Розрахунок втрат тиску на тертя при транспорті газорідинної суміші

Постановка задачі:

Визначити необхідний тиск на початку трубопроводу для транспортування газорідинної суміші при вихідних даних, які наведені в таблиці 1.

Дана задача розв’язується методом послідовних наближень, приймаючи середній тиск в трубопроводі рівним тиску в кінці трубопроводу і подальший обрахунок проводиться за наступним алгоритмом:

1. Масова витрата газо-нафто-водяної суміші:

(4.1)

де М_НО – масова витрата нафти, т/добу, n – вміст води; V₀ – газовий фактор однократного розгазування, м³/т; Δ_ГО – відносна густина газу при нормальних умовах; r - газовий фактор нагнітання при газліфті.

2. Середня температура на розрахунковій ділянці:

(4.2)

де Т_П, Т_Г – відповідно початкова температура на розрахунковій ділянці і температура гранта на глибині залягання трубопроводу, К.

3. Розрахунок коефіцієнта a₂:

(4.3)

де ρ_Н – густина нафти при стандартних умовах, кг/м³.

4. Газовий фактор при середньому тиску і температурі:

(4.4)

де Р_нас - тиск насичення, МПа.

5. Розрахунок коефіцієнта a₁:

(4.5)

6. Розрахунок коефіцієнта m:

(4.6)

7. Розрахунок коефіцієнта насичення, К_нас:

(4.7)

де N_C1,N_n2 – відповідно вміст метану азоту та в газі однократного розгазування.

8. Тиск насичення при середній температурі в трубопроводі:

(4.8)

де Т_пл - температура пласта, К.

9. Газовий фактор при середньому тиску і температурі трубопроводу:

(4.9)

10. Відносна густина газу розчиненого в нафті:

(4.10)

11. Коефіцієнт об’ємного розширення нафти:

(4.11)

12. Розрахунок коефіцієнта стисливості:

при МПа

(4.12)

при

13. Густина суміші приведена до умов течії:

(4.13)

де ρ_в - густина води, кг/м³; Р₀ - атмосферний тиск, МПа.

14. Визначаємо коефіцієнт β:

(4.14)

15. Критерій Фруда по рідкій фазі:

(4.15)

де D – діаметр трубопроводу, м;

16. Газове число:

(4.16)

17. Синус кута нахилу трубопроводу до горизонталі:

(4.17)

де ΔН – перевищення розрахункової ділянки, м; L – довжина трубопроводу, м.

18. Число Рейнольда по рідині:

при

(4.18)

де μ_р – динамічна в’язкість дегазованої рідини, Па*с.

19. Динамічна в’язкість нафти:

(4.19)

де μ_Н.О – динамічна в’язкість нафти при ст.у. Па*с; Т₀ – стандартна температура 273К.

20. Число Рейнольда:

(4.20)

21. Розрахунок коефіцієнта А:

(4.21)

Якщо - пробковий рух.

Якщо - розшарований рух.

22. Розрахунок коефіцієнта b₁:

(4.22)

23. Відносна густина газу, що виділяється з нафти:

(4.23)

24.Динамічна в’язкість газу:

(4.24)

25. При пробковому русі

Дійсний газовміст:

(4.25)

26. Число Рейнольда по суміші:

(4.26)

27. Визначення коефіцієнтів a₃, b₃, c₃:

(4.27)

28. Якщо то

29. Якщо то

30. Якщо то (4.28)

Δ – коефіцієнт шорсткості труб, м.

(4.29)
31. Якщо і то (4.30)

32. Густина газу:

МПа

(4.31)

33. Густина суміші по дійсному газо вмісту:

(4.32)

34. Тиск на початку трубопроводу:

(4.33)

35. Середній тиск:

(4.34)

36. Далі рахується нове наближення починаючи з 3 пункту до досягнення наступної умови:

(4.35)

Для розшарованого руху течії після пункту 24 розрахунок ведеться при :

37. Число Рейнольдса для газової фази:

(4.36)

38.Коефіцієнт гідравлічного опору:

(4.37)

39. Визначаємо коефіцієнт с₀:

(4.38)

40. Визначаємо коефіцієнт b:

(4.39)

41. Визначення безрозмірного параметра К_Г:

(4.40)

42. Тиск на початку трубопроводу:

(4.41)

43.Далі рахується нове наближення до досягнення наступної умови:

Таблиця 1 – Вхідні дані

№ Варі- анту	Газовий фактор однократно-го розгазуван-ня, м^3/т	Тиск в кінці трубо проводу, МПа	Вміст метану в газі однок-ратного розгазу-вання	Вміст азоту в газі однократ-ного розгазу-вання	Динамічна в’язкість дегазова-ної рідини, Па*с	Масова витрата нафти, т/добу	Тиск насиче-ння, МПа	Темпе-ратура пласта, К	Вміст води	Відносна густина газу при нормаль-них умовах
			0,68	0,08	0,002				0,25	1,12
		2,5	0,85	0,02	0,008				0,5	1,29
			0,92	0,01	0,011					1,325
			0,76	0,03	0,005				0,1	1,143
		3,5	0,72	0,05	0,006				0,3	1,09
			0,65	0,06	0,007				0,5	1,12
			0,70	0,04	0,010				0,2	1,29
		4,5	0,84	0,05	0,055				0,1	1,3

