437
.pdf4.Расчёт распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине.
5.Определение термодинамических условий и глубины начала интенсивного образования АСПО.
7.1.Исходные данные для расчёта
–глубина скважины Hскв, м;
–пластовая температура Tпл, К;
–температура нейтрального слоя Tнс, К;
–плотность пластовой (ρпл) и дегазированной (ρнд) нефти,
кг/м3;
–динамическая вязкость пластовой (μпл) и дегазированной (μнд) нефти, Па·с;
–давление насыщения нефти газом Pнас, МПа;
–газосодержание пластовой нефти (газовый фактор) Гнпл,
м3/м3;
–плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях ρг0, кг/м3;
–молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования (ya и yм), доли.ед.;
–плотность попутно добываемой воды при стандартных условиях ρв, кг/м3;
–содержание растворенных в воде солей С, г/л
–дебит скважины по жидкости объемный (стандартные условия) Qж, м3/сут;
–дебит скважины по жидкости массовый Qм, т/сут;
–объемная обводненность жидкости (стандартные условия) βв, д.е.;
–давление на устье скважины Pу, МПа;
–забойное давление Pзаб, МПа;
–глубина подвески насоса Ннас, м;
–потребляемая электродвигателем мощность Nпэд, кВт;
–угол отклонения скважины от вертикали α, град;
41
elib.pstu.ru
–внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ)
dвн, м;
–внутренний диаметр эксплуатационной колонны Dэк, м.
7.2. Расчёт распределения температуры потока в скважинах
При известной пластовой температуре вычисляется температура T(Hнас) на глубине Hнас:
T(Hнас ) Tпл п (Hскв Hнас ), |
(7.1) |
||||
где ωп – температурный градиент потока, °C/м: |
|
||||
|
|
(0,0034 0,79 ) |
; |
(7.2) |
|
п |
|
Q |
|
|
|
|
|
ж |
(20 D2,67 ) |
|
|
|
|
10 |
ж |
|
|
|
|
|
|
|
ω – средний геотермический градиент, К/м:
|
Tпл Tнс |
, |
(7.3) |
|
|||
|
Hкп Hнс |
|
где Tнс – температура нейтрального слоя (для Урало-Поволжья 6 °С на глубине 30 м); Hнс – глубина залегания нейтрального слоя, м.
Температура жидкости на устье скважины:
Tу T(H) п H |
(7.4) |
Температурный градиент потока ωп на участке от глубины спуска насоса до устья рассчитывается для соответствующего диаметра насосно-компрессорных труб.
Повышение температуры на выкиде насоса ЭЦН t, если рассматривать температурный режим погружного агрегата в целом, можно рассчитать в соответствии с [48] по следующей формуле:
42
elib.pstu.ru
tУЭЦН |
24 (Nпд Nпол.н. ) |
(7.5) |
|
сж ж Qжст |
|||
|
|
||
cж cн (1 в ) cв в, |
(7.6) |
где α – коэффициент, равный 860 ккал/(кВт·ч); сж – удельная теплоемкость продукции, ккал/(кг·°С); сн, св – соответственно удельная теплоемкость нефти (сн ≈ 2100 Дж/(кг·°С)) и воды (св ≈ 4182 Дж/(кг·°С)); ρж – плотность продукции скважины, кг/м3; Nпд – потребляемая электродвигателем мощность, рассчитанная по паспортным номинальным данным каждого типоразмера ПЭД, кВт; Nпол.н. – полезная мощность насоса, кВт:
N |
|
Qжст (Pвык Рпр) |
, |
(7.7) |
|
||||
пол.н. |
88,1 |
|
|
|
|
|
|
где Pвык, Pпр – соответственно давления на выкиде и на приеме насоса, МПа:
|
(7.8) |
Pпр Pзаб (Hскв Ннас) см g, |
где см – средняя плотность смеси в интервале «забой-прием», кг/м3;
|
|
g H |
|
P |
0,8 |
Q2 |
H |
нас |
|
(7.9) |
|
P |
|
жст |
|
ж |
, |
||||||
|
|
dвн5 |
|
||||||||
вык |
см |
|
нас |
у |
|
|
|
|
|
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений подъемника:
0,3164 |
(7.10) |
4 Reж |
|
С учётом определения температуры жидкости на выкиде насоса выполняются расчёты и строится кривая распределения температуры потока в скважине.
