Методика выполнения курсовой работы Теоретический раздел

ГАЗ, НЕФТЬ, ВОДА, ИХ СОСТАВ

И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых скважин требует выполнения ряда расчетов физических свойств добываемых компонентов, существенно зависящих от термобарических условий, при которых они находятся.

В целях сопоставления и анализа различных процессов, сопровождающих эксплуатацию нефтяных и газовых скважин и связанных с изменяющимися в зависимости от давления и температуры свойствами нефти, газа и воды, принято рассматривать эти свойства при нормальных и стандартных условиях.

Нормальными условиями принято считать такие условия, при которых давление = = 0,101325 МПа ( 0,1 МПа), а температура = = 273,15 К (0 ).

Стандартными условиями принято считать такие условия, при которых давление = =0,101325 МПа ( 0,1 МПа), а температура = = 293,15 К (20 ). В США и в некоторых других странах стандартная температура – температура = 288,75 К (15,6 ).

Физические основы добычи нефти и газа

Термобарические условия, при которых находятся флюиды, существенным образов влияют на их физические характеристики. Следовательно, в процессе эксплуатации скважин для выполнения расчетов по подбору оборудования и оптимизации его работы, по исследованию скважин, по расчету их дебита, подсчету запасов и т. д. обязательно знание не только давления, но и температуры. При этом необходимо уметь рассчитывать названные параметры в любой момент времени, начиная с момента ввода залежи в разработку до момента окончания разработки.

Точных аналитических методов расчета давления и температуры в работающих скважинах на настоящее время не имеется, поэтому расчеты, как давления, так и температуры базируются на различных полуэмпирических зависимостях.

1. Распределение температуры по глубине добывающей скважины

Распределение температуры по глубине добывающей скважины зависит от способа эксплуатации, дебита скважины, диаметра скважины или насосно-компрессорных труб, обводненности продукции и других параметров.

В общем случае распределение температуры можно рассчитать, используя уравнение теплопроводности, записанное в следующем виде:

t(h) = t_заб - h +  exp (  

где t(h) – температура на глубине h, отсчитываемой от забоя скважины, ; t_{заб –} температура на забое скважины (принимается равной пластовой температуре t_пл), ; геометрический градиент, град/м; - удельная теплоемкость жидкости, Дж/ (кг град); - плотность жидкости, кг/ ; q – объемный расход жидкости, ; K – коэффициент теплопередачи через стенку трубы, Вт/ ( d – внутренний диаметр подъемника скважины, м.

Наиболее трудно определяется коэффициент теплопередачи. Обобщение температурных режимов работы добывающих скважин и использования управления (1) позволяют записать следующие выражения для расчета тепрературы по глубине добывающей скважины:

при расчете от забоя скважины:

t(h) = ( 1 – St cos , 

при расчете от устья скважины:

t(H) = / ( 1 – St cos , 

где , – соответственно температура пластовая и на устье скважины, h- высота, отсчитываемая от забоя, м; H – глубина, отсчитываемая от устья, м; St – безразмерный критерий Стантона; - угол отклонения скважины от вертикали, градус.

Зависимость критерия Стантона от массового дебита скважины можно записать в следующем виде (рис.1):

St = – 0,202 , (4)

где – массовый дебит скважины, т/сут.

Рис.1.Зависимость критерия Стантона от массового дебита скважины

Для критерия представленная зависимость справедлива в пределах изменения дебита от 15 до 800 т/сут при диаметрах подъемника 0,062; 0,0503 и 0,0403 м, т.е. справедлива только для колонн насосно-компрессорных труб и не может быть использована при расчетах труб в обсадных колоннах.

Критерий Стантона можно записать так:

St = . (5)

Распределение температуры по глубине скважины можно установить и по следующему выражению:

T(H) = – ( – Н) ,РР

(6)

где – пластовая температура, К; – глубина кровли пласта, м; Н – текущая глубина, отсчитываемая от устья скважины, м; q – дебит жидкости, приведенный к стандартным условиям, ; d – диаметр скважины (подъемника), м.

Геометрический градиент:

= , (7)

– температура нейтрального слоя, К; – глубина нейтрального слоя, м.

Температура нейтрального слоя для некоторых нефтяных районов: Коми АССР – 277 К; Западная Сибирь – 278 К; Урало – Поволжье – 279 К; Белоруссия и Украина – 282 К; Краснодарский край и Чечено-Ингушская АССР – 286,5 К; Азербайджан, Казахстан и Средняя Азия – 289 К. Глубина нейтрального слоя от поверхности земли изменяется в разных районах от 20 до 40 м и может быть принята, в среднем, равной 30 м.

При известном массовом дебите и известной плотности нефти в стандартных условиях дебит жидкости q рассчитывается так:

q = / (86, 4 ), (8)

где q – дебит жидкости, ; – массовый дебит жидкости, т/сут; – плотность нефти в стандартных условиях, кг/ .

