Пояснительная записка содержит

Название	Пояснительная записка содержит
Дата	04.04.2023
Размер	0.76 Mb.
Формат файла
Имя файла	ODN_ASPO_KRAJNIJ (3).docx
Тип	Пояснительная записка #1037184
страница	9 из 22

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 22

3.2. Подбор компоновки глубиннонасосного оборудования для осложненных формированием АСПО скважин промыслового объекта

Используем метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера, в основу которого положено уравнение энергетического баланса для потока газожидкостной смеси гомогенной системы [33].

Таблица 3.2.1 – Исходные данные для расчета распределения давления по стволу скважин Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, осложненной обрывностью штанговой колонны

№№	Параметры	Скважина
№№	Параметры	324**	112**Д	210**/1	208**/1	209**
1	2	3	4	5	6	7
1	Дебит по жидкости, м³/сут	19,5	4,84	9,8	17,8	7
2	Обводненность, %	77	71	59	81	63
3	Давление на устье скважины, МПа	1,32	9,1	9,2	6,2	3,5
4	Давление на забое скважины, МПа	7,07	5,8	6,5	7,84	6,3
5	Пластовая температура, К	303	301	301	303	303
6	Плотность дегазированной нефти, кг/м³	867	866	867	867	867
7	Плотность пластовой нефти, кг/м³	812	814	810	811	810
8	Давление насыщения, МПа	6,83	7	6	5,6	6,86
9	Газовый фактор, м³/т	60,2	58,3	58,3	58,1	60,2

Продолжение таблицы 3.2.1.

1	2	3	4	5	6	7
10	Плотность газа, кг/м³	1,41	1,43	1,44	1,41	1,43
11	Относительная по воздухоплотность газа	0,97	0,97	0,97	0,97	0,97
12	Плотность воды, кг/м³	1147	1147	1147	1147	1147
13	Динамическая вязкость воды, мПа·с	1,92	1,92	1,92	1,92	1,92
14	Молярная доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти, y_a	0,0966	0,0966	0,0966	0,0966	0,0966
15	Молярная доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти, y_с1	0,3686	0,3686	0,3686	0,3686	0,3686
16	Объемный коэффициент нефти, b_н	1,162	1,045	1,162	1,16	1,15
17	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм	132	132	132	132	132
18	Внутренний диаметр колоны насосно-компрессорных труб, мм	76	62	62	62	76

Для выбора оптимального типоразмера насоса и режима работы ШСНУ на данной скважине, предварительно по методике Поэтмана - Карпентера, рассчитываем распределение давления по кольцевому каналу, образованному НКТ и колонной насосных штанг, начиная от устья. Рассмотрим расчет по скважине 324**.
1. Величина шага изменения давления по стволу скважины определяется:

∆Р = 0,1∙Р_нас ; (3.2.1)

где

Р_нас- давление насыщения, МПа;

∆Р= 0,1∙6,83 = 0,683 Мпа;

Общее количество шагов изменения давления определяется по формуле:

N = (Р_нас- Р_у)/∆Р; (3.2.2)

где

Р_у– устьевое давление, МПа;

N = (6,83 – 1,32)/0,683 ≈8;

; (3.2.3)

.

2. Температурный градиент потока в скважине определяется по формуле:

; (3.2.4)

где

ω – средний геотермический градиент скважины, К/м;

Q_ж– дебит жидкости, м³/с;

(3.2.5)

где

D_шт, D_НКТ.В– диаметр штанг и внутренний диаметр НКТ, м;

; (3.2.6)

где

T_пл– пластовая температура, K;

L_c– глубина скважины, м;

; (3.2.7)

.

3. Температура на устье скважины определяется по формуле:

Т _у= Т_пл- W_п∙L_с; (3.2.8)

Т_у= 303 - 0,003435∙1660 = 297,17 К.

4. Температура потока определяется по формуле:

(3.2.9)

.

5. Удельный объем выделенного газа:

; (3.2.10)

где

R(P), m(T), Д(T) – вспомогательные коэффициенты;

; (3.2.11)

где

- текущее равновесное давление насыщения, МПа;

; (3.2.12)

где

- плотность дегазированной нефти, кг/м³;

- относительная воздухоплотность газа;

;

; (3.2.13)

.

Текущее равновесное давление насыщения при

, определяется по формуле:

(3.2.14)

где

Г - газовый фактор, м³/т;

y_с1– молярная доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти;

y_a– молярная доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти;