ББК 33.361я73

 

Введение........................................
Требования безопасности при работе на ПЭВМ...........
Требования безопасности при возникновении аварийных ситуаций...........................................
Требования безопасности по окончании работ............
Рекомендации по выполнению лабораторных работ и оформлению отчета.................................
Лабораторная работа 1 Разветвляющиеся алгоритмы и программы.............
Лабораторная работа 2 Простые циклы с заданным числом повторений........
Лабораторная работа 3 Простые циклы с неизвестным числом повторений.....
Лабораторная работа 4 Обработка одномерных массивов......................
Лабораторная работа 5 Циклы с внутренними ветвлениями...................
Лабораторная работа 6 Подпрограммы (процедуры и функции)................
Лабораторная работа 7 Сложные циклы. Обработка массивов................
Лабораторная работа 8 Сложные циклы. Обработка массивов. Создание и использование Unit-ов и библиотек DLL...
Лабораторная работа 9 Множества, строки..................................
Лабораторная работа 10 Методы внутренней сортировки......................
Литература.......................................

 

 

Арбузов В.Н., Курганова Е.В.

СБОРНИК ЗАДАЧ ПО

ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

 

Практикум для студентов
направления «Нефтегазовое дело»

 

Издательство

Томского политехнического университета

УДК 622.276 (076)

ББК 33.361я73

А795

Арбузов В.Н.

А795 Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях: практикум для выполнения учебно-научных работ студентами направления «Нефтегазовое дело» / Арбузов В.Н., Курганова Е.В.; Национальный исследовательский Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 60 с.

 

Практикум составлен авторами, чтобы помочь студентам в проведении учебно-научных исследований в области нефтегазовой геологии, проектировании систем разработки и управления процессами нефтегазоизвлечения. Практикум разработан на основе учебников Соколов Е.А., Зингер A.M.; «Струйные аппараты», «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Яремийчук Р.С. «Создание депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов».

Содержащиеся в практикуме задания могут выполняться студентами самостоятельно и под руководством преподавателя, а также могут использоваться в научных исследованиях по тематике технологии добычи.

 

УДК 622.276(076)

ББК 33.361я73

 

Рецензенты:

Кандидат геолого-минералогических наук,

ведущий специалист ТФ ФГУП «СНИИГГиМС»,

В.Е. Пешков(внешний рецензент)

Кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры ТХНГ ИПР ТПУ, В.Г. Крец(внутренний рецензент)

 

 

© ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, 2013

© Арбузов В.Н., Курганова Е.В., 2013

© Оформление. Издательство Томского

политехнического университета, 2013

 

Содержание

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………...6

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ............................................................................................ 7

1.1. Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние этого повышения на вязкость продукции 7

1.2. Типовая задача.................................................................... 9

1.3. Задания для самостоятельной работы:............................ 11

2. СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ................................................................................ 12

2.1. Расчет коэффициента сепарации свободного газа........... 12

2.2. Типовая задача.................................................................. 14

2.3. Задания для самостоятельной работы:............................ 18

3.ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.......................... 19

3.1. Расчет подъемника газовой скважины............................. 19

Расчет выноса твердых частиц................................................ 19

Расчет выноса жидких капель.................................................. 21

Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах.............................................................................. 22

3.2. Типовая задача.................................................................. 23

3.3. Задания для самостоятельной работы:............................ 26

4.ВЫБОР РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ........ 28

4.1 Расчет минимального дебита обводненной газовой скважины 28

4.2. Типовая задача.................................................................. 29

4.3. Задания для самостоятельной работы:............................ 30

5.РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО ДАВЛЕНИЯ............................... 32

НА ПРИЕМЕ УСТАНОВКИ ВИНТОВОГО НАСОСА............ 32

5.1. Типовая задача.................................................................. 35

5.2. Задания для самостоятельной работы:............................ 36

6. ПРИМЕНЕНИЕ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН........................................................................ 38

6.1. Методика расчета гидроструйного насоса...................... 38

6.2. Типовая схема компоновки лифта (рис. 6.1).................... 39

6.3. Конструкция струйного аппарата УОС- 1 (рис. 6.2)....... 39

6.4. Схема обвязки наземного оборудования (рис. 6.3)........ 40

6.5. Принципиальная схема струйного аппарата (рис. 6.4)... 40

6.6. Расчет струйного аппарата.............................................. 46

6.7. Расчет технологических параметров создания депрессий на пласт с помощью струйного аппарата........................................................................... 49

6.8 Типовая задача................................................................... 51

6.9. Задания для самостоятельной работы:............................ 57

7.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................ 59

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Студент, изучающий курс “Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях” вместе с усвоением теоретических основ должен овладеть методиками и практическими навыками расчетов технологических процессов, связанных с эксплуатацией нефтяных скважин.

