Распределение давления в добывающей скважине

Теоретические сведения:

Решение большинства задач при добыче нефти из скважины связано со знанием характера распределения давления по длине подъемника . Существует много методов расчета кривых распределения давления, но каждый из них можно применять только для определенных эксплуатационных условий. В настоящее время наиболее универсальный метод расчета распределения давления – метод В.Г. Грона, апробированный в широком диапазоне эксплуатационных условий и физико-химических свойств добываемой продукции. Метод учитывает не только влияние изменяющейся по длине подъемника температуры, но и фазовые переходы в движущемся при пузырьковой и пробковой структурах потоке смеси.

Сущность метода заключается в расчете суммарного градиента давления потока газожидкостной смеси (dp/dH) (в предположении пренебрежимо малой составляющей инерционных потерь):

где (dp/dH) – суммарный (общий) градиент давления при движении газожидкостной смеси в подъемнике, МПа/м; ρ_СМ – плотность газожидкостной смеси, кг/м³; α – угол отклонения скважины от вертикали, град.

Основные обозначения:

Q_{Ж СТ} (Q_НД) – дебит жидкости при стандартных условиях (дебит дегазированной нефти), м³/сут;

B_{В СТ}– объемная обводненность жидкости при стандартных условиях;

p_У – давление на устье скважины (при этом расчет ведется "сверху вниз") или p_ЗАБ забойное давление (при этом расчет ведется "сверху вниз"), МПа;

T_ПЛ – пластовая температура, К;

L_С – глубина скважины, м;

H_СП – глубина спуска колонны НКТ или насоса, м;

L_ВГ – глубина точки ввода газа при газлифтной эксплуатации, м;

α – угол отклонения скважины от вертикали, градус;

R₀ – удельный расход газа при газлифтной эксплуатации, приведенный к нормальным условиям, м³/м³;

ρ_нд– плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³;

d_ВН – внутренний диаметр НКТ, м;

D_ЭК – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

μ_НД – динамическая вязкость дегазированной нефти, мПа*с;

p_НАС – давление насыщения при пластовой температуре, МПа;

G₀ – газосодержание пластовой нефти (газовый фактор), м³/м³;

ρ_Г0 – плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях, кг/м³;

y_А, y_М – молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования;

ρ_{В СТ} – плотность воды при стандартных условиях, кг/м³;

С – концентрация солей, растворенных в воде, г/л.

Постановка задачи:

Построить кривую распределения давления в добывающей скважине для следующих условий___

Решение:

При расчете распределения давления газосодержание пластовой нефти (газовый фактор) необходимо привести к нормальным условиям, используя следующую формулу:

где G₀ – газовый фактор при стандартных условиях, м³/м³.

Данная задача курсового проекта решается дискретным методом решения, т.е. искать давления в добывающей скважине необходимо по точкам с равным интервалом.

Алгоритм расчета кривой распределения давления в добывающей скважине:

1. Все исходные данные вносят в таблицу, приведя их, где необходимо, к стандартным условиям.

2. Рассчитывают ряд последовательных значений давления, соответствующих определенным глубинам. Для этого общий диапазон изменения давления (р_кон-р_нач) разбивают на интервалы с постоянным шагом Δр.

Число интервалов тогда будет равным N = (р_кон-р_нач)/Δр.

Следовательно ряд значений p_i запишется в виде , где знак «-» или «+» берется в зависимости от направления расчета: «сверху-вниз» и «снизу-вверх» соответственно.

3. При известной пластовой температуре по формуле вычисляют температуру на высоте (L_C–H_СП) t₍_LC–_HСП):

где с – удельная теплоемкость продукции скважины.

с_Н – удельная теплоемкость нефти (с_Н = 2100 Дж/(кг∙градус)); с_В – удельная теплоемкость воды (с_В = 4186 Дж/(кг∙градус))

Затем от этой высоты расчеты ведут до устья по следующей формуле:

При этом высота (L_C–H_СП) принимается за начало отсчета, т.е. h = 0.

