5.7.4 Расчет забойного давления

При расчете забойного давления используется давление на приеме полученное в предыдущем разделе. Расчет ведется сверху-вниз от глубины подвески установки до забоя (верхних дыр перфорации).

Начальное давление P = P_пр0. Начальное значение L = L_п.

1. Определяем газовый фактор G, объем свободного газа V_г, плотности свободного (_гс*) и растворенного (_гр*) газов, остаточную газонасыщенность (Г), объемный коэффициент нефти (b_н) и дебит жидкости (Q_ж) при давлении P (по формулам 16-27 согласно раздела 5.7.3. ) алгоритма расчета давления на приеме).

2. Находим расходное объемное газосодержание при данном давлении P, по формуле:

_г = V_г / (V_г +Q_ж). (39)

3. Определяется относительная скорость газовой фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси определяется по формуле:

w_см=4·(Q_ж+V_г)/(·D_эк²).

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

_г = _г w_см / (w_см +w_го). (41)

6. Приведенная плотность газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг* = _н*/b_н·(1+ 1,293·_гр*·10^-3· Г). (42)

7. Плотность жидкости определяется по формуле:

_ж = _н · (1 - B)+_в · B. (43)

8. Плотность газожидкостной смеси рассчитывается по формуле:

_см = _ж · (1-_г) + _г · _г.(44)

9. Вязкость нефти при при пластовой температуре определяется по формуле:

_нпл = 1 / c · (c · _н20)^A,(45)

где

b=2,52·10^-3 1/°C, c=10 при _н20 >1000,

b=1,44·10^-3 1/°C, c=100 при 10  _н20 1000,

b=0,76·10^-3 1/°C, c=1000 при _н20 <10;

A=1/( 1+b·(t_пл-20)·lg(c_н20) ). (46)

10. Вязкость газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг=A·_нпл^B,(47)

где

A = exp(-87,24 · 10^-4 · Г* + 12,9 ·10^-6 · (Г*)²); (48)

B = exp(-47,11 · 10^-4 · Г* + 8,3 ·10^-6 · (Г*)²); (49)

Г* - газонасыщенность нефти объемная при 15°С и атмосферном давлении в м³/м³, которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Г* = 0,983 · (1+5 · _н )· _н · G₀ · 10^-3, (50)

где _н = 10^-3 · 2,638 · (1,169-_н*) при 0,78 _н0,86, (51)

_н = 10^-3 · 1,975 · (1,272-_н*) при 0,86< _н0,96; (52)

10. Вязкость водонефтяной эмульсии

Находим критическую скорость, по формуле:

w_кр = 0,064 · 56^B (g · D_эк)^1/2 (53)

Если обводненность B  0,5 и скорость смеси w_см > w_кр, то тип эмульсии - "вода в нефти" и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

w_сд = 8 · w_см / D_эк, (54)

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 · B²) / w_сд ^{0,48 · B} (55)

Если A>1, то _см = A ·_нг · (1 + 2,9 · B) / (1 - B). (56)

Если A1, то _см = _нг · (1 + 2,9 · B) / (1 - B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси w_см < w_кр, то тип эмульсии - "нефть в воде" и расчет вязкости ведется так:

_см = _вод · 10^{3.2 * (1 - B)}. (58)

11. Число Рейнольдса по жидкой фазе определяется по формуле:

Re_ж=w_см²·D_эк·_ж/_см (59)

12. Коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, определяется по формуле:

 = 0,067·(158/Re_ж +2/D_эк)^0,2, (6о)

где  - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина,  = 1,4·10^-5).

13. Градиент потерь давления на трение, рассчитывается по формуле:

(dp/dH)_тр =  w²_см _см 10^-6/(2D_эк). (61)

14. Суммарный градиент давления, определяется по формуле:

(dp/dH) = 10^-6 · _см · cos +(dp/dH)_тр. (62)

15. Увеличиваем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение P.

P = (dP/dH) · H. (63)

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения L_скв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно –Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Куст	скв	Насос	Н Дин	Р дин	м3\с	%	т\с	Мероприятия	м3\с	%	т\с	Прирост
121	5060	Э-50	665	6	30	10	23	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	100	42	50	27
121	5059	Э-50	602	6	87	1	74	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	4	80	6
132	1478	Э-50	516	14	70	78	8	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	118	81	19	11
127	5020	ТД450	611	1	45	3	37	см.ТД450*Э-60 пром.забоя	88	4	72	35
127	5021	Э-50	608	14	87	71	22	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	108	67	30	8
133	1452	НВ29	461	2	4	56	1	см.НВ29*НН44, пром.забоя	17	89	2	1
236	5099	FS950	998	0,2	150	2	126	см.FS950*Э-160, пром.забоя	182	4	149	23
24	465	Э-25	184	1	34	81	5	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	75	83	11	6