Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 19 страница

Відрізок ВС кривої q(V{)) називають робочою гічкою кривої ліфтування, оскільки робота піднімача характеризується великими значинами q, т\ _п і малими значинами Яо Графічну залежність q(V,о) на рис.6.2 отримано за заданої значили відносного занурення труб під рівень рідини

або з урахуванням протитиску рг на викиді

_{С =} РІ^Р2_ ^_6Л2^

Результати експериментів показали, що в загальному випадку подавання д газорідинного піднімача є функцією багатьох параметрів:

q = q(VQ.p\,pi,L, öf.p, И, ст),

де р, ц - відношення відповідно густин і динамічних коефіцієнтів

в’язкостей рідини І газу; о - поверхневий натяг на межі поділу газ- рідина, Н/м,

Сім’ї кривих ліфіування залежно від визначальних параметрів показано на рис. 6.3.

З аналізу рис. 6.3 і рівняння (6.12) випливає, що зі збільшенням тиску р\, зменшенням тиску р2 або довжини труб Ь подавання # збільшується. Оскільки зі збільшенням глибини А| або тиску р\ необхідно менше витрачати газу для початку переливання, то чим більше відносне занурення Є, тим вище має бути розміщена крива лІфтування.

сі (і) та інших сталих параметрів

Залежність ^(Го) за відносного занурення є=1 є межовою; вона виходить із початку координат. Випадок є > 1 відповідає природному фонтануванню, оскільки за витрати запомповуваного газу Ко=0 подавання д > 0,
причому помпуванням газу його можна збільшити. За є = 0 виконати процес ліфтування неможливо.

Із попередніх міркувань щодо пропускної здатності труб і з формули (6.6) стає зрозумілим, що зі збільшенням діаметра труб сі криві ліфтування змішуються вправо і вверх вздовж осей відповідно Уц і с/ (див. рис. 6.3).

Формули О.П, Крылова

Аналітично обробивши результати експериментів, О.П. Крилов запропонував розрахункові формули для нульового, оптимального та максимального режимів:

Змакс^Л¹’⁵; (6.14)

‘/опт ~ 9макс 0 ^—£) ⁼ 55 ^ £ ’ (1-е); (6.15)

Г_0А=^М^_; (6.16)

^0А рочрі/рг)

„ _ 15,5й?^’⁵/,р£Е^0,5 _

Н)макс ^—,,; “> (6.17)

РО /Р2)

_ l5_i5d²’⁵Lpgг⁰'⁵(\~e)².,_оч

м)опт ^- ' Омакс (Д ^£) -' " — г ~) (6.18)

РО Щр\! РІ)

_ 0,282 Ьр^ _

^Омакс-^Г^ ' “ "—> 6.1У)

й ’ їр()\п{р_хІр₂)

/, _ГЧ_ 0,282ір^(1-£)

^й0опт ^_ ^Омакс*.^{1 є}) ~ л ^ (6.20)

сі ’ ЕР₀ЩР\/Р2)

У даних формулах необхідно користуватися такими одиницями

* З 3 2

фізичних величин: д, - м /с; Ь, сі - м; р - кг/м; § - м/с; р - Па;

До - м³/м³.

З аналізу формул (6.14) і (6.15) випливає, що Із збільшенням

відносного занурення є від нуля до одиниці значина витрати рідини

*, з * *

Ямжс збільшується від нуля до 55 сі, а д_от - спочатку збільшується від

нуля до найбільшої значини (10,225 (І³) за є = 0,6, а потім зменшується до нуля. Звідси випливає, що для досягнення оптимального подавання рідини необхідно забезпечити відносне занурення є = 0,6.

Структури потоку газорідинної суміші

Піднімання газорідинної суміші супроводжується відносним рухом у рідині газових бульбашок різних розмірів (ковзання газу). Швидкість спливання бульбашок ж наслідок спільної дії архімедової сили і сили опору рідини залежить від багатьох чинників (розмірів бульбашок, в’язкості рідини, густин рідини І газу, фізичних властивостей поверхні поділу, взаємодії бульбашок, впливу стінок труби). Бульбашки газу в рідині можуть бути різною мірою подрібненими (диспергованими). Залежно від цього виділяють структури газорідинної суміші (режими двофазного потоку). Усталеної класифікації струкіур немає. У практиці нафтовидобування звичайно виділяють три структури: бульбашкову (емульсійну, пінну); пробкову (снарядну); стрижневу (дисперсно-кільцеву).