Теоретические знания, полученные студентами, быстрее становятся руководством к действию, если на их основе решаются задачи, даже не очень сложные. В данном практикуме, с учетом представлений о сущности процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, приводятся методики решения задач, основанные на полученной в вузе математической подготовке.

Современное проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений требует сложных расчетов с использованием лицензионных программных продуктов и мощных вычислительных средств. Однако, простейшие модели, лежащие в основе задач, рассмотренных в данном учебнике, позволяют быстро получить качественные результаты без использования длительных расчетов на основе более сложных моделей. Поэтому, прежде чем использовать гидродинамические симуляторы для построения геолого-технологических моделей месторождений, можно сделать оценку на основе простейших балансовых соотношений и упрощенных моделей, часть из которых рассмотрена в данном практикуме.

Практикум является учебным пособием по расчетной части курса “Технология добычи нефти и газа в осложненных условиях”. За основу были взяты хорошо известные издания [1-5]. В практикуме представлены как переработанные известные типовые, так и новые практические задания. Рассмотрены задачи по проектированию систем разработки нефтяных и газовых месторождений, построению моделей нефтяных пластов, разработке месторождений как на естественных природных режимах, так и с применением различных методов воздействия на пласт.

 

 

 

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

К осложненным условиям эксплуатации добывающих скважин относятся условия, связанные со свойствами продукции скважин (высокая обводненность, высокая вязкость, отложения АСПО, твердой фазы, повышенные температуры, газовые факторы и т. д.). Эти обстоятельства существенно затрудняет глубинные исследования скважин и обусловливает расчетное определение целого ряда параметров, используемых при оптимизации технологических режимов работы скважинного оборудования. Кроме того, осложнения при эксплуатации скважин часто связаны с используемыми в настоящее время технологическими процессами (поддержание пластового давления, тепловые методы повышения нефтеотдачи и др.), а также применяемыми системами нефтегазосбора (однотрубные герметизированные), требующими повышенных устьевых давлений.

 

1.1. Расчет повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЦЭН и влияние этого повышения на вязкость продукции

Распределение температуры по глубине скважины рассчитывается по следующим зависимостям (при 15 < Q_м < 800 т/сут):

(1.1)

(1.2)

(1.3)

где h - глубина, м; - безразмерная глубина = h / 1 м; с - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг∙ К).

Во всех формулах знак «плюс» необходимо брать при расчете температуры от устья, при этом t = t_у, а глубина h отсчитывается от устья; знак «минус» необходимо брать при расчете температуры от забоя, при этом t = t_пл, а глубина h отсчитывается от забоя.

Следует отметить, что зависимость (1.1) может быть использована только для фонтанных и газлифтных скважин. При расчете распределения температуры вдоль ствола механизированных скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов, предпочтительнее использовать формулу (1.3).

Для обводненной продукции скважины удельную теплоемкость жидкости с рассчитывают в зависимости от обводненности по следующей формуле:

 

, (1.4)

 

где сн, св - соответственно удельная теплоемкость нефти (сн = 2100 Дж/кг∙ К) и воды (св = 4186 Дж/кг∙ К); n₀ – обводненность продукции.

Для определения вязкости газонасыщенной нефти μ нt при текущей температуре t можно использовать следующую зависимость:

(1.5)

где μ ₂₀ и μ ₅₀ – соответственно вязкость дегазированной нефти при 20°С и 50°С, V_гр - количество растворенного в 1 м³ нефти газа, м³/м³. При давлении на приеме насоса Р_пр > Р_нас V_гр = Г₀.

Если требуется определить температуру потока на выходе из установки ЭЦН t_вых, то для ее расчета используют зависимость (1.3), в которой полагают t = tу, h = H_н, L_с = Н_н, где Н_вн – глубина спуска насоса, а вместо tпл подставляют t_вых. В результате формула для определения t_вых принимает вид:

. (1.6)

 

 

1.2. Типовая задача

Добывающая скважина эксплуатируется установкой погружного электроцентробежного насоса.

Исходные данные:

· глубина скважины L_с = 2000 м,

· глубина спуска ЭЦН Н_н = 1200 м,

· внутренний диаметр скважины D_т = 0, 1503 м,

· внутренний диаметр НКТ d_вн = 0, 0503 м,

· пластовая температура t_пл = 50 °С,

· температура на устье скважины t_у = 14, 8 °С,

· дебит скважины (массовый) Q_м = 50 т/сут,

· обводнен­ность n₀ = 0,

· вязкость дегазированной нефти при 20 °С μ ₂₀ = 50 мПа∙ с,

· вязкость дегазированной нефти при 50 °С μ ₅₀ = 5 мПа∙ с,

· газовый фактор Г₀ = 25 м³/м³,

· давление у приема ЭЦН выше давления насыщения.

Задание:

1) Рассчитать повышение температуры продукции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агрегата;

2) оценить влияние повышения температуры на вязкость газонасыщенной нефти на выходе из установки.

Решение:

Первоначально рассчитываем температуру в скважине t_c перед установкой ЭЦН на глубине 1200 м от устья или на расстоянии 800 м от забоя по (1.3)

 

 

Так как нефть безводная, то с = 2100 Дж/(г∙ °С)

 

 

Таким образом, температура в скважине перед установкой ЭЦН составляет t_c = 20, 21 °С. Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН t_вых воспользуемся зависимостью (1.3), записанной в виде (1.6)

Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на

 

Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти μ _нт при теку­щей температуре t по формуле (1.5). При температуре в скважине перед установкой ЭЦН t_с = 20, 21 °С

 

Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти при температуре t_вых = 29, 95 °С

 

Следовательно, за счет нагрева от работающего погружного агрегата вязкость газонасышенной нефти снизилась с 25, 915 до 13, 289 мПа∙ с, т. е. в 1, 95 раза.

1.3. Задания для самостоятельной работы:

L_с - глубина скважины, м

Н_н - глубина спуска ЭЦН, м

D_т - внутренний диаметр скважины, м

d_вн - внутренний диаметр НКТ, м

t_пл - пластовая температура, ⁰С

t_у - температура на устье скважины, ⁰С

Q_м - дебит скважины (массовый), т/сут

n₀ - обводнен­ность, %

μ ₂₀ - вязкость дегазированной нефти при 20 °С, мПа∙ с

μ ₅₀ - вязкость дегазированной нефти при 50 °С, мПа∙ с

Г₀ - газовый фактор, м³/м³

Таблица1.1

№	Lc	Hн	Dт	dвн	tпл	tу	Qм	n0	µ20	µ50	Г0
			0, 1503	0, 0503		14, 8
			0, 1300	0, 0300		15, 0
			0, 1503	0, 0503		15, 5
			0, 1300	0, 0300		15, 7
			0, 1503	0, 0503		14, 5
			0, 1300	0, 0300		16, 0
			0, 1503	0, 0503		16, 5
			0, 1503	0, 0503		15, 8
			0, 1300	0, 0300		16, 2
			0, 1300	0, 0300		15, 4
			0, 1503	0, 0503		16, 6
			0, 1300	0, 0300		15, 2
			0, 1503	0, 0503		16, 7
			0, 1300	0, 0300		17, 0
			0, 1503	0, 0503		17.9

2. СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Расчет коэффициента сепарации свободного газа

Явление сепарации газа в затрубное пространство имеет место при эксплуатации нефтяных скважин как фонтанным, так и механизированным способом. Особо важное значение этот эффект приобретает в случае использования для подъема жидкости глубиннонасосного оборудования (ШГНУ и УЭЦН). При заборе насосом газожидкостной смеси (ГЖС) из кольцевого пространства между всасывающей сеткой насоса (для ЭЦН) и эксплуатационной колонной скважины в первое рабочее колесо насоса вместе с откачиваемой жидкостью попадает не весь свободный газ, содержащийся в ней непосредственно перед всасывающей сеткой насоса. Часть газа, сепарируясь из ГЖС, проходит мимо рабочих органов насоса и через межтрубное пространство поступает в выкидную линию. Эффективность работы глубинных насосов, как известно, определяется величиной расходной концентрации свободного газа в скважинной продукции, поступающей в насос. Для борьбы с вредным влиянием газа на практике широко применяют газовые якори различной конструкции для ШГН и специальные газосепараторы для ЭЦН. При отсутствии таких устройств, усиливающих отделение газовой фазы, на приеме насосов при переходе откачиваемой продукции из кольцевого пространства скважины во всасывающую камеру реализуется естественная сепарация газа.

Коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудо­вания σ называется отношение объема газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема насоса при данных термодинамических условиях. Эта величина очень важна для правильного гидродинамического расчета и оптимизации режима работы системы пласт-скважина-насосное оборудование.

Для расчета коэффициента естественной сепарации используются следующие зависимости:

для башмака фонтанного лифта

,

для приема ШСН

.

Здесь σ _o - коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи

,

d_{нар н} - наружный диаметр НКТ, м; q_ж - объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м³/с; w₀ - относительная скорость газовых пузырьков, м/с; F_эк - площадь поперечного сечения обсадной колонны, м².

Коэффициент сепарации у приема ЭЦН рассчитывают по следующей формуле

,

где q_ж - объемный расход жидкости в условиях приема насоса, м³/с; f_з - площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м².

.

Относительную скорость газовых пузырьков для безводной нефти определяют по следующей зависимости:

где g - ускорение силы тяжести, равное 9, 81 м/с², σ _нг - коэффи­циент поверхностного натяжения системы нефть - газ, Н/м; d_п - диаметр газового пузырька, в расчетах обычно принимают равным 5∙ 10^{- 4} м.

Выше приведенная формула часто дает ошибочный результат. Поэтому вместо нее в последнее время исследователи используют следующую обобщенную зависимость для относительной скорости пузырьков газа для безводной нефти

+

 

где

Здесь `w_г - приведенная скорость газовой фазы, м/с

,

V_г - объемный расход газовой фазы при данных термодинамиче­ских условиях, м³/с; f - площадь сечения трубопровода, м²; Re_н - число Рейнольдса для нефти

,

`w_н - приведенная скорость движения нефти, м/с

,

D_э - эквивалентный диаметр подъемника (м), принимаемый равным внутреннему диаметру трубы круглого сечения и вычисляемый для кольцевых и серповидных сечений по формуле

,

q_н - объемный расход нефти в условиях приема, м^э/с; А - угол отклонения скважины от вертикали, градус. Формула справед­лива для А до 22°.

Для обводненной продукции скважины при n₀ < 0, 5 w₀ = 0, 02 м/с, а при n₀ > 0, 5 w₀ = 0, 17 м/с.

2.2. Типовая задача

Рассчитать и построить зависимости коэффициента сепарации σ от дебита скважины для башмака фонтанного лифта, приема ШСН и ЭЦН для технологических условий, представленных в таблице 2.1. Дебиты скважины в поверхностных условиях Q_жд принять равными 10, 50, 100, 150 и 200 м³/сут. Скважина вертикальная.

 

Исходные данные:

· внутренний диаметр скважины D_эк =0, 130м,

· диаметр фонтанного лифта d_ф=0, 073м,

· условный диаметр НКТ для ШСН d_ш=0, 048м,

· условный диаметр НКТ для УЭЦН d_ц=0, 06м,

· объемный коэффициент нефти в условиях приема b_н=1, 1,

· объемный коэффициент воды в условиях приема b_в=1, 0,

· плотность нефти в условиях приема ρ _н=800 кг/м³,

· плотность газа в условиях приема ρ _г , =1, 2кг/м³,

· динамическая вязкость нефти на приеме насоса μ _н=2, 0мПа∙ с,

· коэффициент поверхностного натяжения нефти на границе с газом σ _нг=0, 02Н/м,

· наружный диаметр насоса ЭЦН=0, 092м,

· газовый фактор в условиях приема, привед. к станд. условиям Г₀=35 м³/м³,

· давление у приема скважинного оборудования Р_пр = 5МПа,

· температура потока у приема скважинного оборудования Т_пр=295°К,

· коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях приема z=0, 91.

Задание:

Расчеты провести для безводной продукции, а также обводненной на 0, 2 и 0, 65 (обводненность объемная).

