Задача 13 Розрахунок втрат тиску на тертя при транспорті газорідинної суміші

Постановка задачі:

Визначити необхідний тиск на початку трубопроводу для транспортування газорідинної суміші при вихідних даних, які наведені в таблиці 1.

Дана задача розв’язується методом послідовних наближень, приймаючи середній тиск в трубопроводі рівним тиску в кінці трубопроводу і подальший обрахунок проводиться за наступним алгоритмом:

1. Масова витрата газо-нафто-водяної суміші:

(4.1)

де М_НО – масова витрата нафти, т/добу, n – вміст води; V₀ – газовий фактор однократного розгазування, м³/т; Δ_ГО – відносна густина газу при нормальних умовах; r - газовий фактор нагнітання при газліфті.

2. Середня температура на розрахунковій ділянці:

(4.2)

де Т_П, Т_Г – відповідно початкова температура на розрахунковій ділянці і температура гранта на глибині залягання трубопроводу, К.

3. Розрахунок коефіцієнта a₂:

(4.3)

де ρ_Н – густина нафти при стандартних умовах, кг/м³.

4. Газовий фактор при середньому тиску і температурі:

(4.4)

де Р_нас - тиск насичення, МПа.

5. Розрахунок коефіцієнта a₁:

(4.5)

6. Розрахунок коефіцієнта m:

(4.6)

7. Розрахунок коефіцієнта насичення, К_нас:

(4.7)

де N_C1,N_n2 – відповідно вміст метану азоту та в газі однократного розгазування.

8. Тиск насичення при середній температурі в трубопроводі:

(4.8)

де Т_пл - температура пласта, К.

9. Газовий фактор при середньому тиску і температурі трубопроводу:

(4.9)

10. Відносна густина газу розчиненого в нафті:

(4.10)

11. Коефіцієнт об’ємного розширення нафти:

(4.11)

12. Розрахунок коефіцієнта стисливості:

при МПа

(4.12)

при

13. Густина суміші приведена до умов течії:

(4.13)

де ρ_в - густина води, кг/м³; Р₀ - атмосферний тиск, МПа.

14. Визначаємо коефіцієнт β:

(4.14)

15. Критерій Фруда по рідкій фазі:

(4.15)

де D – діаметр трубопроводу, м;

16. Газове число:

(4.16)

17. Синус кута нахилу трубопроводу до горизонталі:

(4.17)

де ΔН – перевищення розрахункової ділянки, м; L – довжина трубопроводу, м.

18. Число Рейнольда по рідині:

при

(4.18)

де μ_р – динамічна в’язкість дегазованої рідини, Па*с.

19. Динамічна в’язкість нафти:

(4.19)

де μ_Н.О – динамічна в’язкість нафти при ст.у. Па*с; Т₀ – стандартна температура 273К.

20. Число Рейнольда:

(4.20)

21. Розрахунок коефіцієнта А:

(4.21)

Якщо - пробковий рух.

Якщо - розшарований рух.

22. Розрахунок коефіцієнта b₁:

(4.22)

23. Відносна густина газу, що виділяється з нафти:

(4.23)

24.Динамічна в’язкість газу:

(4.24)

25. При пробковому русі

Дійсний газовміст:

(4.25)

26. Число Рейнольда по суміші:

(4.26)

27. Визначення коефіцієнтів a₃, b₃, c₃:

(4.27)

28. Якщо то

29. Якщо то

3 0. Якщо то (4.28)

Δ – коефіцієнт шорсткості труб, м.

(4.29) 31. Якщо і то (4.30)

32. Густина газу:

МПа

(4.31)

33. Густина суміші по дійсному газо вмісту:

(4.32)

34. Тиск на початку трубопроводу:

(4.33)

35. Середній тиск:

(4.34)

36. Далі рахується нове наближення починаючи з 3 пункту до досягнення наступної умови:

(4.35)

Для розшарованого руху течії після пункту 24 розрахунок ведеться при :

37. Число Рейнольдса для газової фази:

(4.36)

38.Коефіцієнт гідравлічного опору:

(4.37)

39. Визначаємо коефіцієнт с₀:

(4.38)

40. Визначаємо коефіцієнт b:

(4.39)

41. Визначення безрозмірного параметра К_Г:

(4.40)

42. Тиск на початку трубопроводу:

(4.41)

43.Далі рахується нове наближення до досягнення наступної умови:

Таблиця 1 – Вхідні дані

Газовий фактор однократного розгазування, м3/т	Тиск в кінці трубо про-воду, МПа	Вміст метану в газі однок-ратного розгазу-вання	Вміст азоту в газі однократ-ного розгазу-вання	Динамі-чна в’язкість дегазова-ної рідини, Па*с	Масова витрата нафти, т/добу	Тиск насиче-ння, МПа	Темпе-ратура пласта, К	Вміст води	Відносна густина газу при нормаль-них умовах
450	2	0,68	0,08	0,002	200	27	350	0,25	1,12
500	2,5	0,85	0,02	0,008	350	20	345	0,5	1,29
350	4	0,92	0,01	0,011	250	32	360	0	1,325
300	3	0,76	0,03	0,005	400	25	320	0,1	1,143
200	3,5	0,72	0,05	0,006	300	30	335	0,3	1,09
Початкова температура на розрахунко-вій ділянці, К	Густина нафти при стандар-тних умовах, кг/м3	Атмо-сферний тиск, МПа	Густина води, кг/м3	Динаміч-на в’язкість нафти при ст.у.Па*с	Темпе-ратура грунта на гли-бині за-лягання трубо-проводуК	Довжи-на трубо-проводу м	Діаметр трубо-проводу м	Перевищення розра-хунко-вої ді-лянки, м	Газовий фактор нагніта-ння при газліфті
300	900	0,1	1030	0,0025	285	2500	0,2	20	0
315	875	0,1	1050	0,0041	283	3100	0,25	35	120
321	860	0,1	1100	0,0018	290	2900	0,2	60	250
297	850	0,1	1060	0,0032	280	3700	0,15	50	0
305	833	0,1	1085	0,0039	275	3500	0,1	45	190

Список літератури:

1. Попадюк Р.М. Проектування технологічних систем збору та підготовки нафти, газу і води. Конспект лекцій. – Івано-Франківськ: Факел. 2004. – 109с.

2. Попадюк Р.М., Боднарчук В.Ю. Збірник задач по розрахунку процесів збору та підготовки нафтопромислової продукції. ІФДТУНГ, Івано-Франківськ, 1997 – 95с.

Задача №14

Тема: Розрахунок профілю похило-направленої свердловини

1. Теоретичні відомості:

Похило-направленою свердловиною називається свердловина, спеціально направлена в будь-яку точку, віддалену від вертикальної проекції її гирла.

Профіль похило-направленої свердловини повинен бути вибраний таким, щоби при мінімальній затраті засобів і часу на її проходку було забезпечено виконання задачі, поставленої при бурінні даної свердловини.

Профіль І (рис. 1а) – найбільш поширений – складається з трьох участків: верхнього участка 1. – вертикального, другого участка 2, - виконаного по плавній кривій, і третього участка 3 – по нахиленій прямій.

Цей профіль рекомендується в основному для буріння похилих свердловин на однопластові родовища з великими відхиленнями при середній глибині свердловини.

Профіль ІІ (рис. 1б) складається з чотирьох участків: верхнього участка 1 – вертикального, другої ділянки 2 , виконаного по кривій з наростаючою кривизною, третього участка 3 – по нахиленій кривій і четвертого участка 4 – по кривій з кривизною, яка спадає. Профіль ІІ типу зазвичай застосовують при бурінні похилих свердловин глибиною до 2500 м.

Профіль ІІІ (рис.1в) складається з двох участків: верхнього участка 1 – вертикального, другого участка 2, виконаного по кривій, яка поступово збільшує кут нахилу ствола свердловини. Буріння свердловин по такому профілю здійснюється в тих випадках, коли необхідно витримати певні задані кути входу ствола свердловини в пласт.

Профіль IV (рис.1г) застосовується при бурінні глибоких похилих свердловин. Цей профіль відрізняється від попередніх тим, що до вертикального участка 1, участка 2, виконаному по кривій, і участка 3, який являє собою похилу пряму, додається криволінійний участок 4, який характеризується зниженням одержаної кривизни, тобто виположуванням стовбура, який доходить до вертикалі, і прямий вертикальний участок 5. Профіль IV слід застосовувати в тих випадках, коли нижній участок свердловини має декілька продуктивних горизонтів.

Розрахунок і побудова профіля похилої свердловини. Приймемо наступні позначення (рис. 2): - інтенсивність набору кривизни в градусах (зазвичай на кожні м проходки); - інтенсивність зниження кривизни в градусах (так само на кожні проходки); - загальна довжина похилої свердловини (по бурильній колоні); - довжина вертикальної проекції похилої свердловини; - довжина горизонтального зміщення вибою; - радіус дуги, по якій відбувається плавний набір кривизни; - радіус дуги, по якій відбувається плавний спад кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку плавного набору кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку плавного спадання кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку, де кривизна постійна; - довжина верхнього вертикального участка; - довжина нижнього вертикального участка; - довжина вертикальної проекції першої дуги; - довжина вертикальної проекції другої дуги; - довжина вертикальної проекції прямолінійного похилого участка; - довжина першої дуги; - довжина другої дуги; - довжина похилого прямолінійного участка; - кут між похилою прямою і вертикаллю і - кут входу ствола свердловини в пласт; - довжина хорди, яка стягує першу дугу; - довжина хорди, яка стягує другу дугу. Позначення приведені для профілю IV типу, як найбільш узагальнюючого. Для розрахунку і побудови профілю зазвичай задаються наступні вихідні дані: .

Необхідні розрахункові формули для визначення окремих елементів профілю в залежності від типу наведені в таблиці 1.

Таблиця 1

величини	Профілі
	I	II	III	IV
	, або або
	-	або	-	або або
			-
	або
	-		-
	або
	-		-
	або		-	або
	-		-
	-		-
			-

2. Постановка задачі

Розрахувати і побудувати профіль заданого типу для похило-направленої свердловини. Вирахувати видовження стовбура свердловини за рахунок кривизни

Таблиця 2 – Вихідні дані

Варіант	Профіль	, град.	, град.	, м	, м	, м	, град.	, град.
1	I	7	-	1500	500	150	20	45
2	II	5	4	2500	600	250	30	15
3	III	6	-	2000	550	200	20	0
4	IV	5	4	1650	600	200	30	0

Примітка м, м

Література.

1. Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М: Недра

36