книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие
.pdf2. Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти,
Гр=/ф Ср м/м3. |
(XII.56) |
3.Коэффициент сжимаемости газа z в зависимости от рС и ТСр (определяется по графику рис. 2).
4.Расходное объемное газосодержание
|
ЬчРсрТо |
|
(XII.57) |
|||
|
|
|
||||
|
2 (Go |
Гр) РоТср |
|
|
||
5. Плотность жидкости в условиях перекачки |
|
|||||
|
Рн К Рг. |
СвГр |
кг/М3. |
|
(XII.58) |
|
|
Рж = ---------- Г-------- |
|
||||
|
Он |
|
|
|
|
|
6. Плотность свободного газа в условиях перекачки |
|
|||||
|
|
РсрТ О |
|
|
(XII.59) |
|
|
Рг = ргсв7 |
^ |
т |
кг/м |
|
|
|
|
|
||||
7. |
Динамическая вязкость |
жидкости в |
условиях |
перекачки ц |
||
в спз определяется в лаборатории. |
|
|
|
|
||
Кинематическая вязкость жидкости в тех же условиях |
|
|||||
|
^ж = — |
Ст. |
|
(XI 1.60) |
||
|
Рж |
|
|
|
|
|
8. Принимаем приближенное значение |
зависящее |
от пара |
||||
метра Рейнольдса. |
рис. |
39) пропускную способность |
||||
Находим по номограмме (см. |
||||||
трубопровода по жидкости при минимальных затратах энергии @“ин
. |
n |
. Q |
2 #подР+ 2 я 'п (1 -Р ) |
||
в зависимости от ß, Хсм, и |
и |
sm Ѳ |
= — -----------^ ---------------. |
||
9. Коэффициент |
гидравлического |
трения определяется |
по номо |
||
грамме (см. рис. 40 и 41) Хсм = |
7.смФ в зависимости от |
D, ѵж и ß. |
|||
10.Потери давления на трение получаются по номограмме (см. рис. 42) при <?»ин, D, Рж, ß и Хсм-
11.Истинное объемное содержание газа в смеси на подъемных
(фпод) и спусковых (фсп) участках трубопровода определяется по номограмме (см. рис. 43) в зависимости от Q.M, D и ß.
12. Гидростатический перепад давления-па подъемных и спуско вых участках трубопровода
АРсм 2 -^ подіГРпод 2 ^сп£>Рсп> |
(XII.61) |
где истинная плотность смеси определяется по формулам, проведен ным в предыдущем расчете.
13. Общий перепад давления
ДРсм = ДРтр + АРст кгс/см2. |
(XII.62) |
130
14. Перепад давления Дрсм при @ж = |
2,5Q\мин м3/сут |
вычисляется |
|||
по номограмме (см. рис. 42). |
|
ж |
|
||
|
49ж |
|
|||
15. Определяем |
/ Л М Н Н |
^СМ-- |
и |
||
= ------—---- |
|||||
= 2>Нпод^р* - |
|
я£>2(1 —ß) ’ |
1'СН |
п£>2(1 —ß) |
“ Л^см |
2 #сП gpr и строим корреляционную кривую в коор |
|||||
динатах Ар™ = |
/ (*>„,)■ |
|
= |
р х — р 2 находим г^°,п |
|
16. Из построенного графика при |
|||||
и определяем расход жидкости Q^°nпри этом перепаде или в нормаль ных условиях:
|
|
Qu |
QT |
|
|
|
|
bH |
|
||
|
10. Расчет пропускной способности трубопровода |
||||
|
по газу при совместной перекачке |
|
|||
|
нефти и |
газа [12] |
|
|
|
Исходные данные: длина трубопровода L в м; диаметр трубопро |
|||||
вода D в |
м; начальное и конечное давление перекачки |
р г и р 2 |
|||
в кгс/см2; |
средняя температура перекачки Тср, К; расход нефти Qa |
||||
в м3/сут; газовый |
фактор G0 в м3/м3; плотность нефти рн |
в кг/м3: |
|||
плотность |
свободного газа ог |
св |
в кг/м3; вязкость дегазированной |
||
|
|
1 |
■ |
|
1 |
нефти цн при Тср в спз; коэффициент растворимости газа к в |
