Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
где z — коэффициент сверхсжимаемости газа: для условий данного примера принять г == 0,91; рст, Тсг— соответственно стандартные давление (0,1 МПа) и температура (293 К); п0 — объемная обводненность при давлении приема
по (Рпн) — Рвд^в (Рпн)/[9вдЬв (Рпн) + (11*20)
<5вД — объемный расход дегазированной воды, м3/сут; Ьв (рПИ) — объемный коэффициент воды при давлении приема. В расчетах Ьв принимать постоянным и равным 1.
При эксплуатации скважины фонтанным способом и ШСНУ пло
щадь сечения трубопровода определяют так
f = nD2jA. (11.21)
При эксплуатации скважин УЦЭН
/=яВ2/4 = л(02к-Й2нар)/4. (11.22)
Затем рассчитывают приведенную скорость нефти wa: для фонтанной скважины и скважины с ШСНУ
w„ = 4<?жд[1 - п0 {Рпн)]Ьн(р
пн)/(86 400яО2к). (11.23)
9 Заказ № 1131 241
Находят число Рейнольдса для нефти ReH и относительную скорость газовых пузырьков. Затем по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитывают коэффициенты сепарации и строят зависимости 0^= / (Q>K) (рис. 11.1) ^или 0 = / (qM/w0F3K).
Влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации
Задача 11.7. Для условий предыдущей задачи оценить влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации. Расчеты провести для случая, когда скважина безводная, а угол наклона составляет А = 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20 и 22°. Сопоставить влияние угла наклона на коэффициент сепарации для различных способов эксплуатации: фонтанного, ШСН и ЦЭН.
Влияние сепарации на газовый фактор и давление насыщения
3 а д”а ч а]' 11.8. JОценить влияние сепарации газа у приема ШСН на фактический газовый фактор и на давление насыщения для следующих условий: внутренний диаметр скважины D3A = = 0,1503 м, наружный диаметр НКТ dHap = 0,048 м, дебит нефти QH = 40 м3/сут, обводненность продукции
9 Заказ № 1131 241
Находят число Рейнольдса для нефти ReH и относительную скорость газовых пузырьков. Затем по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитывают коэффициенты сепарации и строят зависимости 0^= / (Q>K) (рис. 11.1) ^или 0 = / (qM/w0F3K).
Влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации
Задача 11.7. Для условий предыдущей задачи оценить влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации. Расчеты провести для случая, когда скважина безводная, а угол наклона составляет А = 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20 и 22°. Сопоставить влияние угла наклона на коэффициент сепарации для различных способов эксплуатации: фонтанного, ШСН и ЦЭН.
Влияние сепарации на газовый фактор и давление насыщения
3 а д”а ч а]' 11.8. JОценить влияние сепарации газа у приема ШСН на фактический газовый фактор и на давление насыщения для следующих условий: внутренний диаметр скважины D3A = = 0,1503 м, наружный диаметр НКТ dHap = 0,048 м, дебит нефти QH = 40 м3/сут, обводненность продукции
п0 = 0, газовый фактор (стандартные условия) Г0 = 120 м3/м3, давление насыщения при пластовой температуре рнас = 12 МПа, пластовая температура Сл = 50 °С, плотность дегазированной нефти рнд = 825 кг/м3, газ содержит в своем составе: метана NCl = 12 %, азота NN, = — 32 %, температура у приема насоса /пн = 20 °С, давление у приема насоса рпн = 6 МПа.
Решение. Оценивают влияние температуры на давление насыщения
Рнас ( = Рнас “Ь 0> 1 ^ 0 — Ол) > (11.24)
где’рнас t —'давление насыщения при температуре t, МПа;
k = Г" (iVCj — 0,81Vд. )/[7018 -(- 0,9157- Гд (NСх — 678IV^)], (11.25)
Га''— газовый фактор однократного разгазирования при 20 °С, приведенный к нормальным условиям, м3/т.
В условиях примера газовый фактор приведен к стандартным условиям. Его пересчитывают для нормальных условий
г0 = г0273 293 = 120-273/293 = 111,8 м/3м3.
Выражают газовый фактор в м3/т, для чего полученный Го делят на плотность дегазированной нефти р„А
г" = г'/р
Решение. Оценивают влияние температуры на давление насыщения
Рнас ( = Рнас “Ь 0> 1 ^ 0 — Ол) > (11.24)
где’рнас t —'давление насыщения при температуре t, МПа;
k = Г" (iVCj — 0,81Vд. )/[7018 -(- 0,9157- Гд (NСх — 678IV^)], (11.25)
Га''— газовый фактор однократного разгазирования при 20 °С, приведенный к нормальным условиям, м3/т.
В условиях примера газовый фактор приведен к стандартным условиям. Его пересчитывают для нормальных условий
г0 = г0273 293 = 120-273/293 = 111,8 м/3м3.
Выражают газовый фактор в м3/т, для чего полученный Го делят на плотность дегазированной нефти р„А
г" = г'/р
нд = 111,8 0,825 = 135,5 м3/т.
Рассчитывают:
коэффициент k
k = 135,5 (12 — 0,8-32). [7018 + 0,9157-135,5 (12 — 0,8 ■ 32)] = — 0,346;
Рассчитывают:
коэффициент k
k = 135,5 (12 — 0,8-32). [7018 + 0,9157-135,5 (12 — 0,8 ■ 32)] = — 0,346;
242
| давление насыщения при температуре на приеме насоса рнас ао = 12 — 0,1 -0,346 (20 — 50) = 13 МПа; коэффициент сепарации газа у приема ШСН Сто 1 — (^нар/Пэк)2 Ощ — ’ " • 1 + 1.05 При давлении у приема рпн = 6 МПа объемный коэффИцИент нефти Ьи = 1,2. Таким образом, коэффициент сепарации (принимая w0 = 0,02 м/с) Ош 1 — (0,048/0,1503)2 1 + 1,05-4-1,2-40/[86400-0,02-3,14- (0.1503)2] 0,898/2,645=0)34. Совершенно очевидно, что сепарация газа снижает nojiHblg га_ зовый фактор после выхода продукции скважины из насоса, а также снижает и давление насыщения. Таким образом, требуется вычислить фактический газовый фактор Г0 факт и новое давленце насыщения Рнас для расчета движения продукции скважины в НКТ • после выхода из насоса. Фактический газовый фактор .Го факт вычисляют по (10.17). Для оценки величины Г0 п„ (рпн) можно воспользоваться следующей зависимостью (при содержании азота до 40 %): j ^0 пн (Рпн) — 1.5+0,32- / Рпн — 0,1 \ 1,567+ 11.26) где NNi — содержание азота в нефтяном газе, %. Таким образом, фактический газовый фактор при частичной сепарации газа у приема погружного оборудования рассчитывают по следующей формуле: Г офакт — Г о 1 — 1,5+0,32-77^ / Рпн —0,1 Л 1,567+ 77^ \ Рнас — 0,1 (11.27) Для условий рассматриваемой задачи Т’о фа 120 1 1,5+0,32-322 / 6 — 0,1 X 1.567+32 V 13-0,1 ■0,34 — 110,95 м3/м3. Таким образом, фактический газовый фактор после выхода продукции из насоса равен Г0факт = 110,95 м3/м3. Давление на. сыщения, соответствующее фактическому газовому фактору р'нж может быть найдено из следующей зависимости Р нас Рнас 1 — | | 1,5+0,32-77^ Т |
| G | i ( р™ | ) 1-567+ |
| | L \ Рнас / | ) JJ |
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |