методичка+для+практических+занятий. Методическое пособие к решению задач для специальностей 0906, 553600 уфа 2000 содержание с
 Скачать 390.5 Kb.
|
|
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОЕМКОСТИ НЕФТИ Под теплоемкостью понимают отношение количества теплоты, сообщаемого системе при бесконечно малом изменении ее состояния к соответствующему изменению температуры этой системы. Единица измерения теплоемкости - Дж/(кгК). Теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле: 107,325 c = (496,8 + t), (3.1) H где H - плотность нефти, кг/м3; t - температура, 0С. Задача 3. Рассчитать теплоемкость дегазированной нефти при 20 0С для данного месторождения (таблица 3.1). Таблица 3.1 Плотность дегазированных нефтей месторождений (пластов)
4. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ И ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Условные обозначения в расчетах: ВП - плотность дистиллированной воды при 20 0С, кг/м3; S - концентрация солей в воде, кг/м3; ВП(t), ВП - плотность минерализованной воды при температуре t и 20 0С соответственно, кг/м3; ВП - вязкость пластовой воды при температуре t, мПас; В(t) - вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПас; - разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 0С. Плотность пластовой воды в зависимости от содержания солей приближенно может быть рассчитана по формуле: ВП = В + 0,7647 S. (4.1) Влияние температуры в диапазоне 0...45 0С приближенно учитывается по формуле: ВП (t) = ВП - 0,0714 (t -20). (4.2) Вязкость минерализованной воды приближенно может быть рассчитана следующим образом (при *): ВП = В(t) 100,8831 0,001 В(t) = 1353 (t+50)-1,6928. (4.3) Разность между плотностью минерализованной и дистиллированной водами при 20 0С определяется по формуле: = ВП - 998,3. (4.4) Параметр * рассчитывается по формуле: *= 0,793(146,8- t), (4.5) при >* ВП = В(t) 10 0,001А(), (4.6) где А() - функция, значения которой зависят от температуры и плотности: - при 0 t 20 0С А() = 2,096( - 0,5787*), (4.7) - при 20 < t 30 0С А() = 2,096( - 0,5787*) - 0,032(t-20) ( - *), (4.8) - при t > 30 0С А() = 1,776( - 0,503*). (4.9) Задача 4. Рассчитать плотность и вязкость пластовой воды по исходным данным, представленным в таблице 4.1. Таблица 4.1 Исходные данные для расчета плотности и вязкости пластовой воды
5. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ЗНАЧЕНИЯМ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ Для измерения динамических и статических уровней в скважинах применяют звукометрические методы. С помощью эхолота с источником звукового сигнала определяют время прохождения импульса. Расстояние от устья скважины до уровня жидкости рассчитывают по формуле: h = v.t / 2, (5.1) где v - скорость распространения звуковой волны, м/с; t - время ее распространения от устья до уровня жидкости и обратно, с. В остановленной на определенное время скважине устанавливается статический уровень; во время работы - динамический уровень жидкости (рис. 5.1). Определив динамический уровень можно определить забойное давление: Рзаб = Жg(Нскв - hДИН), (5.2) где Нскв - глубина скважины, м; hДИН - динамический уровень, м; Ж - плотность жидкости, кг/ м3. Плотность жидкости в скважине рассчитывается по формуле: Ж = В +Н(1-), (5.3) где В, Н - плотности воды и нефти соответственно, кг/ м3; - обводненность, доли ед.  