Варианты заданий по расчету свойств водонефтяной смеси в скважине

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 25Следующая ⇒

Вариант	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
P, МПа	9,2	9,7	10,2	10,7	11,2	11,7	12,2	12,7	13,2	13,7
T, К	313,0	313,5	314,0	314,5	315,0	315,5	316,0	316,5	317,0	317,5
Q_жст,м³/сут	150	148	146	144	142	140	138	136	134	132
n_в, д,ед,	0,20	0,19	0,18	0,17	0,16	0,15	0,14	0,13	0,12	0,11
D_т, м	0,063	0,063	0,063	0,063	0,063	0,073	0,073	0,073	0,073	0,073
ρ_{н ст,}кг/м³	868	866	864	862	860	858	856	860	858	862
ρ_н, кг/м³	818,3	818,8	819,3	819,8	820,3	820,8	821,3	821,8	822,3	822,8
ρ_в, кг/м³	1089,9	1090,2	1090,5	1090,8	1091,1	1091,4	1091,7	1092,0	1092,3	1092,6
*μ_н,мПас**	2,84	2,85	2,86	2,87	2,88	2,89	2,90	2,91	2,92	2,85
*μ_в,мПас**	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91	0,90	0,89	0,94	0,93
b_н, д.ед.	1,146	1,148	1,150	1,152	1,154	1,156	1,158	1,160	1,162	1,164
b_в, д.ед.	1,0034	1,0036	1,0038	1,004	1,0042	1,0044	1,0046	1,0048	1,005	1,0052

Продолжение таблицы 1.7

Вариант

P, МПа

14,2

15,5

16,5

17,5

18,5

17,5

T, К

318

318,5

319

319,5

320

320,5

320

319,5

319

318,5

Q_жст,м³/сут

130

128

126

124

122

120

123

126

129

132

nв, д,ед,

0,1

0,09

0,08

0,07

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

D_т,м

0,063

0,073

ρ_{н ст,}кг/м³

860

864

862

866

864

868

866

870

868

863

ρ_н, кг/м³

823,3

823,8

824,3

824,8

825,3

825,8

823,1

823,6

824,1

824,6

ρ_в, кг/м³

1092,9

1093,2

1093,5

1090,6

1090,9

1091,2

1091,5

1091,8

1092,1

1092,4

μ_н,мПа*с

2,86

2,87

2,88

2,89

2,9

2,83

2,84

2,85

2,86

2,87

μ_в,мПа*с

0,92

0,91

0,9

0,95

0,94

0,93

0,92

0,91

0,96

0,95

b_н

1,157

1,159

1,161

1,163

1,156

1,158

1,16

1,162

1,155

1,157

b_в

1,0054

1,0056

1,0058

1,006

1,0062

1,0047

1,0049

1,0051

1,0053

1,0055

Продолжение таблицы 1.7

Вариант	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
P, МПа	17	16,5	16	15,5	15	14,5	14	13,5	13	12,5
T, К	318	317,5	317	316,5	316	315,5	315	314,5	314	313,5
Q_жст,м³/сут	135	138	141	144	147	150	153	156	159	162
nв, д,ед,	0,18	0,2	0,22	0,24	0,26	0,28	0,3	0,32	0,34	0,36
D_т,м	0,063	0,063	0,063	0,063	0,063	0,063	0,073	0,073	0,073	0,073
ρ_{н ст,}кг/м³	867	865	860	864	862	857	864	868	866	861
ρ_н, кг/м³	825,1	822,4	822,9	823,4	823,9	824,4	821,7	822,2	822,7	823,2
ρ_в, кг/м³	1092,7	1093	1093,3	1090,4	1090,7	1091	1091,3	1091,6	1091,9	1092,2
*μ_н,мПас**	2,88	2,84	2,85	2,86	2,87	2,88	2,89	2,85	2,86	2,87
*μ_в,мПас**	0,91	0,9	0,95	0,94	0,9	0,89	0,94	0,93	0,89	0,88
b_н	1,159	1,158	1,16	1,162	1,164	1,157	1,159	1,161	1,16	1,162
b_в	1,0057	1,0059	1,0061	1,0046	1,0048	1,005	1,0052	1,0054	1,0056	1,0058

Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Какие основные параметры водонефтяного потока используются в задачах технологии добычи нефти?

2. Какие структуры двухфазных водонефтяных потоков реализуются в подъемных трубах нефтяных скважин?

3. Какие характеристики водонефтяных смесей существенно определяются типом смеси?

