1.3 Основные законы, используемые для расчетов

Основное уравнение гидростатики

Основным законом (уравнением) гидростатики называется уравнение:

где — гидростатическое давление (абсолютное или избыточное) в произвольной точке жидкости;

— плотность жидкости;

— ускорение свободного падения;

— высота точки над плоскостью сравнения (геометрический напор);

— гидростатический напор.

Уравнение показывает, что гидростатический напор во всех точках покоящейся жидкости является постоянной величиной.

Уравнение неразрывности потока

где – средняя скорость в живом сечении потока;

– площадь живого сечения.

Уравнение Бернулли

Закон (уравнение) Бернулли для потока реальной несжимаемой жидкости:

где Z – геометрический напор, или геометрическая высота;

– пьезометрический напор, или пьезометрическая высота;

– скоростной напор, или скоростной напор;

– потери напора на участке 1-2.

Гидравлические потери

При движении жидкости по трубопроводу различают два вида потерь: потери по длине h_тр и потери в местных сопротивлениях h_м.

Потери по длине, или, как их называют, потери на трение, возникают благодаря трению в потоке и линейно зависят от длины трубы и рассчитываются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где – коэффициент гидравлического сопротивления;

– расстояние между сечениями 1 и 2;

– диаметр насосно-компрессорных труб;

– средняя скорость течения.

Потери в местных сопротивлениях обусловлены усиленным перемешиванием жидкости, сопровождаемые вихреобразованием и большими градиентами скорости. Они возникают при сужениях и расширениях трубы, повороте и т.п. Рассчитываются по формуле Вейсбаха:

где - коэффициент местного сопротивления.

Общие гидравлические потери в трубопроводах равны сумме местных сопротивлений и сопротивлений по длине:

1.4 Построение регулировочных кривых

Назначение рационального технологического режима работы по отдельным скважинам должно исходить из допустимых отборов нефти, воды и газа по пласту в целом. Суммарный отбор нефти или газа по пласту устанавливается на основе проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. Проектом предусматривается рациональная система разработки месторождения, которая обеспечивает максимальный отбор нефти при наибольшем коэффициенте нефтеотдачи и минимальных затратах на ее извлечение.

Устанавливаемый отбор нефти из залежи по проекту не является постоянной величиной. Он может увеличиваться при изменении условий эксплуатации пласта, например при поддержании пластового давления, насыщении давления на контуре нагнетания воды до уровня, превышающего начальное пластовое давление, внутриконтурном питании воды, позволяющем искусственным путем удлинять перемещающиеся контуры нефтеносности и др.

Режим работы отдельных скважин должен быть подчинен режиму работы пласта в целом и устанавливаться с её продуктивностью, определяемой по данным исследования.

Поддержание в пласте и на забое эксплуатационных скважин давления выше давления насыщения нефти создает благоприятные условия однофазного притока жидкости к забою скважины. Очевидно, при поддержании пластового давления ниже давления насыщения вязкость нефти в пластовых условиях понижается и это создает условия для увеличения конечной нефтеотдачи пласта.

Для установления оптимального технологического режима по скважинам в промысловой практике широко пользуются регулировочными кривыми. Регулировочные кривые строят для фонтанных и компрессорных скважин.

Фонтанные скважины исследуют при различных штуцерах, при этом замеряют дебиты жидкости, нефти и газа, газовый фактор, процентное содержание механических примесей и действующий перепад давления.

Этими исследованиями устанавливают зависимость действующего перепада давления, дебитов нефти, воды, газа и процентное содержание песка или механических примесей от диаметра штуцера.

При помощи фактических данных, полученных при исследовании скважины на различных штуцерах, строят графики изменения дебитов нефти, воды, газа, действующего перепада давления от диаметра устьевого штуцера в системе прямоугольных координат. Для этого на горизонтальной оси откладывают диаметры штуцеров, а на вертикальной - продукцию скважины (дебит нефти, воды, газа, депрессии, % песка, газовый фактор). Полученные кривые анализируют по характеру изменения дебита нефти, воды и др., определяют рациональный режим работы скважины и соответствующий ему размер штуцера.

В основу оптимального технологического режима для каждой скважины берут или отдельные показатели, имеющие преобладающее значение при работе скважины, или совокупность этих показателей.