Скачать файл
Заказать новую работу
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