На рисунке 7.1 приведен пример построения распределения температуры скважинного потока в скв. 341 Сибирского месторождения. Исходные данные приведены в табл. 7.1.
43
elib.pstu.ru
Таблица 7 . 1 Исходные данные по скв. 341 (Сибирское месторождение)
Показатели |
Значе- |
Показатели |
Значе- |
|
ния |
ния |
|||
|
|
|||
|
|
Дебит скважины по жидко- |
|
|
Глубина скважины Hскв, м |
2400 |
сти объемный (стандартные |
72,6 |
|
|
|
условия) Qж, м3/сут; |
|
|
Пластовая температура Tпл, К |
304 |
Дебит скважины по жидко- |
60 |
|
сти массовый Qм, т/сут; |
||||
Температуру нейтрального |
|
Объемная обводненность |
4,8 |
|
279 |
жидкости (стандартные ус- |
|||
слоя Tнс, К |
||||
|
ловия) βв, д.е.; |
|
||
|
|
|
||
Плотность нефти, кг/м3 |
|
Давление на устье скважины |
|
|
пластовой (ρпл) |
730 |
3,96 |
||
дегазированной (ρнд) |
816 |
Pу, МПа; |
|
|
|
|
|||
Динамическая вязкость нефти, |
|
Забойное давление Pзаб, |
|
|
Па·с |
|
16,8 |
||
пластовой (μпл) |
1,22 |
МПа; |
||
|
||||
дегазированной (μнд) |
3,5 |
|
|
|
Давление насыщения нефти |
16 |
Глубина подвески насоса |
1780 |
|
газом Pнас, МПа; |
Ннас, м; |
|||
Газосодержание пластовой |
|
Потребляемую электродви- |
|
|
нефти (газовый фактор) Гнпл, |
164,6 |
42 |
||
м3/м3; |
|
гателем мощность Nпэд, кВт; |
|
|
Плотность газа, выделяюще- |
|
Угол отклонения скважины |
|
|
гося из нефти при однократ- |
1,108 |
3 |
||
ном разгазировании при нор- |
|
от вертикали α, град; |
|
|
мальных условиях ρг0, кг/м3; |
|
|
|
|
Молярные доли в газе одно- |
|
|
|
|
кратного разгазирования, |
|
Внутренний диаметр насос- |
|
|
доли.ед.; |
|
но-компрессорных труб |
0,62 |
|
азота (ya) |
0,0621 |
(НКТ) dвн, м; |
|
|
метана(yм) |
0,475 |
|
|
|
Плотность попутно добывае- |
1179 |
Внутреннийдиаметрэксплуа- |
|
|
мой воды при стандартных |
0,132 |
|||
условиях ρв, кг/м3; |
|
тационнойколонныDэк, м |
|
|
Содержание растворенных в |
247 |
|
|
|
воде солей С, г/л |
|
|
||
|
|
|
44
elib.pstu.ru
Рис. 7.1. Кривая распределения температуры скважинного потока
вскв. №341 Сибирского месторождения
7.3.Расчёт и построение кривой распределения давления в скважине
Для расчета кривых распределения давления потока использован метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера [47]. В основу метода положено уравнение энергетического баланса для потока газожидкостной смеси гомогенной модели. Все необратимые виды потерь давления, обусловленные трением, скольжением (относительной скоростью) и ускорением, коррелируются посредством коэффициента f в форме, аналогичной коэффициенту Фанинга для потерь на трение при течении однофазного потока.
Область изменения давления в заданном интервале разбивается на отдельные интервалы с шагом P = 0,5 МПа. Давления при расчете от устья
45
elib.pstu.ru
N |
|
Pi Pу Pi , |
(7.11) |
i 1 |
|
при расчете от забоя |
|
N |
|
Pi Pзаб Pi |
(7.12) |
i 1
При расчете по схеме «сверху-вниз» рассматривается сначала участок движения газожидкостного потока от устья до отметки, соответствующей давлению, равному Pнас, а затем участок однофазного течения от Pнас до Pпр или до Pзаб.