(кгс^см2) ; |
||||
суммарная |
высота |
подъемных |
и спусковых участков трубопро |
||
вода 2 #под и 2 #сп В М‘ Для решения этой задачи аналогично предыдущему для приня
того газового фактора G0определяем среднее давление перекачки р Ср, количество газа, растворенного в 1 м3 нефти Гр, объемный коэффи циент нефти Ьи, коэффициент сжимаемости газа z, расходное объем ное газосодержапие ß , плотность нефти и газа в условиях пере качки рж и рг, динамическую и кинематическую вязкость нефти цж и ѵж, расход нефти в условиях перекачки Qx , коэффициент гидра
влического трения А.СМ1 потери давления на трение |
Артр, истинное |
объемное газосодержапие срп о д и срс п соответственно |
на подъемных |
и спусковых участках, гидростатический перепад давления на подъ емных и спусковых участках трубопровода АрСт, общий перепад
давления |
Ар сы. |
По графику Ар сы — |
f (£?„) находим |
допускаемый |
||
газовый |
фактор G0 для |
принятого |
перепада давления Ард°п = |
|||
= р |
1 — р 2 и, |
наконец, |
определяем |
соответствующий |
ему расход |
|
газа |
(пропускную способность трубопровода по газу): |
|
||||
Qr = G0Qn м3/сут.
11.Расчет промысловых газопроводов
игазосборных коллекторов
Расчет простых газопроводов низкого давления (от 1 до 3 кгс/см2) и вакуумных (ниже 1 кгс-см2) ведется по формуле [44]
Q = 220,50”/. у |
, |
(Х.И.63) |
9* |
131 |
где Q — производительность газопровода в м3/сут; D — внутренний
диаметр в см; Н — перепад |
давления |
(разница между |
начальным |
||||
и конечным давлением) в мм вод. ст.; |
L — длина газопровода в м; |
||||||
Т — абсолютная температура |
в К; рг — относительная |
плотность |
|||||
газа (по воздуху). |
|
|
|
|
|
|
|
Для расчета простых газопроводов среднего давления при изо |
|||||||
термическом движении газа пользуются формулой [41] |
|
||||||
Q = 493,5Z)*/. / |
4 |
^ |
- |
, |
|
(XII.64) |
|
где Q, D, Т и рг имеют те же значения, |
что и в предыдущей формуле; |
||||||
ри и рк — давление в начале |
и конце |
газопровода в кгс/см2; L — |
|||||
длина газопровода в км. |
|
|
|
|
|
|
|
Из этой формулы помимо Q могут быть определены D, р„ п рк |
|||||||
при известных остальных параметрах: |
|
|
|
|
|
||
D '/’ |
Q V L T Рг |
|
|
|
(XII.65) |
||
493,5 Ѵ |
р Ъ |
- р Ъ |
|
’ |
|
||
|
|
|
|
||||
РІ = РІ + LTpr |
493,5£>,/* / |
’ |
(XII.66) |
||||
|
|
|
|||||
РІ = Рн — ЬТрг |
|
Q |
|
V |
|
(XII.67) |
|
|
|
493,5 D |
'I |
3 |
|
|
|
При T = 283 К и pp = 0,6 эта |
формула |
при определении Q |
|||||
принимает следующий упрощенный вид: |
|
|
|
|
|||
Q = 38/?*/■ Y Л = А . . |
|
(XII.68) |
|||||
При расчете газопроводов высокого давления в знаменатель подкоренного выражения вводят коэффициент сжимаемости газа z.
Сложные газопроводы с изменяющимся диаметром рассчитывают по отдельным участкам в зависимости от количества проходящего по ним газа. Каждый такой участок рассматривается как простой газопровод.
При последовательном включении п отдельных газопроводов различного диаметра и разной длины производительность каждого участка определяется по формулам [41]
[ Рв — Р і .
<?2 = |
с£>’/з |
[ Pi |
Ра . |
\ |
’ |
||
|
|
l 2 |
|
Q n = |
|
Г Pn-i — Pn |
|
c D \ l * y |
|
||
|
|
Ln |
|
где постоянный коэффициент с г=^ 38.
(XII.69)
(XII.70)
(XII.71)
132
После исключения неизвестных промежуточных давлений р г,
р.2, . . .,, рп_г |
и преобразований |
при постоянном расходе газа на |
всех участках |
(Qx = Q2 — ... . = |
Qn = Q) получается следующая |
формула для определения пропускной способности системы последо вательно включенных газопроводов:
Q = с (XII.72)
Давление в конечной точке сложного газопровода определяется по формуле [44]
Р п +1 — |
QlLi + QlL2+ . ■■+ (?££„ |
(XII.73) |
£2.£)5,33 |
где Qlt Q2, . . ., Qn — расход газа на отдельных участках в м3/сут;
Ь 1г Ь 2, . . |
Ьп — длина участков в км; п — число участков; |
D — |
|||||||||
диаметр газопровода в см; |
к — коэффициент, |
равный^ -3,5 ; |
Т — |
||||||||
абсолютная |
температура |
|
|
|
V |
т Р г |
|
||||
|
|
|
|
|
Рк |
||||||
газа в К; рг — относитель |
Ра |
|
Рв |
Рс |
|
||||||
ная |
плотность |
газа. |
0 |
|
0 |
0 |
|
0 |
|||
|
Газосборные промысло |
А |
Ч |
В |
Ч с |
|
|
||||
вые |
коллекторы работают |
|
|
|
BZ |
|
|
||||
с |
переменным |
расходом |
|
|
|
|
|
|
|||
газа, |
так |
как |
по пути к |
Qa |
|
Qb |
Qc |
|
|
||
ним присоединяются новые |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||
скважины. При расчете та |
Рис. |
44. |
Схема газосборного коллектора |
||||||||
ких |
коллекторов |
могут |
|
|
|
|
(возрастает |
||||
быть |
два случая: 1) диаметр коллектора переменный |
||||||||||
по |
ходу движения |
газа); 2) диаметр коллектора постоянный. |
|
||||||||
|
В первом случае (рис. 44) расход на отдельных участках кол |
||||||||||
лектора составит |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Qi = Qa , |
Q2= Qa + Qb! |
(?3 = Q^ + Qb + Qo |
(XII.74) |
|||||
Чтобы рассчитать коллектор, в первом случае необходимо знать заданные давления (рн и рК) и промежуточные давления в точках В и С (рв и рс). Для этого находят средний перепад давления на еди ницу длины газопровода (1 км):
|
|
Р н — Рк |
кгс/см2. |
(XII.75) |
|
і і |
+ Z,a -)- L 3 |
||
Тогда |
|
|
||
|
|
|
(XII.76) |
|
P b = P h — P L 1 ; |
P c = P h — p ( L i + L 2) . |
|||
Диаметр коллектора на каждом участке будет |
|
|||
Z?1 = |
Qi V l T |
и т. д. |
(XII.77) |
|
|
|
|||
с Ур%,—Рк
133
Найденные но расчету величины диаметров округляют до бли жайших больших по ГОСТ. После этого уточняют по общей формуле производительности газопровода промежуточные давления.
При расчете газосборных коллекторов постоянного диаметра определяют расход газа на каждом участке:
J Ü L J l . |
(XII.78) |
|
(XII.79) |
' У ' . |
(XII.80) |
Путем исключения неизвестных давлений рв и рс и преобразований находят диаметр коллектора:
Р А З Д Е Л И
РЕШЕНИЕ ТИПОВЫХ И НАИБОЛЕЕ ВАЖНЫХ ЗАДАЧ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ГАЗА
Задача 1
Определить коэффициент сжимаемости газа в пластовых усло виях, если известно, что абсолютное пластовое давление рпл — = 100 кгс/см2, пластовая температура Гпл = 50° С, относительная плотность газа р = 0,975.
