ЭНГС Уньва 664
.pdf
|
|
|
|
|
|
W 2 |
|
н |
|
|
|
|
|||
Aкжэ |
|
к |
кзI |
|
Па/м |
||||||||||
|
Dэв |
dнктн |
|||||||||||||
|
|
|
|
2 |
|
|
|
||||||||
A |
0,03 0,29 |
2 832 |
|
|
14 |
Па/м |
|||||||||
|
0,1306 0,073 |
||||||||||||||
кжэ |
|
2 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
и тогда |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2186 905 9,81 2186 67 14,6 106 |
|||||||||||||
h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6526 м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
9,81 905 832 67 14 |
||||||||||
Таким образом, в нашем случае необходимо проводить доосвоение скважины.
2о. Расчёт давления закачки
Таким образом получается, что освоение произойдет тогда, когда жидкость замещения полностью вытеснит глинистый раствор из НКТ.
а) Расчет от устья до башмака НКТ:
pзак гл н g H скв x pкжзI pкглI pтглI
905 832 9,81 2186 0 10 6 0,56 0,1459 0,706МПа;
Результаты сведены в таблицу 6.
б) Расчет от башмака НКТ до устья:
pзак |
гл |
н g H скв x pтжзI |
pкглI |
|
pкжзI |
|
||||||||
9705 832 9,81 2186 0 10 6 |
0,4706 0,1459 2,175МПа; |
|
||||||||||||
Результаты сведены в таблицу 6. |
|
|
|
|
|
|
||||||||
Расчет забойного давления: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
До башмака НКТ: Р |
|
|
гл |
Н |
скв |
g Р |
|
905 9,81 2186 10 6 |
0,1459 19,55МПа; |
|||||
|
|
|
ЗАБ |
|
|
|
|
КЗгл |
|
|
||||
После башмака НКТ: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Р |
|
гл |
(Н х) |
з |
g x Р |
|
Р |
905 9,81 2186 10 6 0 0,1459 19,55МПа; |
||||||
ЗАБ |
|
|
|
|
|
КЗгл |
|
КЗз |
|
|
|
|||
Результаты сведены в таблицу 6.
3о. Расчёт объёма закачиваемой жидкости.
а) Объем закачки до башмака НКТ:
|
|
d |
НКТ |
2 х |
|
3,14 0,0622 |
|
VЗАК 1 |
|
|
|
|
|
0 0 |
|
|
4 |
|
4 |
||||
|
|
|
|
|
|
||
Расчеты сведены в таблицу 6.
б) Объем закачки от башмака НКТ до устья:
|
|
|
(d |
2 |
D |
2 ) х |
V |
|
3,14 0,13062 |
0,0732 |
6,6 |
6,6м3 |
|
V |
|
|
ЭКС |
|
НКТ |
|
|
|
|||||
ЗАК 1 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
4 |
|
Т |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
21
Результаты сведены в таблицу 6.
4о.Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
T |
|
|
Vзак |
|
6,6 |
1807с |
|
зак |
qI |
0,0365 |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
Результаты сведены в таблицу 6.
Обратная закачка
1о. Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость замещения, считая от забоя, в НКТ. Давление на забое скважины в этом случае равно
pзаб гл g Hскв x н g x pтжз ртгл ,
откуда
x |
H скв |
гл g Lскв |
Втгл pзаб |
, |
|||||
g |
гл |
|
н |
(В |
тгл |
В ) |
|||
|
|
|
|
|
тжз |
|
|||
где Втгл и Втжз – градиенты давления от гидравлических потерь при движении соответственно глинистого раствора и жидкости замещения в НКТ, Па/м, определяемые по формулам:
для структурного режима бурового раствора
Втгл |
|
|
|
4 гл |
|
Па/м, |
|
||||||||
т dвннкт |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Втгл |
|
|
|
4 0,69 |
|
101 Па/м |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
0,44 |
0,062 |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
для турбулентного режима жидкости замещения |
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
W 2 |
н |
|
|
|
|
|||
В |
|
|
т |
т |
|
Па/м |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
тжэ |
|
|
|
2 dвн |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Втжэ |
0,022 1,212 |
832 |
216 Па/м |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
2 0,062 |
|
|
|
|
|
|||
и тогда |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2186 905 9,81 2186 101 14,6 106 |
|
||||||||||||
x |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8477 |
м. |
|
|
|
|
|
9,81 905 |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
832 101 216 |
|
||||||||
2о. Расчёт давления закачки
а) Расчет от устья до башмака НКТ:
pзак гл н g H скв x pкжзI pкглI pтглI
905 832 9,81 2186 0 10 6 0,56 0,1459 0,706МПа;
Результаты сведены в таблицу 7.
б) Расчет от башмака НКТ до устья:
22
pзак гл н g H скв x pтжзI pтглI pкжзI
905 832 9,81 2186 0 10 6 0,56 0,0305 2,149МПа;
Результаты сведены в таблицу 7.
Расчеты остальных точек приведены в таблице 7.
Расчет забойного давления:
До башмака НКТ: Р |
|
гл |
Н |
скв |
g Р |
905 9,81 2186 10 6 |
0,56 19,96МПа; ; |
||||||
|
|
|
ЗАБ |
|
|
|
|
|
Тгл |
|
|
||
После башмака НКТ: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Р |
|
гл |
(Н х) g |
з |
g x Р |
Р |
905 9,81 2186 10 6 |
0 0,56 19,96МПа; |
|||||
ЗАБ |
|
|
|
|
|
|
|
Тгл |
Тз |
|
|
||
Результаты сведены в таблицу 7.
3.Объем закачки
а) От устья до башмака НКТ:
VЗАК 1 |
(D |
2 |
d |
НКТ |
2 ) х |
|
3,14 0,1532 0,0732 |
0 0 |
|
|
ЭКС |
|
|
|
|
||||
|
|
4 |
|
|
4 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Результаты сведены в таблицу 7.
б) От башмака НКТ до устья:
|
|
|
d |
2 |
х |
V |
|
|
3,14 0,062 |
2 |
0 27,84 27,84м3 |
V |
|
|
НКТ |
|
|
|
|
||||
ЗАК 1 |
|
4 |
|
КЗ |
4 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Результаты сведены в таблицу 7.
4о.Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
T |
|
|
Vзак |
|
27,84 |
7626с |
|
зак |
qI |
0,0365 |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
Результаты сведены в таблицу 7.
В нашем случае и объем закачиваемой жидкости, и время закачки одинаковые в обоих вариантах. Поэтому можно выбирать любой вид закачки.
Таблица 6.
Основные параметры освоения (прямая закачка)
tЗАК, мин |
|
РЗАК, МПа |
|
РЗАБ, МПа |
|
х, м |
|||
|
|
|
|
|
|||||
до |
после |
до |
|
после |
до |
|
после |
до |
после |
башмака |
башмака |
башмака |
|
башмака |
башмака |
|
башмака |
башмака |
башмака |
0 |
1807 |
0,7059 |
|
2,175 |
19,55 |
|
19,55 |
0 |
2186 |
181 |
2570 |
0,8528 |
|
2,007 |
19,55 |
|
19,38 |
218,6 |
1967,4 |
361 |
3332 |
0,9996 |
|
1,840 |
19,55 |
|
19,21 |
437,2 |
1748,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23 |
542 |
4095 |
1,1465 |
1,673 |
19,55 |
19,04 |
655,8 |
1530,2 |
723 |
4858 |
1,2934 |
1,505 |
19,55 |
18,88 |
874,4 |
1311,6 |
904 |
5620 |
1,4402 |
1,338 |
19,55 |
18,71 |
1093 |
1093 |
1084 |
6383 |
1,5871 |
1,171 |
19,55 |
18,54 |
1311,6 |
874,4 |
1265 |
7146 |
1,7340 |
1,003 |
19,55 |
18,37 |
1530,2 |
655,8 |
1446 |
7908 |
1,8808 |
0,836 |
19,55 |
18,21 |
1748,8 |
437,2 |
1626 |
8671 |
2,0277 |
0,668 |
19,55 |
18,04 |
1967,4 |
218,6 |
1807 |
9433 |
2,1746 |
0,501 |
19,55 |
17,87 |
2186 |
0 |
Таблица 7.
