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

СОДЕРЖАНИЕ

рго = Жг/22,414 = 32,43/22,414 - 1,447кг/м3, при стандартных условияхргст = Жг/24,05 = 32,43/24,05=1,348 кг/м3. Относительная плотность газа по воздуху рг = Жг/28,98 = 32,43/28,98 = 1,119. Уравнения состояния и их использование для расчетафизических сво

Рг(р, Т) = рropTBl(zpBT), (1.24)V(p,T)=VozpQTI(PT0), (1.25)где У0 (Уст), Pro (Ргст) — объем и плотность газа при нормальных или стандартных условиях (р0, Т„ (Тст)).Задача 1.2. Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости, плотность и объем нефтяного газа при а

Рнд (Т) = Рнд (Г - 293)аеь (293 - Т), (1.35) где а = Ю-(>-0>75 (293 -Г)-2.58.Ь = (8,0-10 5рнд — 0,047) р°ЛЗ + 0.002 (Т - 293) Определяем вязкость газонасыщенной нефти |лнг (р, Т) [23]на основании эмпирической корреляции указанной вязкости с вяз-костью д

А = 1 + 0,0129-45,07 — 0,0364-45,070,85 = 0,6548,В = 1 + 0,0017-45,07 — 0,0228-45,070,667 = 0,7875;в) рассчитываем по (1.36) вязкость газонасыщенной нефти приРнас т — 8,95 МПа и Г = 300,5 К^(р, Г)= 0,6548-11,00,7875 = 4,33 мПа-с. Поверхностное натяжение

с= 100 с7(Ю00 + с'). (1.49) Газонасыщенность пластовой воды. Растворимость природ­ного газа в воде невелика и изменяется от 0 до 4,5 м3/м3 при плас­товых условиях. Для ориентировочной оценки газонасыщенности при неизвестном газовом факторе пластовой воды

«» (Т’пл) = 1,8- КГ* + 0,18-1<Г4(313 - 293)0-6746 = 3,16- 1(Г 4 1/градус;ДЬ(7пл) =3,1610-4 (313 — 29?) = 6,32 10-3;АЬ (Ги) = [1,8829 + 0,0102 (313 - 273)] 9,2.0,5145- 1Q-4 = 1,08-10-3. 23б- Коэффициент сжимаемости пресной воды рв (Т) при Тп„ (1.57) и соо

29л Кажущуюся динамическую вязкость, которая при А>1 определяется по (1.89) рэ - 1,056-2,84(1 ■+• 2,9-0,148)/( 1 —0,148) = 5,03 мПа-е.Аналогичный результат получается при графическом методе опре­деления |хэ (см. рис. 1.3, кривая 6). ИССЛЕДОВАНИЕ СК

3,64.05.0 25,242.063.0 17,5217,0416,44 0,681,161,76 39Рис. 2.8. Индикаторная линия, по-строенная по данным исследованияскважины С2 = 7,9. Скважина исследованатакже при неустановившемся ре-жиме. Пластовое давление 8,2МПа, проницаемость пласта, полу-че

69 р Рис. 2.14. Диаграмма изменениядавления на приеме насоса РтхРтх Р в жидкости (Ящ)РНМТ РШ (Рш Рсм)/Рш’(2.36) При остановке головки ба­лансира в нижней мертвой точ­ке нагрузка равна весу штанг где Яш — вес штанг в воздухе; рш (рсм) — плотность

К = (0, - 2)/(Ру - Ру) = (150 - 100)/0,59 = 85 т/(сут-МПа).Если не пренебрегать изменением плотности смеси в НКТ, то изменение депрессии нужно рассчитывать по (2.43):(^Д ^д) Рсмн 8

Т = 2Q/Q — 35/9,5 = 3 ч 41 мин = 13 260 с.Используя данные табл. 2.4, нанесем экспериментальные точки (рис. 2.18). Угловой коэффициент прямой определяем из равенства i=(Хаб - p;a6)/{ig [(т+ох] - ig [(г+0/0) == (28,18 - 28,01)/(1 — 2) = — 0,17 МПа. (2.49)П

r0= rc exp [ — (Ci + С2)1 = 0,124 ехр [ — (1,8 + 3)1 = 1,02-10-3 м.В (2.51) последний член в скобках является численным выра­жением lg 2,25 t, где t = 60 с. При обработке результатов иссле­дования скважины масштаб времени взят в минутах, поэтому для t = 1

4т„ Ркз (DBh — 4Нар)k3 Шг 0,012рг (D вн — 4нар)А кз з = *Л»»Рз/[(0вн — 4нар) 2] структурный режим движения,турбулентный режим движения, При рзаб = Рпл давление закачки р3 определяется так:Рз — (Ргл Рз) 8(Я — х) -(- Дрт 3 -р Дркз гл -р Аркз 3. (3.25)г

