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


t {h) = t ± tnjlW[0,00431 /In (QM + 33) — 5,4-10-4]; (11.2)

t(h) = f ± tnl,h [0,544LC(623,7 ■ DBH/QU + 1 )/c]ILc, (11.3)


* Зависимость (11.1) может быть использована только для фонтанных и газлифтных скважин.


235



где h — глубина, м; Я — безразмерная глубина Я = Л/1 м; с — удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг-К).

Во всех формулах знак «плюс» необходимо брать при расчете температуры от устья, при этом t = ty
, а глубина h отсчитывается от устья; знак «минус» необходимо брать при расчете температуры от забоя, при этом t = /пл, а глубина h отсчитывается от забоя.

Для обводненной продукции скважины удельную теплоемкость жидкости рассчитывают в зависимости от обводненности


С = Сн (1 — п0) 4- сЕп0, (11.4)

где с„, св — соответственно удельная теплоемкость для нефти (2100 Дж/кг-К) и для воды (4186 Дж/кг-К); п0 — обводненность продукции.

Задача 11.1. Рассчитать пластовую температуру в фонтан­ной скважине для следующих условий ее эксплуатации: глубина скважины Lc = 1700 м, внутренний диаметр НКТ dB„ = 0,062 м, глубина спуска НКТ Ят = 1700 м, дебит скважины (массовый) QM = 100 т/сут, продукция скважины безводная п0 = 0, темпера­тура на устье скважины ty = 11,4 °С, плотность пластовой нефти рн пл = 804 кг/м3, плотность дегазированной нефти рнд = 852 кг/м
3.

Решение. Так как по условиям задачи требуется рассчи­тать пластовую температуру, то в расчетных формулах h = Lc = = 1700 м, а Я = 1700.

Рассчитываем /пл по (11.1)

<пл = 11,4 + /пл П - (1 - 0,87,- О-003'100) -^1,

1700 L ; 804 J


1ПЛ = 11,4/Ц 1 —0,87/1,35) 1,06] = 30 СС.

По (11.2'

/пл = 11,4 + /пл1700 [0,00431 /1п (100 + 33) — 5,4-10 4], /пл = 11,4/[1 - 1700 (8,81 • 10-4 — 5,4 ■ 10—4)] = 27,2 °С.


По (11.3)


t


пл


11,4+ /пл


m Го,544 1700 L


1700

2100


^623,7 •


0,062

100


/Пл = 11,4/[1 -(0,544-1,013)] =29,2" С.





Расчет приведен на примере эксплуатации фонтанной скважины на Туймазинском месторождении. Пластовая температура на дан­ном месторождении для пласта Д, = 28 °С, для пласта Ди — 30 °С.

Таким образом, рассчитанные значения хорошо согласуются с фактическими пластовыми температурами пластов Д] и Дп Туй- мазинского месторождения.

800>


236





Расчет температуры на приеме штангового скважинного насоса и на устье скважины

Задача 11.2. Рассчитать по (11.2—11.3) и сопоставить ре­зультаты расчета температуры на приеме насоса и устья для сква­жины, эксплуатируемой ШСНУ со следующей характеристикой: глубина скважины Lc = 1300 м, внутренний диаметр скважины DT = 0,1503 м, глубина спуска насоса #„ = 700 м, дебит скважины QM = 26 т/сут, обводненность п0 = 0,25, пластовая температура /пл = 24 °С, плотность пластовой нефти р„ пл = 884 кг/м3, плот­ность дегазированной нефти рнд = 895 кг/м3, диаметр НКТ = = 0,0403


Расчет распределения температуры в скважине, эксплуатирующейся УЦЭН

Задача 11.3. Рассчитать распределение температуры в подъемнике (НКТ) и в скважине (ниже приема ЦЭН) для следую­щих условий: глубина скважины Lc = 1780 м, внутренний диа­метр скважины DT = 0,13 м, глубина спуска УЦЭН Н„ = 900 м, внутренний диаметр НКТ dBH = 0,0403 м, температура на устье скважины /у = 20 °С, пластовая температура /пл = 35 °С, массо­вый дебит скважины QM = 130 т/сут, обводненность продукции п0 = 0,80, плотность дегазированной нефти рнд = 860 кг/м3, плот­ность пластовой нефти р„пл = 825 кг/м3.


Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние этого повышения на вязкость продукции

Задача 11.4. Рассчитать повышение температуры продук­ции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агре­гата и оценить влияние повышения температуры на вязкость газо­насыщенной нефти на выходе из установки. Основные исходные данные следующие: глубина скважины Z.c = 2000 м, глубина спуска ЦЭН Нн = 1200 м, внутренний диаметр скважины DT = = 0,1503 м, внутренний диаметр НКТ dBK = 0,0503 м, пластовая температура /пл = 50 °С, температура на устье скважины ty = = 14,8 °С, дебит скважины (массовый) QM = 50 т/сут, обводнен­ность п0 = 0, вязкость дегазированной нефти соответственно при 20 °С р20 = 50 мПа-с, при 50 °С р50 = 5 мПа-с, газовый фактор’ Г0 = 25 м3/м3, давление у приема ЦЭН выше давления насыщения.

Решение. Первоначально рассчитывают температуру в сква­жине £с перед установкой ЦЭН на глубине 1200 м от устья или на расстоянии 800 м от забоя по (11.3)


tc = t


ПЛ


! — ^Lc ^ Ян^ ^0,544 —^623,7


£)т

Ом





237



Так как продукция безводная, то с = 2100 Дж/(кг-°С)

С = 50 (l - (2000- 120°) ГО,544 (623,7 + , Y1] _

1 2000 L 2100 V 50 )\]



= 20,2° С.

Таким образом, температура в скважине перед установкой ЦЭН составляет tc = 20,2 СС. Для расчета температуры на выходе из установки ЦЭН /ВЬ1Х воспользуемся зависимостью (11.3), записан­ной в виде

t(h) = ty + t(h) -А_ Го, 544 - А. (623,7 Ai- + 1YI . (11.5)

н„ L C V Q м /J

При /г = Нк, i (Л)=/пл = 4к.


Тогда /вн = fy/{l —[0,544-tfcn(623,7dB„/gM+ 1)/с]} = 14,8/{ 1 — [0.544Х X 1200/2100(623,7-0,0503/50 + 1)]} =29,96° С. (11.6)

Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на

At = tBH—tc = 29,96— 20,2 = 9,76 СС.


Рассчитывают вязкость газонасыщенной нефти рн< при теку­щей температуре t


рнг = ехр(- 87,24-10-4-Ргр+ 12,9-IQ-6-х


X





47,1 М0-‘Ггр + 8,3-Ю-6-1фр')


(11.7)


где Угр — количество растворенного в 1 м3 нефти газа, м3/м3 при Р + РнчсРгр = Tq.

При температуре в скважине перед установкой ЦЭН tc = = 20,2 °С


ц„ 20,2 = ехр ( — 87,24-10 4-25 + 12,9-10“6-252) X

0,2 | ехр <— 47,11-10—4-25-)-8,3-10—6■ 252)


X


50


(Щ

\ Ig ьо)


30


= е—0,21004 х


X 48,84е 0,1126 = 0,81-48,840’8935 = 26,15 мПа-с.

Рассчитывают вязкость газонасыщенной нефти при температуре (ВЬ1Х = 29,96 °С


Н н 2с,об — 0,81





9,96

30


0,8915


0,81 • 18,44°'89°5 =10,95 мПа-с.


Следовательно, за счет нагрева от работающего погружного аг­регата вязкость газонасыщенной нефти снизилась с 26,15 до 10,95 мПа-с, т. е. в 2,39 раза.


238



РАСЧЕТ МАССОВОГО ДЕБИТА СКВАЖИНЫ

Задача 11.5. Рассчитать массовый дебит фонтанной сква­жины, основные характеристики которой следующие: глубина сква­жины Lc = 1700 м, пластовая температура t„л = 29 °С, темпера­тура на устье ty = 8 °С, внутренний диаметр НКТ (подъемник спу­щен до забоя) dB„ = 0,0503 м, плотность дегазированной нефти рнд = 855 кг/м3, плотность пластовой нефти рн пл = 804 кг/м3, обводненность продукции п0 = 0.

Решение. Для расчета массового дебита добывающей сква­жины можно использовать следующие зависимости:


Замеренный массовый дебит данной скважины составляет- 52 т/сут. Расчет по (11.8) дает Qu — 767,6 lg [0,87/(1—8-804/(29- •855))] = 53,7 т/сут, т. е. по сравнению с замеренным погрешность составляет 3,2 %.

Расчет по (11.9) дает следующий результат (по условиям задачи Н = LJ1 м = 1700):

QM — JQ0.001874-1700/(l—в/29—{-5,4-10 4
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru