
2,899
3,530
4,099
4,579
4,976
5,299
5,557
5,761
5,861

dHldp, м/МПа
408,9
344,9
283,3
243,9
218,4
200,9
188,7
179,9
173,6
170,6

Я, м
0
376,9
691,0
954,6
1185,7
1395,4
1590,2
1774,5
1951,2
2123,3



табл. 5.4. При необходимости эти параметры могут быть получены расчетным путем (см. гл. 1).

  1. Вычисляем по (1.20—1.21) коэффициент сжимаемости газа, предварительно определив по (1.17) приведенные параметры газа. Например, для термодинамических условий устьевого сечения р = =
2,0 МПа, Т = 296,4 К


Р пр — ' Т’пр =


2,0-106


105 [46,9 — 2,06 (1,26/1,293)2]

296,4 =

[97 + (172-1,26)/!,293]


• = 0,445; 1,12;


г = 1,0 — 0,23-0,445 —(1,88 — 1,6-1,12)-0,4452 = 0,88 и т. д.

  1. Определяем по (1.24) плотность газа при заданных условиях рг = 1,26-2,1-273/(0,88-0,1-296,4) = 27,69 кг/м3.

  2. Вычисляем по (1.55) поверхностное натяжение нефти на границе с газом

стнг= 1/ю'-58 + 0,05-2,0 — 72-10—6 (296,4-305) =21,5-10_3Н/м.

  1. Определяем по (5.17, 5.18) расходы жидкой и газовой фаз

(?ж = 96,0 1,046/86400 = 1,162-10-3 м3/с, VT = (62,8 + 78,0)-96 0,88 X

X 296,4-0,1/(86400-273-2,1) = 7,118- 10-э„и3/е.

  1. Рассчитываем по (5.34) критический расход газа Vr кр = 1,75-0,06352,5 + 1,25-1,162-10_3= 3,230-10

3 м3/с.

  • По (5.35 и 5.36) определяем структуру газожидкостного потока. Например в условиях устьевого сечения Рг>^гкр — струк­тура пробковая.

  • По (5.37 и 5.38) в зависимости от структуры потока рассчи­тываем истинную объемную долю газа в смеси


    • 0,0635 ]/ 7,118 -10_3 _

    Фг |

    0,0635 ■ yV, 118 • 10—3 +0,6023 • 1,162 • 10-3+0,0942 ■ 0,063511'5\/ 21,5/72 = 0,7583.

    1. Вычисляем по (5.39) плотность газожидкостной смеси рсм = 830,8(1 —0,7583) + 27,69- 0,7583 = 221,8 кг/м3.

    2. Рассчитываем по (5.40) градиент давления, обусловленный трением и ускорением


    116






    Рис. 5.7. Определение давления в точке ввода газа рвг по расчетному про­филю давления в подъемной колонне (к задаче 5.2)


    (7 118-10“312

    («рШ)тр = 9,07-10-» (- •И8.1с°5 зз) + 7f96.10-в х


    0,06355


    (1,162-10—3)|*7Б 4/- 7 .

    ri /9,7 + 1.08■ 10 7-9,7

    0.06354,75


    >0,025


    X


    Т^1'162-10 3 . (7,118-10—3-1,162-103- Ю6)0'73 = 0,001 • 10_3 +
    Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

    Смотрите также:

    2014 biblioonline ru