Бульбашкова структура характеризується більш або менш рівномірним розподілом у рідині газових бульбашок, розмір яких значно менший за діаметр труби. Якщо вміст газу в суміші збільшений, то в результаті злиття (коалесценції) частина бульбашок утворює газові пробки, перекриваючи весь переріз труби (пробкова структура). Ще більший вміст газу зумовлює за рахунок злиття окремих пробок утворення стрижневої структури. При цьому основна маса газу

341

рухається по центру труби у вигляді стрижня, в якому дисперговано частинки рідини, а рідина - по стінці труби у вигляді кільцевої плівки.

Окремі структури важко розмежувати. Бульбашковій структурі характерна відносна швидкість газу до 03...0,4 м/с, пробковій - від 0,3...0,4 до 1,2 м/с, а стрижневій - понад 1,2 м/с. Збільшення відносної швидкості газу погіршує ефективність ліфтування.

У нафтових свердловинах у міру піднімання нафти відбувається, внаслідок зниження тиску, виділення з нафта розчиненого газу, збільшуються кількість і розміри газових бульбашок, що створює передумови для можливого переходу однієї структури в іншу та Існування переміжних структур. У нафтових свердловинах переважно спостерігаються бульбашкова І пробкова структури потоку. За різних структур закономірності руху газорідинної суміші різні.

§ 6.2 Рівняння руху газорідинної суміші в елементарному газорідинному піднімачі

Процес ліфгування рідини не залежить від того, звідки надходить газ до башмака піднімальних труб - з пласта чи з поверхні. Для нього справджується рівняння балансу енергії (1.18) або (1.19). Тоді на основі рівняння (1.19) можна записати, що зміна потенціальної енергії у стовбурі свердловини зумовлюється силами гідродинамічного тиску (точніше, різницею тисків р\ і рі) і дорівнює роботі, яка витрачається на подолання сил тяжіння і тертя та на зміну кінетичної енергії, тобто

г

^ус(Р\ ~Р2) = ¹Рс£ Ус + ^лРт^ус ⁺

2£ 2£

. у

де У_с - об’єм газорідинної суміші на елементі довжини Ь за одиницю часу, м³; І - зміна висоти підняття суміші відносно довільно вибраної площини порівняння (або довжина піднімальних труб), м;

А/>_т - втрати тиску на тертя, Па; и^, - швидкості суміші відповідно

на початку і в кінці піднімальних труб, м/с.

Надлишковий протитиск на викиді Рг характеризує величину енергії, яка витрачається на транспортування продукції від гирла свердловини до пункту збирання і підготовки.

Розділивши рівняння енергії (6,21) на об’єм суміші Ус, дістаємо рівняння тисків (аналог рівняння Бернуллі для газорідинної суміші) у кінцевих різницях або рівняння руху газорідинної суміші

Ар = Ар_с +Ар_Т + Ар_ін,

де Ар = р\ - Р2 - загальна втрата тиску, Ар_с - - втрата

тиску, зумовлена гідродинамічним стовпом суміші, Па;

V

/

збільшення швидкості суміші, пов’язане зі зміною газовмісту або площі поперечного перерізу потоку). Па.

У диференціальному вигляді рівняння (6.22) можна записати так:

ф = (Ір_с + (Ір_т + ф[_н

або

(6.24)

Наведені рівняння описують рух газорідинної суміші в елементарному газорідинному піднімачі (піднімачі малої довжини) і різняться між собою тільки формою запису.

Визначимо складові рівняння (6.22). Втрата тиску на

інерційний опір мала, тому її, звичайно, не враховують. У загальній сумі основна частка (70-95% на оптимальному режимі і 50-60% на максимальному режимі) припадає на втрату тиску Др_с.

§ 63 Розрахунок тиску стовпа газорідинної суміші

Тиск, що створюється стовпом газорідинної суміші, визначається за формулою:

ЛРс^=іРс£- (6.25)

Густину газорідинної суміші, як і будь-якого тіла, можна визначити відношенням маси до її об’єму. Оскільки газорідинна суміш неоднорідна, то вибираємо достатньо великий об’єм, щоб можна було приблизно розглядати її як середовище, що повністю заповнює простір. Тоді густина суміші

^рР+ ^гРг

^Рс ~ +У_Г ’ ^^2в)

♦ * * З З

де Ур, У_Г - об’єми відповідно рщини та газу, м; р_г - густина газу, кг/м.

