добыча нефти лабы. лабы. Расчет давления насыщения нефти газом
 Скачать 194.6 Kb.
|
|
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 1 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ Цель:научиться определять давление насыщения нефти газом. рнас(tпл) = рнас +  (1.1)Задание Вариант 15 Рассчитать давление насыщения нефти горизонта при 50 °С в соответствии с примером: пластовая температура tпл = 80 °С; давление насыщения при пластовой температуре рнас = 11МПа; газосодержание пластовой нефти G0 =98,5 м3/м3 (объем газа приведен к стандартным условиям); плотность дегазированной нефти  = 854 кг/м3 (при стандартных условиях);содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях vм= 0,622, а азота vа= 0,027. Предварительно необходимо привести размерность газосодержания пластовой нефти G0 к размерности формулы (1.1). Для этого воспользуемся следующей зависимостью: Гом =  (1.2)где 103 − коэффициент перевода плотности, выраженной в кг/м3, − плотность, выраженную в т/м3.Рассчитываем газонасыщенность: Гом =  Вычисляем давление насыщения нефти газом при температуре 50 °С: Рнас50= 11 +  Таким образом, давление насыщения при температуре 50 °С составляет 9,5 МПа.
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 2 РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Цель:научиться рассчитывать дебит нефтяной скважины. Задание Вариант-15 Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, в соответствии с примером: проницаемость призабойной зоны к = 0,25 мкм2; толщина пласта h =5 м; плотность нефти в пластовых условиях  = 805 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях  = 2 мПа∙с; плотность дегазированной нефти 862 кг/м3; радиус контура питания Rк = 300 м; приведенный радиус скважины rпр = 0,01 м; пластовое давление 27,6 МПа; газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти (объем газа приведен к стандартным условиям) G0 (Го) = 81 м3/м3, давление насыщения при t= 20 °С Рнас20 = 8,48 МПа; пластовая температура 85 °С; содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях vм= 0,622, а азота vа= 0,027. Прежде всего рассчитываем объемный коэффициент нефти bн по формуле: bн=1 +3,05·10-3·Г0 при Г0< 400 м3/м3 bн = 1 + 3,63· 10-3 (Г0 – 58) при Г0 > 400 м3/м3, bн = 1 +3,05∙10 -3∙81 = 1,24. Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. .Для этого воспользуемся формулой (1.1 занятие 1), переписав ее следующим образом: рнас= рнас.t−  Приводим заданноегазосодержаниеG0 пластовой нефти к размерности Гом в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (1.2 занятие 1) Гом =   Таким образом, давление насыщения при tпл Рнас=8,48 −  МПаРассчитываем по (2.5) дебит скважины Q =  Расчетный дебит скважины в стандартных условиях состав 291,4 т/сут.
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Цель: научиться рассчитывать распределение температуры по глубине добывающей скважины. Задание  Рассчитать распределение температуры по глубине фонтанной добывающей скважины нефтяного месторождения в соответствии с примером: глубина кровли пласта 1250 м; пластовая температура 29 °С; диаметр подъемника d вн = 0,0403 м (подъемник спущен до кровли продуктивного горизонта); скважина работает с массовым дебитом Qм = 145 т/сут, обводненность продукции В = 0,4 , плотность нефти в стандартных условиях 852,5 кг/м3, скважина вертикальная. Определяем распределение температуры по зависимости (3.2) с шагом h = 200 м. Предварительно рассчитаем по формуле (3.4) критерий Стантона: St=1,763 10 –4 / ln(145 + 40) 0,202 10 –4 =3,377* 10 –5 По рисунку 3.1 St =1,3* 10 –5 Для h =200 м t200 = 29(13,377* 10 –5 200/0,403·1) =28,5 °С Аналогичные расчеты проводятся для следующих значений h. h,м 200 400 600 800 1000 1200 1250 t, °C 28, 5 28 27,5 27 26,5 26 25,9 Вычисляем распределение температуры по формуле (3.6). Предварительно рассчитываем геотермический градиент для следующих условий: Тпл = 302 К, Тнс = 279 К, Нкп = 1700м, Ннс = 30 м,  = 0°.В соответствии с формулой (3.7):  =  Чтобы установить распределение температуры по (3.6), рассчитываем предварительно q по (3.8) q=  Вычисляем по формуле (3.6) температуру на глубине H=200 м от устья T200= 302-(1700200) 