ПрИ Рзаб = РплРзаб = Рпл = Рглg_{L + h — л) -)- p3g* + ДРкз гл + ДРкз з, (3.42)где Дркэ гл, Артз — соответственно потери давления на преодоле­ние гидравлических сопротивлений в кольцевом зазоре при движе­нии жидкости глушения на расстоянии (L—х) и жидкост

92Горизонтальная составляющая горного давления рг = prBv/(l — v) = 45,91-0,3/(1 —0,3) = 19,68 МПа.В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования, вертикальной трещины.Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В ка­честве жидкости разры

100Рис. 5.2. Профиль давления в ко-лонне подъемных труб нольдса смеси ReCM, критерийФруда смеси FrCM, расходнаяобъемная концентрация газав смеси рг и т. д. Согласно структуре по-тока выбираем систему урав-нений, описывающих движениесмеси, и вычисляем гр

МЕТОД П. БАКСЕНДЕЛАДанный метод расчета имеет в своей основе те же принципы, что и метод Поэтмана—Карпентера. Учитывая, что течение происходит в кольцевых каналах, образуемых, например, эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, или

б = (Рзабр-Рзаби)-100/Рзаби =(П,40- 11,91) ■ 100/11,91 = -4,3%. МЕТОД А. П. КРЫЛОВА И Г. С. ЛУТОШКИНАДанный метод позволяет рассчитывать гидродинамические па­раметры газожидкостного потока двух структурных форм — пу­зырьковой и пробковой, характерных для

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. 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. Вы

wr6 э = Li + (^ЭДгбРж/Уг), (5.43)где Lx и L2 — безразмерные функции, зависящие от безразмерногодиаметраD6 = DT VржЯ/анг <5'44)и определяемые по графику (рис. 5.8) или по следующим, аппрокси-мирующим его зависимостям:Z-j = 2, если Dg ^ (5.45)U = 2,91 — 0,0

ws=c1c2YgDT’ м/с, (5.63)где <4 — коэффициент для случая движения газовой пробки в не-подвижной жидкости и являющийся функцией числа Рейнольдсапробки (рис. 5.9)? Ren = wsDT ржфж. (5.64 121 о 10 20 JO 00 50Щ Рис. 5.9. График зависимости Сг от Ren [ 19

МЕТОД ВНИИ ГАЗАОсновой метода являются результаты теоретических и экспери­ментальных исследований движения газожидкостных смесей, про­веденных В. А. Мамаевым, О. В. Клапчуком и др. во Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов [4, 7].Ме

6. ВЫБОР СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНПод эксплуатацией скважин будем понимать процесс подъема продукции на поверхность за счет того или иного энергетического источника по возможности бесперебойно и с минимальными затра­тами трудовых и материальных ресурсо

прочих основных средств Текущий ремонт оборудования: наземного подземногоВнутрипромысловая перекачка и хранение нефти ДеэмульсацияРасходы по увеличению нефтеотдачи пластов Цеховые расходы Общепромысловые расходы 0,0400,138 0,6770,173 Итого 0,0250,0560

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА Условия фонтанирования.Минимальное забойное давление фонтанированияУсловия фонтанирования определяются соотношением между эф­фективным. газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом г

Рнас 20 — Рнас t пл 4" (20 ^пл)/(9,157 -j- /ш), (7.9) 147где put an — давление насыщения при пластовой температуре, МПа; /пл — пластовая температура, °С; /ш — функция состава газа/ш =701,8/[Г («л—0,8уа)] =701,8/[56,4(0,235 -0,8 0,129)] =94,4.Подставляем

РжкЯ^к — Рбк “Ь Рук (7.11) Индекс к в (7.11) означает, что соответствующие параметрынужно брать для условий конца фонтанирования; рб и ру — дав-ления на башмаке и устье подъемника длиной Я; рж — средняяплотность жидкости; Q — массовый дебит; d — диаметр

Рис. 8.1. Схема скважины, оборудо-ванной газлифтной установкой не-прерывного действия:/ — закачиваемый газ; 2 — штуцер; 3 —пусковые газлифтные клапаны; 4 — рабо-чий газлифтный клапан; 5 — пакер Для эксплуатации скважингазлифтным способом использу-ют неск

162 Рис. 8.3. Определение возможных режимов работы скважины, оборудован­ной газлифтной установкой непрерывного действия (к задаче 8-1) определяемых методом последовательных приближений*. Ориенти­ровочно 2ср можно определить, приняв рср—ргу.Строят профи

L = н(Рп —Ру — Аркл) 10" _ Яст (Рп — Ру — Аркл) 10а х В формулах (8.17) — (8.20) рпл, ргу, ру, Д ркл — МПа.Глубину установки первого клапана можно определить и графически (см. рис. 8.5). Например, для AHLT