Оскільки для виділеного об’єму в трубі висотою Д/і об’єми Гр + У_Г І'р = /_р Дії, У_Г=/_ГАИ, то рівняння густини газорідинної

суміші (6.26) можна записати так:

_ /р /_г Рс Р + ~Рг (6.27)

або

Рс =0-Ф)Р + ФРг =Р-Ф(Р-Р,Х (6.28)

де /=/_р +/_Г - площа прохідного перерізу труби, м;/р, /_Г - середні статистичні площі перерізу труби по довжині ДЛ, зайняті відповідно

► 2 * * ^ ~ рідиною та газом, м; ф =/_г/[- істинний (дійсний) об’ємний газовміст

(газонасиченість) потоку (аналогічно середня статистична величина); 1 - ф =/р//= (/-/г) //= І -/_г// “ ІСТИННИЙ об’ємний ВМІСТ рідини в потоці.

У лабораторних умовах величину дійсного об’ємного газовмісгу ф можна визначити, наприклад, методом відсікання (одночасним відсіканням суміші в трубі на її кінцях). Для переходу до параметрів, які вимірюються в промислових умовах, вводять поняття об'ємного витратного газо&місту потоку

де V, д - витрати відповідно газу та рідини (за умов визначення (5), м /с.

Для встановлення зв’язку між ф і |3 виходять звичайно з моделі потоку дрейфа, записуючи істинну лінійну швидкість газу у вигляді:

(6.30)

де и’о - перевищення лінійної швидкості газу н’_г над швидкістю суміші и’_с = (д+У)/}' (відносна швидкість ковзання газу), м/с; Ащв - експериментальний коефіцієнт.

Коефіцієнт Лщв характеризує нерівномірний профіль швидкості по радіусу труби, а також можливе зростання істинного газовмісгу біля стінки труби (створення так званого "газового підчіпника" під час видалення газу з рідини). Перетворюючи рівняння (6.30), дістаємо рівняння дійсного об 'ємного газо&місту:

Теоретично визначите відносну швидкість газу І коефіцієнт неможливо, тому залежність <р(р) встановлюють за експери­ментальними даними. Зазначимо, що оскільки и’уХЗ (и’_г> и’_с), то <р<р. Чим більша відносна швидкість газу н'о, тим менша значина дійсного газовмісту ф, тобто потік обважнюється (збільшується густина суміші).

Різні дослідники в результаті оброблення експериментальних даних запропонували свої розрахункові залежності. Так, у ранніх працях О.П. Крилов встановив для водоповітряних сумішей, що Ащц = 1 І м'о= 1 м/с. У працях, написаних О.П. Криловим і Г.С. Лутошкіним пізніше, для сумішей повітря з рідинами, які відрізняються від води за фізичними властивостями, було визначено, що А^ = І, а для бульбашкової структури, коли V < У_{г К1}>

№0 =0,293 ^о7ст7 (6.32)

і для пробкової, КОЛИ У >У_ГКр,

0,767 1,27? 0,12л/к

_щ ^ ^7, (б.зз)

сі³ сі² і/¹’⁵

де о_в - поверхневий натяг на межі вода-повітря, Н/м; К_гкр- критична витрата газу, м³/с,

^угкр =1,751 (і²’⁵ +1,25 9. (6.34)

У нафтопромисловій практиці у зв’язку з умовністю виділення

структур часто обмежуються залежністю, запропонованою

А.А. Арманд і Е.І. Невструєвою за А_шъ = 1, = 0,2н’_с, р < 0,9:

<р = 0,833 р. (6.35)

Можна рекомендувати залежність, яку дістали В.О. Сахаров, О.В. Воловодов і М.О. Мохов, обробляючи дані по багатьох
свердловинах різних родовищ Західного Сибіру в широкому діапазоні зміни параметрів. Вони встановили, що 1,13 і

(6.36)

де Ки критерій Кутателадзе; Рг_с = —— критерій Фруда суміші;

- критерій Вебера.

(Р^-Рг)^ис а

Зазначимо, що критерій Фруда виражає відношення сил інерції і сил ваги, критерій Вебера - сил поверхневого натягу та інерції, а похідний критерій Кутателадзе є мірою сили ваги, піднімальної сили та сили поверхневого натягу.

§ 6А Розрахунок втрат тиску на тертя

Втрати тиску на тертя Др_г в разі руху газорідинної суміші більші, ніж у разі руху однорідної рідини. Існує багато розрахункових формул, наприклад,

(6.37)

де Аро - втрати тиску на тертя з розрахунку руху тільки однорідної рідини (визначаються за формулою Дарсі-Вайсбаха), Па; Фм=Ррг^/№-+?Р) ^- масовий газовміст, п\, «2 ^_ емпіричні коефіцієнти («]= 1,53; т ⁼ 0 за А.А. Арманд, коли <р< 0,9, або «і =2; «2 = 1,75 заЛеві).

