Учебное пособие в нефтяной промышленности. Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа"
 Скачать 7.18 Mb.
|
 , (8.4)где ρс, ρу - плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно. При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как средневзвешенная  , , (8.5)где n - доля воды в смеси (обводненность); ρн, ρв - плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность n вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95 - 98 % от величины Pс. Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей. Потери давления на трение Pтр определяются по обычным формулам трубной гидравлики, а именно  . (8.6)Заметим, что в формуле (8.6) L - не глубина скважины, а длина НКТ вдоль оси скважины. Лишь в вертикальных скважинах эти величины совпадают, поэтому при наклонных скважинах важно учитывать это различие. Скорость жидкости в НКТ Сж определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность для средних термодинамических условий в НКТ: |