Если известна устьевая температура, то расчет ведут до глубины Н–Н_СП по формуле:

При глубинах больших Н_СП:

При этом Н_СП принимается за начало отсчета, т.е. Н = 0.

Таким образом рассчитывают Т_У или Т_ПЛ.

4. Вычисляют температуры потока в скважине T_i при соответствующих давлениях p_i:

5. Используя исходные данные по свойствам флюидов, рассчитывают физические свойства нефти, газа, воды или водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (p_i, T_i). Для этого пользуются зависимостями, приведенными в первом разделе. В частности, рассчитывают z_i (в каждой точке):

Коэффициент сжимаемости смеси нефтяных газов, содержащих азот, вычисляют по следующей формуле:

При изменении и можно пользоваться следующей формулой:

Для смеси газов, не содержащих азота, в интервалах МПа и К можно рекомендовать следующие формулы:

При и

Для азота в интервале МПа и К

плотности газа ρ_Г_i:

воды ρ_В_i:

нефти Subscript[\[Rho], Нi](1.45) и водонефтяной смеси (жидкости) Subscript[\[Rho], ВНi](Subscript[\[Rho], Жi]) (1.122); объемные расходные водосодержания Subscript[B, i](1.107); объемные коэффициенты нефти Subscript[b, Нi](1.41); вязкости нефти Subscript[\[Mu], Нi](1.52) или жидкости (1.125), (1.130), а также объемы выделившегося из нефти газа Subscript[G, 0i](1.62)

6. Рассчитывают объемные расходные параметры газожидкостного потока Q_Ж_i и V_Г_i при соответствующих термобарических условиях:

где R_Г > 0 при газлифтной эксплуатации и R_Г = 0 при фонтанно-насосной эксплуатации.

7. Определяют объемные расходные газосодержания Subscript[\[Beta], ri](2.38); приведенные скорости смеси Subscript[w, смi](2.40); числа Фруда смеси Subscript[Fr, смi](2.39); корреляционные коэффициенты Subscript[C, 1i]и Subscript[C, 2i](2.41), (2.42) и (2.45); истинные газосодержания Subscript[\[CurlyPhi], ri](2.37); плотности газожидкостной смеси Subscript[\[Rho], смi](2.36); числа Рейнольдса по жидкости Subscript[Re, ж](2.47) и коэффициенты гидравлического сопротивления Subscript[\[Lambda], i](2.48).

8. Вычисляют градиент давления по формуле для сечения, соответствующего началу отсчета. При расчете "сверху вниз" таким сечением является устье скважины (H=0, T=Subscript[T, У], p=Subscript[p, у]). Затем расчитывают градиенты давления в соответсвующих сечениях потока с параметрами Subscript[T, i]и Subscript[p, i]

9. Рассчитывают величины, обратные градиенту давления (dp/dH)_i.

10. Вычисляют длину участков подъемника, по которым движется газожидкостная смесь в диапазоне изменнеий давлений от p_у до pi = p_НАС. Численное интегрирование величин (dp/dH)_i ведут по формуле трапеций:

т.е. расчетная длина подъемника, соответствующая давлению Subscript[p, i] равна сумме приращений Subscript[\[CapitalDelta]H, i]пропорциональных интервалам Subscript[\[CapitalDelta]p, i] в рассматриваемом диапазоне от Subscript[p, у]до Subscript[p, НАС].Расчетная длина Subscript[H, i]=\!\(

\*UnderoverscriptBox[\(\[Sum]\), \(i = 1\), \(N\)]

\*SubscriptBox[\(\[CapitalDelta]H\), \(i\)]\)при Subscript[p, i] =Subscript[p, НАС] определяет длину подъемника, по которой движется газожидкостная смесь (участок двухфазного потока), т.е. Subscript[H, i]=Subscript[Н, ГЖС].

В нашем случае расчет участков движения ГЖС и участков с давлением большим давлений насыщения производится одновременно.

11. По результатам расчета H_i сроят кривую распределения давления в подъемнике p=f(H) на участке двухфазного и однофазного потока.

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 2698; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!