№ Варі- анту	Початкова температура на розрахунко-вій ділянці, К	Густина нафти при стандартних умовах, кг/м^3	Атмо-сферний тиск, МПа	Густина води, кг/м^3	Динамічна в’язкість нафти при ст.у.Па*с	Темпе-ратура грунта на глибині за-лягання трубо-проводуК	Довжина трубо-проводу м	Діаметр трубо-проводу м	Перевищення розра-хунко-вої ді-лянки, м	Газовий фактор нагніта-ння при газліфті
			0,1		0,0025			0,2
			0,1		0,0041			0,25
			0,1		0,0018			0,2
			0,1		0,0032			0,15
			0,1		0,0039			0,1
			0,1		0,0020			0,2
			0,1		0,0040			0,15
			0,1		0,0015			0,1

Список літератури:

1. Попадюк Р.М. Проектування технологічних систем збору та підготовки нафти, газу і води. Конспект лекцій. – Івано-Франківськ: Факел. 2004. – 109с.

2. Попадюк Р.М., Боднарчук В.Ю. Збірник задач по розрахунку процесів збору та підготовки нафтопромислової продукції. ІФДТУНГ, Івано-Франківськ, 1997 – 95с.

Задача №14

Тема: Розрахунок профіля похило-направленої свердловини

1. Теоретичні відомості:

Похило-направленою свердловиною називається свердловина, спеціально направлена в будь-яку точку, віддалену від вертикальної проекції її устя.

Профіль похило-направленої свердловини повинен бути вибраний таким, щоби при мінімальній затраті засобів і часу на її проходку було забезпечено виконання задачі, поставленої при бурінні даної свердловини.

Профіль І (рис. 1а) – найбільш поширений – складається з трьох участків: верхнього участка 1. – вертикального, другого участка 2, - виконаного по плавній кривій, і третього участка 3 – по нахиленій прямій.

Цей профіль рекомендується в основному для буріння похилих свердловин на однопластові родовища з великими відхиленнями при середній глибині свердловини.

Профіль ІІ (рис. 1б) складається з чотирьох участків: верхнього участка 1 – вертикального, другого участка 2, виконаного по кривій з наростаючою кривизною, третього участка 3 – по нахиленій кривій і четвертого участка 4 – по кривій з кривизною, яка спадає. Профіль ІІ типу зазвичай застосовують при бурінні похилих свердловин глибиною до 2500 м.

Профіль ІІІ (рис.1в) складається з двох участків: верхнього участка 1 – вертикального, другого участка 2, виконаного по кривій, яка поступово збільшує кут нахилу ствола свердловини. Буріння свердловин по такому профілю здійснюється в тих випадках, коли необхідно витримати певні задані кути входу ствола свердловини в пласт.

Профіль IV (рис.1г) застосовується при бурінні глибоких похилих свердловин. Цей профіль відрізняється від попередніх тим, що до вертикального участка 1, участка 2, виконаному по кривій, і участка 3, який являє собою похилу пряму, додається криволінійний участок 4, який характеризується зниженням одержаної кривизни, тобто виположуванням ствола, який доходить до вертикалі, і прямий вертикальний участок 5. Профіль IV слід застосовувати в тих випадках, коли нижній участок свердловини має декілька продуктивних горизонтів.

Розрахунок і побудова профіля похилої свердловини. Приймемо наступні позначення (рис. 2): - інтенсивність набору кривизни в градусах (зазвичай на кожні м проходки); - інтенсивність зниження кривизни в градусах (так само на кожні проходки); - загальна довжина похилої свердловини (по бурильній колоні); - довжина вертикальної проекції похилої свердловини; - довжина горизонтального зміщення вибою; - радіус дуги, по якій відбувається плавний набір кривизни; - радіус дуги, по якій відбувається плавний спад кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку плавного набору кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку плавного спадання кривизни; - довжина горизонтального зміщення вибою на участку, де кривизна постійна; - довжина верхнього вертикального участка; - довжина нижнього вертикального участка; - довжина вертикальної проекції першої дуги; - довжина вертикальної проекції другої дуги; - довжина вертикальної проекції прямолінійного похилого участка; - довжина першої дуги; - довжина другої дуги; - довжина похилого прямолінійного участка; - кут між похилою прямою і вертикаллю і - кут входу ствола свердловини в пласт; - довжина хорди, яка стягує першу дугу; - довжина хорди, яка стягує другу дугу. Позначення приведені для профіля IV типу, як найбільш узагальнюючого. Для розрахунку і побудови профіля зазвичай задаються наступні вихідні дані: .

Необхідні розрахункові формули для визначення окремих елементів профіля в залежності від типу наведені в таблиці 1.

Таблиця 1

величини	Профілі
I	II	III	IV
	, або або
	-	або	-	або або
		-
	або
	-		-
	або
	-		-
	або	-	або
	-		-
	-		-
			-

2. Постановка задачі

Розрахувати і побудувати профіль заданого типу для похило-направленої свердловини. Вирахувати видовження ствола свердловини за рахунок кривизни

Таблиця 2 – Вихідні дані

Варіант	Профіль	, град.	, град.	, м	, м	, м	, град.	, град.
	I	7	-				20	45
	II	5	4				30	15
	III	6	-				20	0
	IV	5	4				30	0

Примітка м, м

Література.

1. Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М: Недра

Дата добавления: 2015-09-02