
- •Введение
- •Определение физических свойств газа, нефти , воды и многофазных систем (нефть-вода-газ) при различных термодинамических условиях
- •1.1. Определение физических свойств нефтяного газа по его компонентному составу
- •1.1.1. Методика расчета свойств газа по его компонентному составу
- •1.1.2. Пример расчета свойств газа по его компонентному составу Задача 1
- •1.1.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •1.2. Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов
- •1.2.1. Определение физических свойств газа на основе уравнения состояния
- •1.2.2. Пример расчета свойств газа с использованием уравнения состояния Задача 2
- •1.2.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •1.3. Расчет физических свойств пластовых нефтей при однократном разгазировании
- •1.3.2. Пример решения типовой задачи Задача 3
- •1.3.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •1.4. Расчет физических свойств нефти в пластовых условиях
- •1.4.1. Методика определения физических свойств нефти при пластовых условиях
- •1.4.2. Пример расчета свойств нефти при пластовых условиях Задача 4
- •1.4.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •1.5. Расчет физических свойств пластовых вод
- •1.5.1. Методика расчета физических свойств пластовых вод
- •1.5.2. Пример расчета свойств пластовой воды Задача 5
- •1.5.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •1.6. Расчет физических свойств водонефтяных смесей
- •1.6.1. Методика расчета основных физических свойств водонефтяных смесей
- •1.6.1.1. Капельная структура
- •1.6.1.2. Эмульсионная структура.
- •1.6.2. Пример расчета свойств водонефтяной смеси в скважине Задача 6
- •1.6.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •2. Расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин
- •2.1. Расчет нкт при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин
- •2.2. Пример расчета глубины спуска нкт при фонтанной эксплуатации скважин Задача 7
- •Решение
- •2.3. Пример расчета глубины спуска ступенчатой нкт при фонтанной эксплуатации скважин Задача 8
- •Решение
- •2.4. Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями
- •2.5. Пример расчета глубины спуска остеклованных нкт при фонтанной эксплуатации скважин Задача 9
- •Решение
- •2.6. Определение диаметра штуцера фонтанной арматуры
- •2.8.1. Условия фонтанирования скважин. Минимальное забойное давление фонтанирования
- •2.8.2. Пример расчета минимального забойного давления фонтанирования Задача 11
- •Решение
- •2.8.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
- •3. Гидродинамический расчет движения газожидкостной смеси в колонне поъемных труб нефтяных скважин
- •3.1. Последовательность гидродинамического расчета движения гжс в скважине
- •3.2. Метод Поэтмана - Карпентера
- •3.3. Пример расчета движения гжс по методу Поэтмана - Карпентера Задача 12
- •Решение
- •3.4. Метод а. П. Крылова и г. С. Лутошкина
- •3.5. Пример расчета движения гжс по методу а.П. Крылова и г.С. Лутошкина Задача 13
- •Решение
- •4. Технологические расчеты при штанговой глубиннонасосной эксплуатации скважин
- •4.1. Выбор оборудования шгну и определение параметров работы насоса
- •4.2. Пример расчета шгну и выбора режима его эксплуатации Задача 14
- •Решение.
- •4.3. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки
- •4.4. Пример расчета нагрузок на головку балансира станка-качалки Задача 15
- •Решение
- •4.5. Определение длины хода плунжера штангового насоса
- •4.5.1. Длина хода плунжера с учетом действия статических сил
- •4.5.2. Определение длины хода плунжера с учетом статических и динамических сил
- •4.5.3. Пример расчета длины хода плунжера по статической теории Задача 16
- •Решение
- •4.5.4. Пример расчета длины хода плунжера по статической и динамической теориям Задача 17
- •Решение
- •4.6. Расчет производительности и определение коэффициента подачи шгну
- •4.6.1. Формула производительности по элементарной теории [27|
- •4.6.2. Производительность по элементарной теории а. Н. Адонина [1]
- •4.6.3. Формула производительности а. С. Вирновского
- •4.6.4. Учет гидродинамического трения по формуле а. С. Вирновского
- •4.6.5. Учет потерь на сопротивление жидкости в нагнетательном клапане и на трение плунжера о стенки цилиндра
- •4.6.6. Производительность шгну в случае двухступенчатой колонны штанг
- •4.6.7. Пример расчета производительности и коэффициента подачи шгну Задача 18
- •Решение
- •4.7. Расчет прочности колонны штанг
- •4.7.1. Пример выбора и расчета на прочность одноступенчатой колонны штанг Задача 19
- •Решение
- •4.7.2. Пример выбора и расчета на прочность двухступенчатой колонны штанг Задача 20
- •4.7.3. Пример выбора технологического режима эксплуатации двухступенчатой колонны штанг Задача 21
- •Решение
- •4.7.4. Пример выбора и расчета на прочность двухступенчатой колонны штанг Задача 22
- •Решение
- •4.8. Расчет нкт по аварийной нагрузке при эксплуатации шгну
- •4.9. Пример расчета аварийной нагрузки на колонну гладких нкт Задача 23
- •Решение
- •4.10. Расчет нкт на циклические нагрузки
- •5. Технологические расчеты при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами (эцн)
- •5.1. Установки погружных электроцентробежных насосов
- •5.1.1. Погружные электроцентробежные насосы
- •5.1.2. Погружные электродвигатели
- •5.1.3. Кабельная линия
- •5.1.4. Выбор насосно-компрессорных труб
- •5.1.5. Определение необходимого напора эцн
- •5.1.6. Выбор центробежного насоса
- •5.1.7. Выбор электродвигателя
- •5.1.8. Пример подбора эцн в скважину Задача 24
- •Решение
- •5.2. Определение глубины погружения насоса под динамический уровень
- •5.2.1. Расчет оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме эцн
- •5.2.2. Пример оценки оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме эцн Задача 25
- •Решение
- •5.2.3. Работа газа по подъему жидкости
- •5.2.4. Пример расчета погружения насоса под динамический уровень Задача 26
- •Решение
- •5.3. Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров уэцн
- •5.3.1. Выбор кабеля
- •5.3.2. Выбор трансформатора
- •5.3.3. Определение габаритного диаметра уэцн и скорости движения охлаждающей жидкости
- •5.3.4. Определение удельного расхода электроэнергии установкой эцн
- •5.3.5. Пример расчета габаритов уэцн, скорости охлаждающей жидкости и удельного расхода электроэнергии Задача 27
- •Решение
- •Литература
- •Введение
3.2. Метод Поэтмана - Карпентера
В основу положена гомогенная модель смеси, движущаяся с эффективной скоростью Wсм. Потери давления на трение и скольжение фаз объединены.
Уравнение для расчета давления в НКТ:
где f - общий корреляционный коэффициент, учитывающий все потери.
Удельная масса смеси Мсм , т.е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти, рассчитывается по следующей формуле:
Удельный объем смеси Vсм , т.е. объем нефти, газа и воды при заданных Р i и T i в сечении потока, отнесенный к единице объема дегазированной нефти определяется из соотношения:
Идеальная плотность смеси, входящая в уравнение для давления (17), определяется, как и принято в классической физике, из соотношения:
3.3. Пример расчета движения гжс по методу Поэтмана - Карпентера Задача 12
Используя метод Поэтмана - Карпентера рассчитать кривую распределения давления в фонтанной скважине. Определить забойное давление и оценить точность полученного результата при следующих исходных данных:
Qжст = 72 м3/сут; ρнд = 850 кг/м3 ; βв= 0; μнд = 8,0 мПаּс; Ру = 1,14 Мпа;
μнпл = 2,8 мПаּс; Тпл = 307 ºК; Рнас = 9,1 Мпа; ω = 0,0189 ˚К/м; Г = 60 м3/м3;
Lс = 1600 м; ρгo = 1,436 кг/м3; Hнкт = Lc; Dт = 0,0635 м; Рзаб изм = 11,91 МПа.
Решение
Расчет производим «сверху - вниз». Так как Рзаб изм > Рнас, то расчет распределения давления ведется сначала на участке движения газожидкостного потока от Ру до Рнас, а затем на участке однофазного течения от Рнас до Рзаб.
1. Принимаем величину шага изменения давления ΔР = 0,1∙9,1 ≈ 1,0 МПа и определяем по формуле
общее
число шагов,
.
Соответственно число задаваемых давлений n = 9, а их значения, определенные по (2), приведены в табл. 1.
2. Рассчитываем по (3) температурный градиент потока
.
3. Определяем по (4) температуру на устье скважины
.
4. Вычисляем по (5) температуру потока, соответствующую заданным давлениям (см. табл. 1). Например
.
5. Используя данные однократного разгазирования проб пластовой нефти, представленных в виде графических зависимостей Vгв = f (P), bн = f (Р), определяем по заданным давлениям удельный объем выделившегося газа и объемный коэффициент нефти (см. табл. 1). Данные параметры с большей точностью могут быть
Таблица 1
Результаты расчета распределения давления по методу Поэтмана - Карпентера
Р, МПа |
Т, К |
V м3/м3 |
bн |
z |
Vсм, м3/м3 |
Мсм, кг/м3 |
1,14 |
281,7 |
33,5 |
1,095 |
0,92 |
3,659 |
936,16 |
2,14 |
284,0 |
25,0 |
1.11 |
0,86 |
2,243 |
936,16 |
3,14 |
286,4 |
20,0 |
1,124 |
0,8 |
1,695 |
936,16 |
4,14 |
288,7 |
15,0 |
1,132 |
0,75 |
1,434 |
936,16 |
5,14 |
291,0 |
11,0 |
1,142 |
0,69 |
1,308 |
936,16 |
6,14 |
293,4 |
8,0 |
1,146 |
0,64 |
1,239 |
936,16 |
7,14 |
295,8 |
5,0 |
1,150 |
0,60 |
1,197 |
936,16 |
8,14 |
298,1 |
2,0 |
1,154 |
0,56 |
1,169 |
936,16 |
9,14 |
300,5 |
0,0 |
1,158 |
- |
1,158 |
936,16 |
11,91 |
307,0 |
0,0 |
1,156 |
- |
1,156 |
936,16 |
Р, МПа |
rсм, кг/м3 |
f |
dР/dH ∙103, МПа/м |
dH/dp, м/Мпа |
Н, м |
1,14 |
255,9 |
0,0595 |
2,955 |
338,4 |
0 |
2,14 |
417,3 |
0,0595 |
4,366 |
229,0 |
283,7 |
3,14 |
552,2 |
0,0595 |
5,621 |
177,9 |
487,1 |
4,14 |
653,0 |
0,0595 |
6,573 |
152,1 |
652,1 |
5,14 |
715,9 |
0,0595 |
7,180 |
139,3 |
797,8 |
6,14 |
755,0 |
0,0595 |
7,554 |
132,4 |
933,7 |
7,14 |
782,0 |
0,0595 |
7,819 |
127,9 |
1063,8 |
8,14 |
800,5 |
0,0595 |
7,905 |
126,5 |
1191,0 |
9,14 |
808,4 |
0,0329* |
7,949 |
125,8 |
1317,2 |
11,91 |
809,8 |
0,0329* |
7,963 |
125,6 |
1665,4 |
* Однофазный поток, значения λ, определенные по (16). |
получены при расчете их по зависимостям, приведенным в разделе 1.3. Коэффициент сжимаемости газа z определяем по формулам И.Т. Мищенко.
6. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях по следующей формуле.
,
где Vгв, Rг - соответственно удельный объем выднлившегося из нефти газа и удельный расход газа (в случае газлифтной эксплуатации скважин).
Например, при термодинамических условиях устья скважины Ту = 281,7 ˚К, Ру = 1,14 МПа, удельный объем будет
.
7. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях по (19)
.
8. Используя (21), рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Pу, Ту)
9. Определяем по формуле (18) корреляционный коэффициент необратимых потерь давления
.
10. Вычисляем полный градиент давления по (17) в точках с заданными давлениями, меньшими чем Рнас (см. табл. 1). Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет
11. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, где Р ≥ Рнас (Р = 9,14 МПа)
Учитывая, что при Р > Рнас объемный коэффициент нефти, как все прочие физические параметры, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной на всем интервале однофазного потока.
12. Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока жидкости при Р = 9,14 Мпа
13. Определяем по (16) коэффициент гидравлического трения потока
14. Рассчитаем по (10) градиенты давления в сечениях, где Р > Pнас:
Р = 9,14 МПа;
;
.
15. Вычислим dH/dp.
16. Проводим численное интегрирование по (12) зависимости dH/dp = f (р), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока. Например
и
т. д.
Из результатов интегрирования (см. табл. 1) следует, что расчетный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет Lгжс = 1317 м.
17. Определяем длину участка однофазного потока. Так как этот участок мы не разбивали по шагам изменения давления, то согласно (5.20) его длина будет
Полная расчетная длина колонны подъемных труб, на интервале которой давление изменяется от Pу = 1,14 МПа до Pзаб = 11,91 МПа, составит
18. По результатам расчета строим профиль давления в рассматриваемой скважине (рис. 3.1). Откладывая на оси глубин величину Lc = 1600 м, находим расчетное забойное давление Pзаб p = 11,4 МПа.
19. Оцениваем погрешность результата расчета
Рис. 3.1. Определение на забое скважины по расчетному профилю давления
в подъемной колонне (к задаче 12)