Т а б л и ц а 33
Расчет средневзвешенных критических давления и температуры
Составпые |
|
Объемное |
^КР |
т |
дакр |
Уткр |
||
компоненты газа |
|
содержание, |
||||||
|
|
|
% |
|
|
|
|
|
Метан ................................... |
|
|
69,4 |
4 7 ,3 |
190 |
3 2 |
,72 |
131,5 |
Э т а н ....................................... |
|
|
6,5 |
4 9 ,8 |
305 |
3 |
,2 4 |
19,8 |
Пропан ............................... |
|
|
10,4 |
4 3 ,4 |
370 |
4 |
,5 6 |
38,6 |
Бутан ................................... |
|
|
6,1 |
38,7 |
425 |
2,36 |
25,9 |
|
Пентан п другие более тяже- |
|
|
|
|
|
|
|
|
л ы е у глев о д о р о д ы |
. . . |
|
7,6 |
34,0 |
470 |
2 |
,5 8 |
35,6 |
|
|
|
100 |
2 (уРкѵ) = 45,46; |
2 (уТкр) = 2 5 1,4 |
|||
Приведенные давление и температура |
|
|
|
|
||||
|
__ |
|
Рпл |
100 |
= 2 ,2 ; |
|
|
|
|
|
|
|
45,46 |
|
|
|
|
|
Р п р |
2 |
t o p ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
ГГ |
|
Т ’ п Л |
323 |
■=1,28. |
|
|
|
|
пр |
2 |
№ р ) |
251,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
По графику рис. 1 для этих значений рПр и Тпр найдем z = 0,64. Определим приближенное значение z по рис. 2. Среднекритиче
ское давление 2 (УРкр) = 46 и среднекритическая температура 2 (УТКР) = 260° К. По кривым Брауна (рис. 1) находим z = 0,6.
135
2. Определение количества растворенного в нефти газа
Задача 2
Определить количество газа, растворенного в нефти объемом
Ѵж= 1000 м3, если коэффициент растворимости газа а = 0,9 ^.TCß~щ >
абсолютное давление газа р — 200 кгс/см2.
По закону Генри Уг = арКж = 0,9-200-1000 = 180 000 м3 при атмосферном давлении.
3. Определение скорости продвижения водо-нефтяного контакта
Задача 3
Контрольная скважина, работающая при активном водонапорном режиме, фонтанирует нефтью при отсутствии свободного газа в подъ
емных трубах. |
|
|
|
|
|
рн = |
0,85. |
Мано |
||
Относительная плотность пластовой нефти |
||||||||||
метрическое давление на устье закрытой скважины (т. |
е. при Q = |
|||||||||
= 0) р г = |
20 кгс/см2. Угол падения пласта а = |
20°. |
|
|
|
|||||
Требуется |
определить |
скорость продвижения водо-нефтяного |
||||||||
контакта к этой скважине в вертикальном |
Св и горизонтальном Сг |
|||||||||
направлениях и по восстанию пласта Сп, если через п = |
50 месяцев |
|||||||||
давление |
на |
устье |
закрытой |
скважины |
понизилось |
до |
р 2 = |
|||
= 17 кгс/см2. |
|
|
|
|
контакта |
определяется |
||||
Скорость продвижения водо-нефтяного |
||||||||||
по формулам |
[9] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 ( Р і |
Ръ) |
1 0 (2 0 — 17) |
_ , |
м/мес; |
|
|
|
|
|
|
n (1 — рн) |
50 ( 1 - 0 , 8 5 ) |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
Сг= 10 (P i-P 2)ctggi = |
4 ctg а = 4 ctg 20° = 4 • 2,7475 = 11 м/мес; |
|||||||||
|
П (1 —Рн) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 ( Р і — Р і ) |
_ |
4 |
4 |
4 |
= 11,7 м/мес. |
||||
|
«(1 — pH)sina |
|
sin а |
sin 2ч° |
|
|||||
|
|
0,342 |
|
|
|
|||||
Рассматриваемая в приведенной задаче скважина фонтанирует под действием гидростатического напора, а наблюдения за давле нием ведутся на устье скважины. Если измерять забойное давление глубинным манометром или другим способом, то при рзаб > р нзс, т. е. при отсутствии свободного газа в пласте, по приведенным в за даче формулам можно проследить за продвижением водо-нефтяного контакта по понижению забойного давления при любых методах эксплуатации.