Основные параметры освоения (обратная закачка)
tЗАК, мин |
|
РЗАК, МПа |
|
РЗАБ, МПа |
|
|
|
||
до |
после |
до |
|
после |
до |
|
после |
до |
до |
башмака |
башмака |
башмака |
|
башмака |
башмака |
|
башмака |
башмака |
башмака |
0 |
7626 |
0,7059 |
|
2,149 |
19,96 |
|
19,96 |
0 |
2186 |
763 |
7807 |
0,8502 |
|
1,984 |
19,96 |
|
19,80 |
218,6 |
1967,4 |
1525 |
7988 |
0,9944 |
|
1,819 |
19,96 |
|
19,63 |
437,2 |
1748,8 |
2288 |
8168 |
1,1387 |
|
1,654 |
19,96 |
|
19,47 |
655,8 |
1530,2 |
3050 |
8349 |
1,2830 |
|
1,490 |
19,96 |
|
19,30 |
874,4 |
1311,6 |
3813 |
8530 |
1,4272 |
|
1,325 |
19,96 |
|
19,14 |
1093 |
1093 |
4576 |
8711 |
1,5715 |
|
1,160 |
19,96 |
|
18,97 |
1311,6 |
874,4 |
5338 |
8891 |
1,7158 |
|
0,995 |
19,96 |
|
18,81 |
1530,2 |
655,8 |
6101 |
9072 |
1,8600 |
|
0,831 |
19,96 |
|
18,64 |
1748,8 |
437,2 |
6864 |
9253 |
2,0043 |
|
0,666 |
19,96 |
|
18,48 |
1967,4 |
218,6 |
7626 |
9433 |
2,1486 |
|
0,501 |
19,96 |
|
18,31 |
2186 |
0 |
|
Параметры освоения |
|
25 |
|
|
20 |
|
|
15 |
|
Рпрзак, МПа |
10 |
|
Робрзак, МПа |
|
|
|
5 |
|
Рпрзаб, МПа |
|
|
|
0 |
|
|
0 |
5000 |
10000 |
|
Тзак, с |
|
24
3.3.Анализ данных исследований, характеристика призабойной
зоны.
Данные КВД приведены на рисунке ниже.
Выделяем на графике прямолинейный участок и находим значение tg :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(2,88 - 2,72) 106 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
B tg = |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
=0,5*106 Па; |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
4,48 - 4,16 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
|
|
|
|
|
|
|
2,21 10 11 |
м3/с*Па - формула для определения |
|||||||||||||
|
4B |
|
|
|
|
|
4 3,14 0,5 106 |
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
86400 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
коэффициента гидропроводности; |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
2,21 10 |
11 1,45 10 3 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
k |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6 10 15 м2 - формула определения коэффициента |
|||||||||
|
|
|
h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
проницаемости. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
Полученные значения характеризуют удаленную зону пласта. |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||
Находим коэффициент пьезопроводности: |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
k |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6 10 15 |
|
0,004 |
м |
2 |
||
m ж п |
|
|
1,45 10 3 0,12 10,43 10 10 1,35 10 10 |
с |
||||||||||||||||||||||||||||||||
Вычисляем Скин – фактор: |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
r |
|
|
|
|
|
|
2,246 |
|
|
|
|
2,246 0,004 |
|
0,083м |
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Y |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,16 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
е B |
|
|
|
|
|
|
|
|
2,72 0,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
S ln |
rскв |
|
ln |
0,084 |
0,26 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
rпр |
|
|
|
|
0,083 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
Скин – фактор, параметр определяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойная зона улучшена относительно удаленной зоны пласта.
25
3.4. Расчет условий фонтанирования скважины и распределения
давлений в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
Расчет условий фонтанирования скважины
1. При начальных условиях (n=0%)
Коэффициент растворимости газа
|
|
Г нд |
|
90 832 |
|
5МПа 1 |
||
Р |
нас |
0,1 109 |
14,98 0,1 |
109 |
||||
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Трудно ожидать, что минимальное забойное давление будет меньше давления насыщения.
Определим эффективный газовый фактор
|
|
Г 103 |
ру |
/ нд |
|
|
nв |
|
|
90 1031,7 5 / 832 |
|
0 |
|
39,9м |
3 |
|
|||
Г эф |
|
|
|
1 |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
/ т. |
|||||
|
2 |
|
100 |
2 |
100 |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
При уменьшении Рзаб длина газожидкостного подъёмника увеличивается, что ведёт к росту необходимого удельного расхода газа и когда этот расход станет равным Гэф,
фонтанирование прекратится.
Отсюда следует важный вывод: существует некая максимальная длина газожидкостного
подъёмника H max , соответствующая моменту прекращения фонтанирования и минимальному |
||||||||||||||
|
|
нас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давлению фонтанирования Рс min. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
max |
0,5 |
|
h |
|
2 |
10,31 Г |
|
d |
0,5 |
h lg |
Рнас |
||
Н |
нас |
|
h |
|
эф |
нктв |
|
|
, м, |
|||||
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ру |
||
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рнас ру |
|
14,98 1,7 10 |
6 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
h |
|
|
|
|
|
|
1694м |
|
|
|
|||
|
|
ср |
g |
|
799 9,81 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14,98 |
|
|
|
|
Н max 0,5 1694 |
16942 |
10,31 39,9 620,5 1694 lg |
|
|
|
|
2266м, |
||||||||
|
|
||||||||||||||
нас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Н max |
Н |
скв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нас |
|
|
|
|
|
|
|
|
Величина минимального забойного давления фонтанирования в этом случае ориентировочно может быть определена по формуле:
Pc min Hнас гжс g 2186 799 9,8 10 6 17,13МПа. При начальных условиях скважины,
оборудованные НКТ с внутренним диаметром 62 мм прекратят фонтанирование при снижении забойного давления до 17,13 МПа.
26
2. При текущих условиях (n=37%)
Определим эффективный газовый фактор
Г |
|
|
Г 103 |
ру / нд |
1 n |
|
|
90 103 |
1,7 5 / 832 |
1 |
0,37 25,1м3 / т. |
эф |
|
2 |
в |
|
2 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При уменьшении Рзаб длина газожидкостного подъёмника увеличивается, что ведёт к росту необходимого удельного расхода газа и когда этот расход станет равным Гэф,
фонтанирование прекратится.
Отсюда следует важный вывод: существует некая максимальная длина газожидкостного
подъёмника , соответствующая моменту прекращения фонтанирования и минимальному давлению фонтанирования Рс min.
|
|
рнас р |
у |
|
14,98 1,7 10 |
6 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
h |
|
|
|
|
|
|
1451м |
|
|
|
|
|
|
|
|
гжс |
g |
|
|
933 9,81 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14,98 |
|
|
|
||
Н max 0,5 1451 |
|
|
14512 10,31 25,1 620,5 1451 lg |
|
|
|
|
|
1832м, |
||||||
|
|
|
|
||||||||||||
нас |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,7 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Н max |
Н |
скв |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
нас |
|
|
|
|
|
|
|
Величина минимального забойного давления фонтанирования в этом случае ориентировочно может быть определена по формуле:
Pc min Рнас Нскв Ннас н g 14,98 2186 1832 933 9,8 10 6 18,22МПа.
При текужих условиях скважины, оборудованные НКТ с внутренним диаметром 62 мм и обводненные на 37%, прекратят фонтанирование при снижении забойного давления до 18,22
МПа.
27
3.5.Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и
колонне НКТ.
Используя метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера. Расчет ведем «сверху-вниз».
1. Задаем шаг |
. |
2.Рассчитываем температурный градиент потока
П |
ж ст |
Т |
|
|
|
К м |
|
|
|
|
|
|
где |
Тпл |
Тср сл |
|
|
|
К м - средний |
||
геотермический градиент скважины, Qж ст – дебит скважины по жидкости при стандартных |
||||||||
условиях; DТ – внутренний диаметр колонны НКТ, м. |
|
|
||||||
3. Определяем температуру ГЖС на устье скважины |
|
|
||||||
|
|
Ту Тс |
пН |
К |
||||
Рассчитываем температуру потока в рассматриваемых сечениях (точках) потока. |
||||||||
Например, в сечении, где |
|
, температура будет: |
|
|
||||
|
|
|
|
у |
|
К |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
у |
пл |
у |
пл |
у |
|
|||
|
|
|
|
|
||||
5. Используя данные исследования проб пластовой нефти, определяем физические параметры,
соответствующие заданным давлениям
Гн
6.Вычислим коэффициент сверхсжимаемости газа Z, для этого определим приведенные параметры смеси газов:
пр
гу
пр
гу
гу – относительная по воздуху плотность смеси газов,
пр
пр
Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси при Р = 2,7 МПа: При и
28
7. Определяем удельный объем ГЖС при Р=2,7 МПа |
|
|||
|
гв |
в |
||
см н |
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м |
м |
|||
см |
|
|
|
|
|
||||||||
8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
во в |
|
|
|
см |
|
|
н |
го |
|
|
в |
|
в |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
см |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
9. Рассчитываем идеальную плотность ГЖС при Р=2,7 МПа
см
см и
см
кг м
10. Определяем корреляционный коэффициент :
всм
жнкт
11.Вычисляем полный градиент давления при Р=2,7 МПа
ж ст |
в см |
см и
см и нкт
Вычисляем - обратные расчетным градиентам давления. 12. Распределение давления (см. табл.)
Нi=(Ркон-Ру)/N*(((dH/dP)у+(dH/dP)i)/2+( dH/dP)1+( dH/dP)2+……+( dH/dP)i-1)
Проводим численное интегрирование зависимости dH/dp = f(p), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока.
Расчет распре еления |
авления в эксплуатационной колонне |
|||||
Аналогично рассчитываем давление по методу Поэтмана-Карпентера, но «снизу вверх», |
||||||
при этом в качестве |
берем |
, |
|
и учитываем, что расчет ведем в кольцевом |
||
зазоре ( экв). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м |
экв |
|
эк |
нкт |
|
||
29
Результаты расчета распределения давления в колонне НКТ
|
|
Vгр, |
Vгв, |
|
|
|
|
Vсм, |
Mсм, |
ρсм, |
|
dP/dH, |
dH/dP, |
|
P, МПа |
Т, К |
м3/м3 |
м3/м3 |
bн |
Pпр |
Tпр |
Z |
м3/м3 |
кг/м3 |
кг/м3 |
f |
МПа/м |
м/МПа |
H, м |
1,7 |
276,4 |
2,13 |
72,75 |
1,00 |
0,369 |
1,70 |
0,977 |
5,82 |
1587 |
273 |
5,775 |
0,0041 |
242,6 |
0 |
2,7 |
277,8 |
8,45 |
66,43 |
1,04 |
0,586 |
1,71 |
0,965 |
4,04 |
1587 |
393 |
5,775 |
0,0049 |
205,8 |
202 |
3,7 |
279,2 |
26,63 |
48,25 |
1,06 |
0,802 |
1,71 |
0,955 |
2,92 |
1587 |
544 |
5,775 |
0,0061 |
165,1 |
369 |
4,7 |
280,5 |
34,36 |
40,52 |
1,08 |
1,019 |
1,72 |
0,946 |
2,50 |
1587 |
634 |
5,775 |
0,0068 |
146,1 |
509 |
5,7 |
281,9 |
40,59 |
34,29 |
1,09 |
1,236 |
1,73 |
0,938 |
2,26 |
1587 |
701 |
5,775 |
0,0074 |
134,4 |
635 |
6,7 |
283,3 |
45,81 |
29,07 |
1,11 |
1,453 |
1,74 |
0,932 |
2,11 |
1587 |
751 |
5,775 |
0,0079 |
126,6 |
752 |
7,7 |
284,6 |
50,30 |
24,58 |
1,12 |
1,670 |
1,75 |
0,926 |
2,01 |
1587 |
789 |
5,775 |
0,0082 |
121,4 |
864 |
8,7 |
286,0 |
54,25 |
20,63 |
1,13 |
1,887 |
1,76 |
0,922 |
1,94 |
1587 |
817 |
5,775 |
0,0085 |
117,6 |
972 |
9,7 |
287,4 |
57,76 |
17,12 |
1,13 |
2,104 |
1,76 |
0,918 |
1,89 |
1587 |
839 |
5,775 |
0,0087 |
114,9 |
1076 |
10,7 |
288,8 |
60,93 |
13,95 |
1,14 |
2,320 |
1,77 |
0,916 |
1,86 |
1587 |
855 |
5,775 |
0,0089 |
113,0 |
1179 |
11,7 |
290,1 |
63,82 |
11,06 |
1,15 |
2,537 |
1,78 |
0,914 |
1,83 |
1587 |
868 |
5,775 |
0,0090 |
111,4 |
1280 |
12,7 |
291,5 |
66,47 |
8,41 |
1,16 |
2,754 |
1,79 |
0,913 |
1,81 |
1587 |
878 |
5,775 |
0,0091 |
110,3 |
1380 |
13,7 |
292,9 |
68,92 |
5,96 |
1,16 |
2,971 |
1,80 |
0,912 |
1,79 |
1587 |
886 |
5,775 |
0,0091 |
109,4 |
1478 |
14,7 |
294,2 |
71,19 |
3,69 |
1,17 |
3,188 |
1,81 |
0,912 |
1,78 |
1587 |
892 |
5,775 |
0,0088 |
114,0 |
1579 |
15,7 |
295,6 |
73,32 |
1,56 |
1,17 |
3,405 |
1,82 |
0,913 |
1,77 |
1587 |
897 |
5,775 |
0,0088 |
113,4 |
1681 |
16,7 |
297,0 |
75,31 |
0 |
1,18 |
3,622 |
1,82 |
0,914 |
1,76 |
1587 |
900 |
5,775 |
0,0088 |
113,1 |
1783 |
17,7 |
298,4 |
77,19 |
0 |
1,18 |
3,839 |
1,83 |
0,916 |
1,77 |
1587 |
898 |
5,775 |
0,0088 |
113,4 |
1885 |
18,7 |
299,7 |
78,96 |
0 |
1,19 |
4,055 |
1,84 |
0,918 |
1,77 |
1587 |
896 |
5,775 |
0,0088 |
113,7 |
1987 |
19,7 |
301,1 |
80,65 |
0 |
1,19 |
4,272 |
1,85 |
0,921 |
1,78 |
1587 |
893 |
5,775 |
0,0088 |
113,9 |
2090 |
20,7 |
302,5 |
82,25 |
0 |
1,19 |
4,489 |
1,86 |
0,924 |
1,78 |
1587 |
892 |
5,775 |
0,0088 |
114,2 |
2192 |
Результаты расчёта распределения давления в эксплуатационной колонне |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
Vгр, |
Vгв, |
|
|
|
|
Vсм, |
Mсм, |
ρсм, |
|
dP/dH, |
dH/dP, |
|
P, МПа |
Т, К |
м3/м3 |
м3/м3 |
bн |
Pпр |
Tпр |
Z |
м3/м3 |
кг/м3 |
кг/м3 |
f |
МПа/м |
м/МПа |
H, м |
1,7 |
276,4 |
2,13 |
72,75 |
1,00 |
0,369 |
1,697 |
0,977 |
5,82 |
1587 |
273 |
51,379 |
0,0155 |
64,4 |
1780 |
2,7 |
277,8 |
8,45 |
66,43 |
1,04 |
0,586 |
1,706 |
0,965 |
4,04 |
1587 |
393 |
51,379 |
0,0128 |
78,2 |
1851 |
3,7 |
279,2 |
26,63 |
48,25 |
1,06 |
0,802 |
1,714 |
0,955 |
2,92 |
1587 |
544 |
51,379 |
0,0118 |
84,8 |
1933 |
4,7 |
280,5 |
34,36 |
40,52 |
1,08 |
1,019 |
1,723 |
0,946 |
2,50 |
1587 |
634 |
51,379 |
0,0118 |
85,1 |
2018 |
5,7 |
281,9 |
40,59 |
34,29 |
1,09 |
1,236 |
1,731 |
0,938 |
2,26 |
1587 |
701 |
51,379 |
0,0119 |
84,2 |
2102 |
6,7 |
283,3 |
45,81 |
29,07 |
1,11 |
1,453 |
1,739 |
0,932 |
2,11 |
1587 |
751 |
51,379 |
0,0120 |
83,1 |
2186 |
30