Задача 1.

Рассчитать распределение температуры по глубине фонтанной добывающей скважины Туймазинского нефтяного месторождения для следующих условий:

глубина кровли пласта = 1650 м; пластовая температура 34 ; диаметр подъемника = 0,0403 м (подъемник спущен до кровли продуктивного горизонта); скважина работает с массовым дебитом = 56 т/сут; обводненность продукции B = 0; плотность нефти в стандартных условиях 852,5 кг/ ,скважина вертикальная.

Решение. Определяем распределение температуры по зависимости (2) с шагом h = 200 м. Предварительно рассчитаем по формуле (4) критерий Стантона:

= 1,763 / ln (56+40) – 0,202 = 1,812 .

По рис.1 = 1,8 .

Для h = 200м

= 34(1 – 1,812 1) 30,9

Аналогичные расчеты проводим для следующих значений h:

h,м……. 200 400  600  800 1000 1200 1400 1600 1650

t, ……. 30,9 27,8 24,8 21,7 18,7 15,6 12,5 9,5 8,7

Вычисляем распределение температуры по формуле (6). Предварительно рассчитываем геотермический градиент для следующих условий:

= 279К; ; = 0 .

в соответствии с формулой (7):

=

= = 0,0172 градус/м

Чтобы установить распределение температуры по (6) рассчитываем предварительно q по (8):

q =

q = = 7,602

Вычисляем по формуле (6) температуру на глубине = 200 м от устья:

= – ( – )

= 307 – (1650 – 200) = 292, 5 К

Проводим аналогичные расчеты для следующих значений H:

H,м……. 200 400  600  800 1000 1200 1400 1600 1650

t, ……. 19,5 21,5 23,5 25,5 27,5 29,5 31,5 33,5 34

Ниже представлены результаты экспериментальных замеров температуры по глубине этой скважины:

H,м…….0 200 400  600  800 900 1050 1600

t, ……. 7 9 11,8 13,3 16,3 17,8 19,9 26

Для сопоставления расчетного распределения температуры с экспериментальным приводится рис. 2.

Таким образом, в данной скважине расчет по (2) практически совпадает с данными замерами, а расчет по (6) дает существенно завышенные температуры.

Задача 2. Вертикальная скважина эксплуатируется установкой погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН), спущенной на глубину = 1100 м. Массовый дебит скважины = 131 т/сут. Диаметр подъемника = 0,0503 м. Диаметр скважины = 0,168 м. Глубина скважины = 2700 м. Пластовая температура 38 . Обводненность продукции B = 0,1. Температура на устье скважины = 20 .

Требуется рассчитать температуру жидкости перед установкой ПЦЭН , на выходе из насоса , а также подогрев жидкости за счет работы установки .

Решение. Для расчета распределения температуры в обсадной колонне ниже установки ПЦЭН используем следующую зависимость:

= , (9)

– высота, отсчитываемая от забоя скважины, м.

Рис.2 Сопоставление расчетного и экспериментального распределений температуры:

1 – расчет по формуле (2); 2 – расчет по формуле (6); 3 – экспериментальные данные

Распределение температуры в колонне насосно-компрессорных труб при расчете ее от устья устанавливается по зависимости (3).

Так как температура на устье 20 учитывает подогрев продукции за счет работы установки ПЦЭН на величину t, оценим предварительно это повышение температуры по формуле: t = 1400/Q. (10)

где Q – массовый дебит скважины т/сут.

Таким образом, t = 1400/131 = 10,7

Удельная теплоемкость продукции скважины

c = (1 – В) + В (11)

где – соответственно, удельная теплоемкость нефти ( 2100 и воды ( = 4186 ; В – обводненность продукции.

Для условий задачи удельная теплоемкость жидкости

= 2100(1 – 0,1) + 41,86 0,9 = 2308,6 .

Рассчитываем по формуле (9) температуру жидкости перед установкой ПЦЭН на глубине от устья скважины = 1100 м, т.е.на высоте от забоя h:

H = 2700 – 1100 = 1600 м

= 38 = 18

Таким образом, температура жидкости перед установкой ПЦЭН равна 18 .

Температуру жидкости на выходе из насоса в подъемнике вычисляем по (3), определив предварительно по рис.1 критерий Стантона для =131 т/сут,

= 137 . Расчет ведем для = 1100 м, при этом фактическая температура на этой глубине с учетом подогрева продукции составляет

= t = 18 + 10,7 = 28,7.

Рассчитаем температуру на выкиде из насоса по (3):

= 20(1 +

Принимаем температуру жидкости на выкиде насоса средней:

=(28,7 + 28,6) /2 = 28,65

Подогрев жидкости за счет работы установки ПЦЭН составляет:

t = = 28,65 – 18 = 10,65

Таким образом, температура жидкости перед установкой ПЦЭН

температура жидкости на выходе из установки = 28,65 , а подогрев жидкости за счет работы установки t = 10,65 .