Рис. 5.1. Схема уровней жидкости в скважине: hст - статический уровень; hдин - динамический уровень; Нст - статический столб; Ндин - динамический столб; Нскв - глубина скважины. Давление на забое остановленной на определенный период скважины приближается к пластовому. Для безводной скважины пластовое давление определяется по формуле: PПЛ = НgНH , (5.4) где НH - высота столба нефти в скважине, м; Н- средняя плотность нефти в остановленной скважине, кг/ м3; НH = Н СКВ - hСТ, (5.5) Н = (Н ПЛ +Н ДЕГ)/2, (5.6) где Н ПЛ , Н ДЕГ-плотность пластовой и дегазированной нефти соответственно, кг/м3. Если скважина заполнена жидкостью до устья, то пластовое давление можно определить по формуле: PПЛ = НgHСКВ+ РУ, (5.7) где Ру- давление на устье скважины. При насосной эксплуатации в затрубном пространстве может создаваться избыточное давление. В этом случае давление на забое скважины будет определяться суммой давления столба жидкости и избыточного давления газа в затрубном пространстве: Рзаб = РжДИН + Рзатр. (5.8) В остановленной скважине пластовое давление можно определить по формуле: Рпл = РжСТ + Рзатр, (5.9) где Рзатр - затрубное давление газа; РжДИН, РжСТ - давления, оказываемые соответственно динамическим и статическим столбами жидкости; рассчитываются по формулам: РжДИН = ЖgНДИН =Жg (HСКВ - hДИН), (5.10) РжСТ = ЖgНСТ =Жg (HСКВ - hСТ), (5.11) где Ж - плотность жидкости, определяемая по формулам(5.3) для обводненной продукции или (5.6) для безводной скважины. Задача 5. По исходным данным (таблица 5.1) рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине. Таблица 5.1 Исходные данные для расчета пластового давления
6. РАСЧЕТ АРТЕЗИАНСКОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ Условные обозначения: Рнас - давление насыщения, Па; Рз - забойное давление, Па; Рст - гидростатическое давление, Па; Ру - давление на устье (выкиде) скважины, Па; Q - объемный дебит скважины, м3/с; Н - глубина скважины, м; d - внутренний диаметр НКТ, м; - плотность жидкости, кг/м3; - коэффициент гидравлического сопротивления; g- ускорение свободного падения, м/с2; - кинематическая вязкость, м2/с. Фонтанный способ эксплуатации может применяться в тех случаях, когда энергии пласта достаточно для подъема жидкости от забоя до поверхности (рисунок 6.1). Фонтанирование может происходить за счет гидростатического давления пласта или за счет энергии растворенного в нефти газа. Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине можно записать в следующем виде: Рз - Ру = РСТ + РТР + РИН, (6.1) Потерями давления на инерционные сопротивления (Рин) в расчетах ввиду малости пренебрегают.  Рис. 6.1. Схема фонтанной скважины: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - затрубная задвижка; 4 - затрубный патрубок; 5 - колонный фланец; 6 - фонтанная арматура; 7 - центральная задвижка; 8 - лубрикаторная (буферная) задвижка; 9 - манометр; 10 - штуцер; 11 - манифольдная задвижка; 12 - рабочий манифольд; 13 - обратный клапан. При артезианском фонтанировании подъем жидкости осуществляется за счет энергии пласта, то есть при давлении на устье скважины большем либо равном давлению насыщения (Ру Рнас). Условие артезианского фонтанирования можно выразить следующим образом: рЗАБ > pСТ + рТР + рУ. (6.2) Давление, оказываемое столбом жидкости, рассчитывается по формуле: pСТ = gH. (6.3) Потери давления на трение рТР можно определить следующим образом: Н Q2 РТР = 0,811 . (6.4) d5 Величина коэффициента гидравлического сопротивления зависит от режима течения жидкости: - для ламинарного режима течения (Re < 2320) = 64/Re, (6.5) - для турбулентного (Re > 2320) = 0,3164/Re0,25; (6.6) - число Рейнольдса (Re) рассчитывают по формуле: Q Re = . (6.7) 0,785 d. Коэффициент полезного действия подъемника рассчитывается по формуле: NПОЛ = , (6.8) NЗАТР где NПОЛ = .g.H.Q- полезная мощность, Вт; NЗАТР = Q.(Рз-Ру) - затраченная мощность, Вт; Подставив значения полезной и затраченной мощности в (6.8), получим следующее выражение к.п д. подъемника (в долях ед.): gHQ 1 = = . (6.9) Q(Рз-Ру) 8Q2 1 + 2d5g Задача 6. По исходным данным (таблица 6.1) рассчитать забойное давление фонтанирования за счет гидростатического напора пласта; определить к.п.д. процесса фонтанирования и потери давления на трение. Таблица 6.1 Исходные данные для расчета забойного давления
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||