Температура потока в скважине при соответствующих давлениях Pi определяется по соотношению
ti tу (tпл tу )(Pi Pу ) / (Рзаб Ру ) |
(7.13) |
Для колонны НКТ и для эксплуатационной колонны в интервале от забоя до насоса принимаются соответствующие значения температуры и давления.
Для определение по заданным давлениям объемного коэффициента и вязкости нефти используются данные однократного разгазирования проб пластовой нефти в виде аппроксимирующих зависимостей:
|
н |
2,343 P 0,25 |
, |
b 1,092 P0,066 |
|
|
|
|
н |
(7.14) |
|
|
|
|
|
|
|
3,107 P 0,22 , |
b 1,085 P0,041 |
н |
|
н |
Удельный объем выделившегося газа для соответствующих
Pi и Ti.
в |
(P,T) Г |
0 |
R(P) m(T) |
|
|
Г |
|
|
Д(T) (1 R(P)) 1 , (7.15) |
где
46
elib.pstu.ru
R(P) |
|
|
1 lg P |
1, |
(7.16) |
|
1 |
lg P |
|||||
|
|
|
||||
|
|
|
насT |
|
|
m(T ) 1 0,029 (T 93) ( нД г 0 3 0,7966) д(Т)= нд г 10 3 4,5 0,00305 (Т 293)
где г – относительная по воздуху плотность газа; PнасT щее равновесное давление насыщения, МПа:
РнасТ Pнас |
|
Tпл T |
|
701,8 |
|
||
9,157 |
|
|
|
|
Г0 (yм 0,8 yа ) |
|
(7.17)
(7.18)
– теку-
(7.19)
Остаточная газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования
|
|
Гр (P,T ) Г0 m(T ) Гв (P,T ) |
|
(7.20) |
|
Относительная плотность выделившегося газа |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Гв (Р,Т) а Г |
0,0036 (1 R(P) 100,7 u R(P) |
, |
(7.21) |
где a 1 0,0054 T 293 ; u нд G0 10 3 186 .
Относительная плотность растворенного в нефти газа при данных условиях:
|
|
Г0 |
|
а m(T) г (Р,Т) |
Гв (Р,Т) |
|
|||
|
|
|
G0 |
|
|
||||
гр (Р,Т) |
|
|
|
|
(7.22) |
||||
|
|
|
Гр (Р,Т) |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность газонасыщенной нефти |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
1,293 10 3 гр (P,T) Гр (P,T) |
|
|||||
|
нд 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а m(T) |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
н (P,T) |
|
|
|
|
|
|
|
(7.23) |
|
|
|
|
|
b(P,T) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
47 |
elib.pstu.ru
При расчете коэффициента сверхсжимаемости для смеси газов вводят понятия псевдокритических давления Pпкр и температуры Tпкр, которые вычисляются при известном компонентном составе газа. Для приближенной оценки значений Pпкр и Tпкр можно применить формулы А.З. Истомина [47].
Приведенные давление Pпр и температура Tпр:
P |
|
Pi |
|
Pi |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||||
|
пр |
|
Pпкр |
|
|
4,937 0,464 |
г |
|
|
|
|
|
|
|
(7.24) |
||||
|
|
|
ti |
|
|
|
ti |
|
|
T |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||||
|
пр |
|
tпкр |
|
171,5 г 97 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Коэффициент сверхсжимаемости смеси нефтяных газов, содержащих азот
z zy (1 ya ) za ya , |
(7.25) |
где zy, za – соответственно коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части газа и азота.