от 0,0532-0,0694- 0.1 (0,974 -309)°'5273 7,15-0,85-0,269 = 3,79-10—3 м (3,79 мм). Выбираем по табл. 8.1 типоразмер клапана. Рассматривае­мым условиям, так же как и в предшествующих случаях, удовлет­воряет клапан КС с d0T = 5 мм и Кк = 0,067.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ВЫХОДЕ НАСОСАРаспределение давления по длине колонны НКТ может быть рассчитано по одной из методик, приведенных в гл. 5; при этом не­обходимо учесть, что продукция движется по кольцевому зазору между трубами и насосными штангами.На

ДРкл = 4ахРжд/(2£кл). (9Л8)где ржд — плотность дегазированной жидкости.Ржд = Рнд(1 - Рв) + РвРв = 820 (1 - 0.2) + 1100-0,2 = 876 кг/м*; (9.19) ДРклвс =(2,41)2-876/(2-0,42) = 1,6-10*Па« 0,02 МПа;ДРклн = (2,29)2-876/(2-0,42) = 1,44-10* Па « 0,01 МПа. Ри

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА НАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИННОГО НАСОСАВлияние свободного газа, поступающего в цилиндр насоса, на его подачу оценивают коэффициентом наполнения г)напЧнап = Рж(Рпн)/Р, (9.26)где Рж (рпд) — объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса из скважины

(9.70) (9.71) 205 штанг может быть использована зависимость, предложенная А. А. Песляком и упрощенная А. X. ШариповымП^тр мех =сшт £ ALi(<?mTi-sin“i-rPi-rAai/ALi). (9-72)С= 1где Сшт — коэффициент трения штанг о трубы; A Li — длина /-го участка с отклоне

at =а2 = ах =а2= 1: та = У 0,722-2,281/9,81 =0,348; г|> = 0,147/0,184 = 0,80; ХШТ/ S = 0,147/2,28 = 0,064;Рвибв = Рвибн = 0, 348 У"(0, 80 — 0, 064)-42,3-10,3 =6,2 кН;Ринв= ринн =0,5-0,3482 (1 — 2-0,064/0,8)42,3 = 2,1 кН.Выбирают по справочным данным попра

0тах = 59,8-103/(4,91 • Ю-4) = 12,2-107 Н/м2 = 122 МПа;Отт = 29.5-107/(4,91) = 60 МПа; аа = 0,5 (122 — 60) = 31 МПа;оср = 0,5 (122 + 60) = 91 МПа; onp 0 = V122-31 = 61,5 МПа;Опр м = 31 + 0,2-91 = 49,2 МПа.Полученное апр0 = 61,5 МПа свидетельствует о возмо

^полезн — Q (Рвн — Рпн)*Фнд/(1 — Рв)' (9.107) потери мощности от утечек жидкостиЧут = 1/[1 -[- ^ут (1 Рв)/(2фнд)]» (9.108)потери мощности в клапанных узлах1кл= ФнД (АДкл вс “Ь &Ркл Н)/(1 Ов)* (9.109)Мощности, расходуемые на преодоление механического и г

Подача системы <2Ж, м3/сут 236,9 213,7 201,8 221,8 209,2 146,7Давление на приеме рлн, МПа . . . .11,01 9,52 7,88 5,84 4,19 3,07Глубина спуска насоса м 1682 1482 1282 1086 884 665Давление на устье скважины ру, МПа 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5Температура на усть

236 Расчет температуры на приеме штангового скважинного насоса и на устье скважиныЗадача 11.2. Рассчитать по (11.2—11.3) и сопоставить ре­зультаты расчета температуры на приеме насоса и устья для сква­жины, эксплуатируемой ШСНУ со следующей характеристик

Рис. 11.3. Распределение давления в интервалезабой—прием:1— расчет; 2 — эксперимент Поэтому, используя данные третьего ин-тервала, рассчитывают градиент давленияАр/Д/13 = 2/175,93 = 0,0113681 МПа/м.Данный градиент давления останетсянеизменным в интервале

т6 з = 1,9'мин. , т„2 = 2,0 мин., т(1 = 2,2 мин.Тогда общее время, затрачиваемое на подъем труб /6, опреде­лится по формуле h (12.3) где Ki = 1,Ю — поправочный коэффициент, учитывающий уве­личение норм времени при подъеме труб с отложениями парафина

Ь2 = 0,08 0,8 (10— 2 1)/1 = 0,576;Ьз = 0,576 - 0,08 (10 — 3 + 1)/1 = 0,36864;64 = 0,36864 0,08 (10 — 4 + 1)/1 = 0,2064384;+ -= 0.2064384 0,08 (10 — 5+ 1)/1 = 0,0990904;й6 = 0,0990904-0,08 (10 — 6 + 1)/1 = 0,0396361;Ь- = 0,0396361-0,08 (10— 7+ 1)/1 = 0,012