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТИРУЕМОЙ УСТАНОВКОЙ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА Цель: научиться рассчитывать распределение температуры по глубине добывающей скважины. Рисунок 4.1 − Зависимость критерия Стантона от массового дебита скважины Задание Вариант 15 Рассчитать распределение температуры по глубине скважины, эксплуатируемой установкой погружного центробежного электронасоса в соответствии с примером: Вертикальная скважина эксплуатируется установкой погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН), спущенной на глубину Нсп = 1250 м. Массовый дебит скважины Qм = 145 т/сут. Диаметр подъемника dвн = 0,0503 м. Диаметр скважины D = 0,168 м. Глубина скважины Н = 2700 м. Пластовая температура 38 °С, обводненность продукции В = 0,4. Температура на устье скважины t= 20 °С. Требуется рассчитать температуру жидкости перед установкой ПЦЭН Tпр, на выходе из насоса tв , а также подогрев жидкости за счет работы установки  t.Решение. Для расчета распределения температуры в обсадной колонне ниже установки ПЦЭН используем следующую зависимость: t(h)=tпл  (4.9) где h — высота, отсчитываемая от забоя скважины, м. Распределение температуры в колонне насосно-компрессорных труб при расчете её от устья устанавливается по зависимости: t (H)=tу /  (4.10)Удельная теплоемкость продукции скважины с=сн (1 В) +cвB, (4.11) где сн ,св соответственно, удельная теплоемкость нефти (сн = 2100 Дж/(кг • градус) и воды (св = 4186 Дж/(кг • градус); В обводненность продукции.  Рисунок 4.2 Сопоставление расчетного и экспериментального распределений температуры: 1 расчет по формуле (4.2); 2 расчет по формуле (4.6); 3 экспериментальные данные Для условий задачи удельная теплоемкость жидкостис = 2100(1 -0,1) +4186* 0,1 = 2308,6 Дж/(кг- градус). Рассчитываем по формуле (4.9) температуру жидкости перед установкой ПЭЦН tпрна глубине от устья скважины Hсп = 1100 м, т. е. на высоте от забоя h: H= 2700 1250 = 1450 tпр(1600)= 38  1-1450[0,544(623,5 °СТаким образом, температура жидкости перед установкой ПЭЦН равна -18 °С. Температуру жидкости на выкиде насоса в подъемнике tввычисляем по (4.3), определив предварительно по рисунку 4.1 критерий Стантона для Q= 145 т/сут: St = 1,37·10 -5. Расчет ведем для Hсп = 1250 м: tв(1100)=20 / (1 1,37 10-5  °С.Рассчитаем температуру на выкиде насоса tв по (4.10): tв(1100)=20 /  Сравнивая результаты расчета tв по формулам (4.3) и (4.10), видим, что ошибка  что недопустимо для тепловых расчетов. Принимаем температуру жидкости на выкиде насоса средней по (4.3) и (4.10): tв = (124+31)/2 = 77,5 °С. Подогрев жидкости за счет работы установки ПЦЭН составляет: t =tBtnp= 77,5 18 = 59,5 °С.Варианты расчета:
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №5 РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ Цель:научиться рассчитывать пластовое давление в добывающей скважине. Задание Вариант 15 Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий: глубина скважины 1870 м; измеренный статический уровень 37 м; плотность дегазированной нефти 870 кг/м3; плотность пластовой нефти 805 кг/м3; скважина эксплуатировалась при забойном давлении, большем давления насыщения. Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле (5.2): hн=1870 − 37=1833 м Вычисляем по формуле (4.4) среднюю плотность нефти  = (805 +870)/2=837,5 кг/м3Пластовое давление в соответствии формулой (4.1): Pпл = 1833∙837,5∙9,81∙10-6 =15,06 МПа 4. Определить пластовое давление в остановленнойбезводной фонтанной скважине для следующих условий: глубина скважины 2650 м; статический уровень на устье; давление на устье остановленной скважины ру = 8 МПа; скважина эксплуатировалась при забойном давлении, равном давлению насыщения Рнас = 12 МПа; замеренная температура на устье остановленной скважины tу =20 °С; пластовая температура tnn= 70 °С. Зависимости плотности нефти от давления и температуры представлены на рисунку 5.1. Для расчета пластового давления в данном случае необходимо использовать формулу (5.3). Средняя плотность нефти в скважине зависит от давления и температуры.