4. На основе каких данных определяется скорость сдвига водонефтяного потока?

5. Дайте определение объемной расходной доли воды в потоке нефти и воды.

РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Расчет НКТ при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин

В соответствии с ГОСТ 633-80 [8] для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы следующих типов:

· трубы гладкие и муфты к ним с треугольной резьбой с углом при вершине 60º. Эти трубы изготавливаются с шагом резьбы 2,540 мм (10 ниток на 1" дюйм) и 3,175 мм (8 ниток на 1"). Соответственно высота профиля резьбы h составляет 1,412 мм и 1,810 мм;

· трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним также с треугольной резьбой с углом при вершине 60°;

· гладкие высокогерметичные трубы (НКМ) с трапецеидальной резьбой и муфты к ним;

· насосно-компрессорные безмуфтовые трубы (НКБ) с высаженными наружу концами с трапецеидальной резьбой.

Масса 1 п. м (табл. П1.2 – П1.5) рассчитана для трубы длиной 8 м с учетом массы муфты.

Для труб с другой длиной (исполнения А) следует пользоваться данными ГОСТ 633-80.

Расчет насосно-компрессорных труб при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин следует проводить на страгивающую нагрузку в резьбовом соединении, на предельную нагрузку в опасном сечении и на внутреннее давление.

На страгивающую нагрузку рассчитываются гладкие НКТ с треугольной резьбой и высокогерметичные трубы НКМ с трапецеидальной резьбой, так как наиболее слабым сечением у этих труб является резьбовое соединение. Наиболее часто употребляется формула Ф. И. Яковлева:

где b = δ - h₁ - толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости; h₁ - высота профиля резьбы; D_ср= d + b - средний диаметр тела трубы под резьбой; d - внутренний диаметр трубы; η = b / (δ + b) - поправка Шумилова; α - угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы; φ - угол трения в резьбе (φ = 7°-9°); L - длина резьбы с полным профилем; σ_т - предел текучести материала трубы.

На предельную нагрузку труба рассчитывается по основному телу. Очевидно, что наряду с расчетом на страгивающую нагрузку такому расчету, в первую очередь, следует подвергать НКТ с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и НКБ с трапецеидальной резьбой:

(2.2)

где D_р - диаметр резьбы в основной плоскости по впадине витков для гладких НКТ или диаметр наружной основного тела НКТ с высаженными наружу концами и НКБ.

Наименьшая из двух (страгивающая и предельная) нагрузок принимается за расчетную, и определяется допустимая глубина спуска данной трубы с заданным коэффициентом запаса:

(2.3)

где Р_рас - расчетная нагрузка; q - масса 1 погонного метра трубы с учетом муфт и высаженной части; n - коэффициент запаса (n = 1,2-1,3); g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения.

При расчете 2-й и последующих секций за Р_рас принимается разность текущего и предыдущего значений нагрузки. Например: для 3-ей секции Р_рас = Р_стр3- Р_стр2.

Расчет на внутреннее давление производится на допустимое давление, исходя из прочности и геометрических параметров трубы по формуле Барлоу:

(2.4)

где δ - толщина основного тела трубы; [σ_т] = σ_т/η - допустимое значение предела текучести (по ГОСТ-633-80, η = 1,25; по другим источникам η = 1,3 - 1,5); D_н - наружный диаметр основного тела трубы.

Необходимо также определить фактическое внутреннее давление, определяемое высотой столба жидкости в трубах:

(2.5)

где L_тр1 - длины секций НКТ; ρ_ж - плотность жидкости; g = 9,81 м/с².

Условием надежной работы НКТ является: Р_вн > Р_ф.

Задача 7

Условие задачи: исходя из условий прочности НКТ на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении и на внутреннее давление, определить глубину спуска ступеней колонны гладких насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой из стали групп прочности «Д», «К» общей длиной L _спуска для фонтанирующей скважины глубиной L_скв, имеющей обсадную колонну диаметром 114х7,4 мм. При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во время работы может быть оттеснен до башмака колонны труб.

Варианты задачи: решение задачи осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, установленным преподавателем. Варианты заданий приведены в таблице 2.1.

Задача 8

Условие задачи: определить глубину спуска ступенчатой колонны типа НКБ с трапецеидальной резьбой из стали групп прочности «Д» для фонтанирующей скважины глубиной 4500 м, имеющей эксплуатационную колонну диаметром 127 x 10,7 мм. При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во время работы может быть оттеснен до башмака колонны труб.

Таблица 2.1

Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 621; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!