Решение:

Прежде чем рассчитать коэффициент сепарации при эксплуата­ции безводной скважины, необходимо определить относительную скорость газовых пузырьков w₀.

Для расчета приведенной скорости газа `w_г рассчитываем объем­ный расход газа в условиях приема насоса

,

где z - коэффициент сверхсжимаемости газа: для условий данной задачи можно принять z = 0, 91; Р_ст, Т_ст - соответственно стандартные давление (0, 1 МПа) и температура (293 º К); n₀ - объемная об­водненность при давлении приема

Q_вд - объемный расход дегазированной воды, м³/сут; b_в(Р_пр) - объемный коэффициент воды при давлении приема. В расчетах b_в принимать постоянным и равным 1.

При эксплуатации скважины фонтанным способом и ШСНУ пло­щадь сечения трубопровода определяем так

.

При эксплуатации скважин УЦЭН

.

Затем рассчитываем приведенную скорость нефти `w_h: для фон­танной скважины и скважины с ШСНУ

.

Находим число Рейнольдса для нефти Re_н и относительную ско­рость газовых пузырьков. После этого по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитываем коэффициенты сепарации и строим зависимости σ = f (Q_ж) (рис.1.1) или σ = f (q_ж/w₀∙ F_эк).

Результаты расчетов оформляются в виде трех графических зависимостей в Microsoft Excel: для фонтанной эксплуатации, для скважины с ШГНУ и с УЭЦН. На каждом рисунке размещаем по три графика: для безводной продукции, а также обводненной на 0, 2 и 0, 65.

Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц [СИ].

 

 

Рис.2.1. Зависимость коэффициента сепарации от дебита жидкости 1- у приема ЭЦН, 2-у приема ШСН (башмака лифта)

 

 

 

 

2.3. Задания для самостоятельной работы:

D_т - внутренний диаметр скважины, м

d_ф - диаметр фонтанного лифта, м

d_ш - условныи диаметр НКТ для ШСН, м

d_ц - условныи диаметр НКТ для ЦЭН, м

b_н - объемный коэффициент нефти в условиях приема

b_в - объемный коэффициент воды в условиях приема

ρ _н - плотность нефти в условиях приема, кг/м³

ρ _г - плотность газа в условиях приема, кг/м³

μ _н - динамическая вязкость нефти на приеме насоса, мПа∙ с

σ _нг - коэффициент поверхностного натяжения нефти на границе с газом, Н/м

d_нн = наружный диаметр насоса ЭЦН, м

Г₀ - газовый фактор в условиях приема, привед. к станд. условиям, м³/м³

Р_пр - давление у приема скважинного оборудования, МПА

T_пр - температура потока у приема скважинного оборудования, ⁰К

Z - - коэффициент сверхсжимаемости газа в условиях приема

Для всех вариантов:

d_ш= 0.48м

b_н= 1.0

b_в= 1.1

Таблица2.1

№	Dэк	dф	dц	ρ н	ρ г	μ н	σ нг	dнн	Г0	Рпр	Tпр	Z
	0, 130	0.073	0.06		1.2	2.0	0.02	0.092				0, 91
	0, 130	0.060	0.05		5.4	1.0	0.02	0.103				0, 85
	0, 130	0.073	0.06		4.8	1.5	0.02	0.114				0, 82
	0, 130	0.060	0.05		8.8	1.0	0.02	0.092				0, 90
	0, 130	0.073	0.06		10.2	2.0	0.02	0.092				0, 84
	0, 130	0.060	0.05		20.8	1.0	0.02	0.114				0, 86
	0, 130	0.073	0.06		12.4	1.5	0.02	0.103				0, 88
	0, 130	0.060	0.05		2.6	2.0	0.02	0.092				0, 80
	0, 130	0.073	0.06		4.8	1.5	0.02	0.092				0, 84
	0, 130	0.060	0.05		30.0	1.0	0.02	0.114				0, 86
	0, 130	0.073	0.06		28.8	2.0	0.02	0.103				0, 83
	0, 130	0.060	0.05		18.2	1.0	0.02	0.114				0, 82
	0, 130	0.073	0.06		8.4	1.5	0.02	0.092				0, 84
	0, 130	0.060	0.05		6.8	2.0	0.02	0.103				0, 89
	0, 130	0.073	0.06		8.6	1.0	0.02	0.114				0, 88

 

3.ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования.

Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин – определение диаметра подъемных труб.

 

 

3.1. Расчет подъемника газовой скважины

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб W_r′. Основное условие выноса следующее:

 

(3.1)

где W_кр - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке во взвешенном состоянии, м/с.

 

Расчет выноса твердых частиц

 

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

 

(3.2)

 

или параметром Архимеда

 

(3.3)

где d_т – диаметр твердой частицы, м; ρ _т – плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимают ρ _т = 2400 кг/м³ ). Выделяют три режима течения:

 

ламинарный (3.4)

 

переходный (3.5)

 

турбулентный (3.6)

 

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

 

 

ламинарный режим

 

(3.7)

 

переходный режим

 

 

(3.8)

 

турбулентный режим

 

(3.9)

 

 

где ρ _r - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³ ; µ_r - динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па·с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

 

(3.10)

 

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника

 

(3.11)

 

где V_r - дебит газа, в тыс. м³/сут.

 

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до меньшего ближайшего стандартного значения.

 

Расчет выноса жидких капель

 

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины равна

 

(3.12)

где Р_заб – забойное давление, МПа.

Если в продукции скважин имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают W_r' = 5 ÷ 10 м/с.

 

Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр равен

 

(3.13)

 

где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений; Z_ср - средний коэффициент сжимаемости газа (при Р_ср и Т_ср); Т_ср - средняя температура в скважине, К; V_r - дебит газа, тыс. м³/сут; Р_у - давление на устье скважины, Па; s - показатель степени:

 

(3.14)

 

(3.15)

 

(3.16)

 

Здесь - относительная по воздуху плотность газа.

Коэффициент гидравлического сопротивленияlзависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re < 2300), то l не зависит от шероховатости и его определяют по формуле l =64/Re.

При турбулентном режиме течения l зависит от Re и d и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Q_min) наступает турбулентная автомодельность и тогда l не зависит Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения l колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

Можно воспользоваться гораздо более простой зависимостью для λ:

, (3.17)

 

Здесь величину абсолютной шероховатости lк для новых стальных труб НКТ можно принять равной 0, 00005 м.

Вычисление по формуле (3.13) проводят методом итераций, так как коэффициент гидравлических сопротивлений неизвестен.

3.2. Типовая задача

Определение диаметра подъемных труб.

Исходные данные:

· глубина скважины L_c=2500 м,

· плотность газа ρ _r=1.06 кг/м³,

· забойное давление Р_заб=39, 03 МПа,

· температура на забое Т_заб=337 °К,

· температура на устье Т_у=304, 13°К

· температура стандартная Т_ст=293 °К,

· дебит газа V_r=1, 15·10³ тыс. м³/сут,

· динамическая вязкость газа µ_r=1, 4·10^-5 Па·с,

· коэффициент сжимаемости газа на забое Z_заб = 0, 811,

· коэффициент сжимаемости газа средний Z_ср = 0, 811,

· твердые частицы диаметром d_т = 0, 002 м,

· давление на устье Р_у=31, 13 МПа.

 

Задание:

1. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы.

2. Рассчитать оптимальный диаметр подъемника, если в продукции скважины содержится также жидкая фаза.

3. Рассчитать внутренний диаметр подъемника газовой скважины, исходя из заданных потерь давления в подъемнике.

 

Решение:

1. Рассчитываем по формуле (3.3) параметр Архимеда, исходя из условий задачи

 

Так как A_r = 1018183 > 83000, то режим течения, в соответствии с (3.6), турбулентный, а критическую скорость рассчитываем по формуле (3.9):

 

 

По формуле (3.1) определяем . Внутренний диаметр подъемника вычисляем по формуле (3.11).

 

= 0, 05 м

 

Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; их внутренний диаметр d_вн = 0, 0503 м.

 

2. Критическую скорость выноса жидких капель вычисляем по формуле (3.12)

= 6, 76 м/с.

 

По формуле (3.1) рассчитываем: . По формуле (3.11) находим диаметр подъемника, обеспечивающий вынос жидкости из скважины

 

Учитывая, что в соответствии с (3.11) внутренний диаметр подъемника 00, 5 Б 0, 0645, оставляем выбранны