136
4. Определение нефтеотдачи при водонапорном режиме [37]
Задача 4
Исследованием кернов и геофизическими методами определены следующие параметры залежи с водонапорным режимом: среднее количество связанной (погребенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно s = 10% и s„ =
= |
90%; через 5 лет после начала эксплуатации средняя водонасы- |
|
щениость s ' = 55%, через |
8 лет средняя водонасыщенность s" = |
|
= |
72%. |
среднюю нефтеотдачу для указанных |
|
Требуется определить |
|
двух периодов времени. |
|
|
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасы щенности породы s на данный момент находим по формуле
If |
s„ s |
от~ |
100- s ’ |
где числитель — количество воды, поступившей в залежь взамен такого же количества добытой нефти, а знаменатель (100 — s) — начальный запас нефти. Величины sB и s выражены в процентах.
Через 5 лет
|
- 0 . 5 или 50%. |
Через 8 лет |
|
К'т = |
= 0.69 или 69%. |
Задача 5
В залежи, работающей при водонапорном режиме и имеющей сравнительно однородный состав пород, требуется приближенно определить нефтеотдачу для двух периодов времени. К концу пер
вого периода добыча была |
1000 м8/сут воды и |
4000 м3/сут |
нефти. |
|
К концу второго |
периода |
добыча составляла |
4000 м3/сут |
воды |
и 1000 м3/сут нефти. |
Кроме того, известны .вязкость нефти в пласто |
|||
вых условиях мн = |
7,3 спз и вязкость воды в пластовых условиях |
|||
цв = 1 спз. Объемный коэффициент нефти і я = |
1,1 и воды Ьв = 1. |
|||
При одновременном притоке в скважину воды и нефти содержание воды в добываемой жидкости будет
0.100 о/
<?н + <?в
Процентное содержание воды зависит от коэффициентов фазовой проницаемости кв и ки, вязкости цв и рн и объемных коэффициен тов Ьв и Ьн и может быть выражено формулой [31]
С |
100 |
|
или С - |
100 |
|
^ll |
РнЬц |
|
i + м -р - |
|
A’n |
ßiibu |
|
Лп |
137
где TW= М-в ■ |
-коэффициент, зависящий |
от |
свойств пластовых |
Р-н^н |
|
|
|
жидкостей. |
цв и Ьн = Ьв коэффициент |
М = |
1; нем больше вяз |
При р„ = |
кость и объемный коэффициент нефти, тем меньшее значение имеет коэффициент М.
Нефтеотдача зависит от величины коэффициента М и процент
ного содержания воды С в добываемой жидкости. |
На основе этих |
||||||
|
|
|
данных нефтеотдача в про |
||||
|
|
|
центах может быть опреде |
||||
|
|
|
лена по графику рис. 45. |
||||
|
|
|
|
Для этого предварительно |
|||
|
|
|
найдем для заданных усло |
||||
|
|
|
вий значения М и |
С. |
|||
|
|
|
|
Для первого периода вре |
|||
|
|
|
мени |
|
1 • 1 |
|
|
|
|
|
|
М |
= J _ . |
||
|
|
|
|
7,3 -1,1 |
8 ’ |
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
С -- |
<?„100 |
|
|
|
Содержание боды |
<?н 4 Qв |
|
||||
6 добываемой жидкости С, % |
1000-100 |
|
|||||
Рис. 45. График |
зависимости |
между со |
4000 + |
1000 |
|
||
держанием воды |
в добываемой жидкости |
Для второго периода вре |
|||||
и |
нефтеотдачей |
|
|||||
как вязкость |
и |
объемный |
мени М |
не |
изменится, так |
||
коэффициент |
нефти |
останутся |
теми же. |
||||
Содержание воды во второй период составит |
|
|
|
||||
|
|
С" ■ |
4000•100 |
|
|
|
|
|
|
|
1000 + 4000 |
|
|
|
|
По графику рис. 45 от точек 20% и 80% на оси абсцисс ведем
1
вертикали до пересечения с кривой М = —. От полученных точек
пересечения проведем горизонтали влево и на оси ординат найдем нефтеотдачу: для первого периода К оТ = 25% и для второго периода
К;Т = 47%.
5.Определение нефтеотдачи под действием упругих свойств жидкости и породы [31]
Задача 6
Используя теорию упругого режима, разработанную В. Н. Щелкачевым, определить количество нефти, которое можно получить из залежи только за счет упругих свойств среды внутри контура нефте носности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь F = 1200 га; средняя мощность залежи h = 12 м и пористость
138
породы |
т = 22. Количество |
связанной воды |
s = |
20%. |
Начальное |
|||||||||
пластовое давление рпл = |
180 кгс/см2. Давление насыщения рщс = |
|||||||||||||
= |
80 кгс/см2. |
Пластовая |
тем |
н |
|
!0^so |
|
|||||||
пература tnjl = |
54,5° С. |
Добыча |
|
|
||||||||||
нефти за время падения пла- |
1,06 |
|
~Jâ_^ |
|
||||||||||
стового |
давления |
на |
(Ар |
= |
W |
|
|
7t |
|
|||||
= |
Рпл — P«ас) 100 |
КГС/СМ2 |
|
СО- |
|
_ M s |
|
|||||||
ставила |
5-10в м3. |
|
|
|
|
’ |
|
|
||||||
ко |
Объемный коэффициент толь- |
|
|
|
|
|||||||||
вследствие |
упругости нефти |
\ßo |
|
|
is,s° |
|
||||||||
изменяется |
при пластовой тем- |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
/го |
|
||||||||||
дении |
пластового |
давления |
с |
_ |
ifO |
80 |
/60 к г с /с м 2 |
|||||||
|
_ |
|
|
|||||||||||
|
_ |
, on |
|
/ 2 |
до |
Риас |
_ |
Рис. 46. График зависимости ооъем- |
||||||
Рпл |
|
кгс/см |
до |
ного |
коэффициента нефти от давления |
|||||||||
= |
80 |
кгс/см2 от Ьа — 1,02 |
|
итемпературы |
|
|||||||||
b'j |
= |
1,026 см2/кгс (рис. 46). |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
На основе этих данных можно подсчитать коэффициент сжима |
|||||||||||||
емости нефти по формуле |
[31] |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
Р « |
bk -bu |
|
1,026— 1,02 |
6 •ІО-5 |
на 1 кгс/см2. |
||||||
|
|
|
= |
йнАр |
|
1,02 (180 —80) = |
||||||||
|
Коэффициент сжимаемости пор породы ßn примем равным 2 X |
|||||||||||||
X 10“ 5 на 1 |
кгс/см2. |
|
|
|
залежи подсчитаем по |
формуле |
||||||||
|
Коэффициент упругоемкости |
|||||||||||||
ß* = /raß„-i-ßn = 0,22-6 • 10"5-f 2*IO-5 = 3,32«IO-5 на 1 кгс/см2.
Искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил, найдем по формуле
ДТ/Н= ß*F Ар = $*Fh Ар =
= 3,32• ІО -• 1200.ІО4.12(180—80) = 478«ІО3 м8.
Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитаем общий начальный объем нефти в залежи (в пластовых условиях):
Ѵ„ |
Fhm (1 —s) |
1200 - IO* . 12 - 0,22 (1 —0,2) |
= 248-ІО5 м3. |
|
bn |
1,02 |
|
Находим процент нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды:
К, |
ДГ„ |
478 • 108 ■100 |
1,92% общего запаса нефти. |
|
Ѵп |
248 • 10® |
|||
|
|
Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области
5 • 10е - 478 • Ю3= 4522 • 103 м3.
Падение давления в пределах контура нефтеносности неизбежно нарушит равновесие за контуром, где давление также будет падать,
139