Расчет коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части газа в интервалах 0 ≤ P ≤ 20 МПа и 273 ≤ T ≤ 355 К:
при 0 ≤ Pпр ≤ 3,8 и 1,17 ≤ Tпр ≤ 2:
|
|
|
|
|
3,45 |
|
6,1 |
|
|
zy 1 Pпр 0,18 / (Tпр 0,73) 0,135 |
0,016 Pпр |
/ Tпр |
; |
(7.26) |
|||||
при 0 ≤ Pпр ≤ 1,45 и 1,05 ≤ Tпр ≤ 1,17: |
|
|
|
|
|
|
|||
z |
y |
1 0,23 P |
(1,88 1,6 T |
) P2 |
; |
|
(7.27) |
||
|
пр |
пр |
|
пр |
|
|
|
||
при 1,45 ≤ Pпр ≤ 4 и 1,05 ≤ Tпр ≤ 1,17: |
|
|
|
|
|
|
|||
zy |
0,13 Pпр |
(6,05 Тпр 6,26) Тпр |
|
|
(7.28) |
||||
|
P2 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
Расчет коэффициента сверхсжимаемости азота в интервале
0 ≤ P ≤ 20 МПа и 280 ≤ T ≤ 380 К:
|
|
|
|
|
|
14, |
7 |
|
za 1 0,564 10 |
10 |
(T 273) |
3 |
71 |
P |
Т 273 |
(7.29) |
|
|
|
|
|
48
elib.pstu.ru
Удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях, т.е. объем смеси нефти,
газа и воды, отнесенный к единице объема дегазированной нефти, м3/м3:
V |
b |
Гв z P0 T |
в |
(7.30) |
|
||||
см |
н |
P Т0 |
1 в |
|
|
|
|
Удельная масса смеси при стандартных условиях, т.е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти, кг/м3:
М |
|
|
|
Г |
|
|
в в |
(7.31) |
|
см |
нд |
г0 |
|
0 |
|
1 в |
|
Идеальная плотность газожидкостной смеси
сми Мсм Vсм |
(7.32) |
Корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула В.И. Щурова):
|
|
|
0,99 10 5 Q |
(1 |
) М |
см |
0,25 |
|
|
19,66 1 log |
ж |
в |
|
|
|
|
|||
f 10 |
|
|
dвн |
|
|
|
17,713 |
(7.33) |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими, чем Pнас, МПа/м:
dP |
|
|
|
|
2 |
(1 Е ) |
2 |
|
2 |
|
|
g 10 6 |
cos |
f Qж |
|
Mcм |
(7.34) |
||||
dH |
2,3024 1015 |
|
|
d 5 |
||||||
СМИ |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
СМИ |
ВН |
|
Приведенная скорости жидкости в сечении колонны при
P ≥ Pнас
жпр |
4 Qжст Vсм |
(7.35) |
86400 dвн2 |
Учитывая, что при P > Pнас объемный коэффициент нефти и другие физические параметры изменяются незначительно, по-
49
elib.pstu.ru
лученная скорость постоянной считается на всем интервале однофазного потока.
Числа Рейнольдса для однофазного потока жидкости
Reж |
жпр dвн ж |
(7.36) |
|
ж |
|||
|
|
Коэффициента гидравлического трения
|
158 |
0,2 |
(7.37) |
|
0,067 |
2k |
|||
|
Reж |
|
|
|
k |
|
, |
|
(7.38) |
|
|
|||
|
dвн |
|
|
где k – относительная шероховатость, ε – абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб (0,1 мм).
Градиент давления в сечениях, где P ≥ Pнас, МПа/м:
dP |
|
g 10 |
6 |
cos |
жпр2 |
ж |
10 6 |
|
|
|
|
|
|
(7.39) |
|||
|
|
|
|
|
||||
dH |
сми |
|
|
|
2 dвн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При численном интегрировании зависимости dH/dP = f(P) получают распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока:
Hi PPнкт dH |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
у |
|
dP |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Pнас Pу |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
N |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
dH |
|
|
|
dH |
|
|
|
|
|
|
|
(7.40) |
||
|
|
|
|
|
|
|
dH |
dH |
dH |
|
||||||
|
|
dP |
|
у |
|
dP i |
|
|
||||||||
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
... |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
dP 1 |
|
dP 2 |
|
dP i 1 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N
Hi
i1
50
elib.pstu.ru