По существу, решение данной задачи сводится к расчету  (р, t).Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру t = (20 + 70)/2 = 45 °С.Используя графические зависимости  н=f(р, t)на рисунке 5.1 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путем интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45 °С (кривая 3). Полученную кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от ру до рнас. По кривой 3находим среднюю плотность нефти в интервале давлений от ру =8 МПа до рнас = 12 МПа: н = 775 кг/м3.При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45 С в области давлений от рнас = 11,3 МПа до рпл = 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м3. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при рпл = 28,15 МПа, если плотность нефти при рнас = 11,3 МПа равна 772,5 кг/м3 (см. кривую 3на рис. 4.1).  Рисунок 5.1 − Зависимости плотности нефти от давления и температуры: 1 − при t = 20 °С; 2 − при t = 70 °С; 3 − при t =45 °C Пo формуле (5.3) рассчитываем пластовое давление: рпл=2650∙775∙9,81∙10-6 + 8 = 28,15 МПа. Коэффициент сжимаемости нефти  н принимаем равным6,5∙10-4 1/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении н(Pпл) = н(рнас)/ [1− н (pпл− рнас)] (5.19)или н(Pпл) =  Средняя плотность нефти в интервале давления от рнас до рпл н ср = (772,5 + 781,1)/2 = 776,9 кг/м3Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от ру = 8 МПа до рнас=11,3 МПа и от рнас= 11,3 МПа до рпл=28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м3. Для данных условий нетрудно рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от ру = 8 МПа до рпл =28,15 МПа, которая равна 776,6 кг/м3. Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при р>рнас: Рпл = 2650∙776,5∙9,81 ∙ 10 -6 + 8 =28,19 МПа. Оценим ошибку  , вносимую в расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области р>рнас =  %.Таким образом, ошибка составляет всего 0,15 %, поэтому в практических расчетах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от рпл до рнас. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №6 РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ, ЭКСПЛУАТИРУЕМОЙ СКВАЖИННЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ Цель:научиться рассчитывать пластовое давлениев скважине, эксплуатируемой скважинным штанговым насосом. Задание Вариант 15 Вычислить пластовое давление в скважине, эксплуатируемой скважинным штанговым насосом при следующих условиях: глубина скважины 1000 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,1302 м; глубина спуска насоса 850 м; внутренний диаметр НКТ 0,062 м; дебит скважины по дегазированной нефти 50 м3/сут; объемный коэффициент нефти 1,06; плотность пластовой нефти 853 кг/м3; плотность дегазированной нефти 880 кг/м3; кинематическая вязкость пластовой нефти 1∙10-5 м2/с; обводненность продукции 0,2; плотность воды 1100 кг/м3; динамический уровень 650 м; статический уровень 150 м. При предыдущем текущем ремонте скважина не была заглушена водой. Так как скважина обводненная, проверяем возможность накопления воды, поступающей из пласта, в интервале «забой — прием насоса». Рассчитываем сначала приведенное число Рейнольдса по нефти по формуле (6.7): Reн =1,274∙50∙1,06/(86400∙0,1302∙1∙10-5) = 600. В данном случае Re = 600 не выполняется. Проверяем выполнение условия (6.6), для чего рассчитываем Н/сп= 1000 (0,1302) 2/[(0,1302) 2 + (0,062) 2] = 815 м. Таким образом условие (6.6) выполняется и поэтому вся поступающая из пласта вода выносится с интервала «забой − прием насоса». Рассчитываем по (6.6) плотность водонефтяной смеси на данном интервале, предварительно вычисляя по (6.4) среднюю плотность нефти: н ср= (853+880) /2 = 866,5 кг/м3, вн= 866,5 +(1100 − 866,5)∙0,2 =913,2 кг/м3,Пластовое давление определяется по формуле (6,9): рпл=10-6[(1100−850)∙913,2∙9,81+(850−650)∙880∙9,81+(650−150)∙913,2∙9,81]= (1,344 + 1,726 +4,479)= 7,55 МПа. ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 7 РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ, ЭКСПЛУАТИРУЕМОЙ УСТАНОВКОЙ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА Цель:научиться рассчитывать пластовое давление в скважине, эксплуатируемойустановкой погружного центробежного электронасоса. Задание Вариант 15 Вычислить пластовое давление в безводной скважине эксплуатируемой установкой погружного центробежного электро-насоса при следующих условиях: глубина скважины 1700 м; дебит дегазированной нефти 100 м3/сут; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,1503 м; внутренний диаметр НКТ 0,0503 м; плотность дегазированной нефти 810 кг/м3; плотность пластовой нефти 778 кг/м3; объемный коэффициент нефти 1,12; кинематическая вязкость пластовой нефти 2∙10 -5 м2/с; глубина спуска насоса 1100 м; динамический уровень при атмосферном затрубном давлении 600 м; статический уровень 95 м. При предыдущем подземном текущем ремонте скважина была заглушена водой плотностью 1160 кг/м3. Для решения этой задачи проверяются условия (7.12), (7.13) или (7.14). При соблюдении того или иного условия выбираются соответствующие формулы для расчета пластового давления. Приведенное число Рейнольдса по нефти Reн =1,274∙100∙1,12/(86400∙0,1503∙2∙10-5) =549. Н/сп= 1700 (0,1503) 2/[(0,1503) 2 + (0,0503) 2] = 1529 м. Следовательно, выполняется условие неполного выноса (7,24) Рассчитываем плотность водонефтяной смеси на данном интервале, предварительно вычисляя среднюю плотность нефти: н ср= (778+810) /2 = 799 кг/м3, вн= 799 +(1100 −799)∙0,2 =859,2 кг/м3,При соблюдении условий (7.14) плотность водонефтяной смесив интервале «забой − прием»:  (7.15)где в − плотность воды глушения, кг/м3; нп − плотность пластовой нефти, кг/м3;  − истинноенефтесодержание в интервале «забой − прием».Истинноенефтесодержание зависит от ReH и может быть рассчитано по следующим формулам: при 0  = 0,0024 Reн ; (7.16)при 400 = 0,915 + 10-4Reн=0,915+10-4*549=0,9699 (7.17) При соблюдении условия (7.14) пластовое давлениеРпл=10-6 [(Lc-Hcп)  рпл=10-6[(1700−1100)∙ 859,2 ∙9,81+(1100−600)∙810∙9,81+(600−95)∙859,2 ∙9,81]= =13,3 МПа ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №8 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫКИДНОЙ ЛИНИИ. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НА УСТЬЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Цель:научиться рассчитывать давление на устье добывающей скважины. Задания Вариант 15 Рассчитать давление на устье ру добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальна, местные сопротивления отсутствуют, длина выкидной линии l = 18000 м, внутренний диаметр линии dвн = 0,1 м, дебит скважины Q = 140 м3/сут, плотность нефти = 865 кг/м3; давление перед входом в сепаратор Pс = 1,4 МПа, вязкость нефти  н = 5 мПа с.Так как выкидная линия горизонтальна, то zу = zс. Учитывая, что диаметр выкидной линии постоянен, vу = vс. Тогда уравнение Бернулли записывается в виде: Ру =Pс+ рдл (8.4)Прежде чем рассчитать рдл, определяем скорость движения нефти v =Q/  dвн2∙=140/(86400∙3,14∙0,1 ) =0,05 м/с.Рассчитываем число Рейнольдса:  Так как число Re = 865 < 2320, то режим ламинарный и коэффициент гидравлических сопротивлений вычисляем по формуле  = 64/Re = 64/865 = 0,074Рассчитываем рдл по формуле (8.2): = 1 МПаОпределяем по (8.4) давление на устье скважины ру = 1,4 + 1 = 2,4 МПа Таким образом, давление на устье скважины должно быть равным 2,4 МПа. Варианты расчета выкидной линии
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||