За даними Г.С. Лугошкіна і О.П. Крилова

де (ір - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини, мПа-с;

А ^ І Л г

тур =1,1*10”; Кї — коефіцієнт, який залежить від

діаметра труби: йГ, мм К_й

62 75,9

0,73 0,65

§ 6.5 Використання кореляційного коефіцієнта для розрахунку газорідинного піднімача

Гідродинамічна складність руху газорідинної суміші зумовила його описування на основі різних спрощених моделей. Раніше розглянуто основні положення деяких методик, які грунтуються на моделі дрейфу. Для розрахунку необхідно мати дві експериментально визначені величини: істинний газовміст і коефіцієнт, який характеризує гідравлічний опір руху суміші.

На основі гомогенної моделі, що подає обидві фази разом як одну гомогенну (однорідну) фазу, втрати тиску на ковзання газу і на тертя характеризуються одним дослідним (кореляційним) коефіцієнтом, який узгоджує результати розрахунку з даними фактичних вимірювань. Нехтуючи інерційною втратою тиску Ар_т, рівняння (6.23) записуємо у вигляді:

Х_к — Х_кв +А,_С - коефіцієнт су’.мартіх втрат тиску на ковзання

(\ов) і тертя (Ас).

За методикою Ф. Поетмана і П. Карпентера

Рр ^— М_с/У_с *

М с ⁼ Рнр ⁺ Рго^О ⁺ Рвр^в*

Ус ~ "*"^Г^7в ⁺ -

а Хк визначається з графіка залежно від числа Рейнольдса (характеризує відношення сил інерції і тертя) або за апроксимаційною формулою В.І. Щурова:

			(6.40)

де M_c, V_c - питомі маса і середній об’єм суміші, тобто маса суміші (нафта, газу і води) та її об’єм, віднесені до одиниці об’єму розі’азованої нафти, кг/м³ і м³/м³; рнр, р_го, р_вр - густини відповідно нафти, газу і води за стандартних умов, кг/м³; Go - газовий фактор, м³/м³; G_B - водний фактор, м³/м³; У,™ ~ кількість вільного газу, м³; Ь\фт, Ь_в ~ об’ємні коефіцієнти відповідно нафти, газу і води; Q_T - дебіт товарної (розгазованої) нафш, т/добу.

В.О. Сахаров, О.В. Воловодов і М.О. Мохов на основі промислової Інформації встановили, що

\0,25

, (6.41)

1 + І,13Ки р Fr_c

- критерій Рейнольдса суміші; Єщ - еквівалентна

шорсткість внутрішньої поверхні труби.

Похибка розрахунку таску в газліфтних свердловинах Правдинсь- кого родовища (Західний Сибір) за цією методикою виявилась значно нижчою (за даними авторів ±4,5%), ніж за методикою Поетмана- Карпентера.

§ 6.6 Особливості розрахунку кільцевих потоків

П. Баксендел поширив методику Поетмана-Карпентера на потоки в кільцевих каналах. Для цього в рівняння (6.39) замість діаметра труби сі слід підставити гідравлічний діаметр каналу

_4/ 4^(4-^?)

^ ~ = ~П~Т\ =<1*-<*-*’ (⁶‘⁴²>

л(а_к 4^і «-у ^

а для розрахунку швидкості руху суміші и*_с треба використати

еквівалентний діаметр канату

^екв ^—

де/_к - площа кільцевого перерізу, м²; - змочений периметр перерізу,

м; сі_к сї_т- діаметри відповідно внутрішній експлуатаційної колони і зовнішній НКТ, м.

§ 6.7 Особливості розрахунків руху газоводонафтової суміші

У міру розробки покладу продукція нафтових свердловин обводнюється, утворюється газоводонафтова суміш. Структури і закономірності руху таких трифазних сумішей ще складніші, ніж газорідинних (газонафтових чи газоводяних).

Нафта і вода як незмішуванІ фази утворюють суміші (емульсії) прямого (нафта у воді - Н/В) або оберненого (вода в нафті - В/Н) типів.

Обернення (інверсія) суміші настає тоді, коли об’ємний вміст води в

ній дорівнює 0,5...0,9 (частіше - 0,7).

Оскільки густина нафта р_н звичайно дещо менша за густину води р_в (р_н< р_в), то під час руху нафта може випереджати воду. Залежить це від дисперсності, істинного вмісту фаз і швидкості руху суміші.

За мірою дисперсності внутрішньої фази двофазного водонафто- вого потоку виділяють дві структури: крапельну - К (краплі діаметром 0,5...2см) та емульсійну - Е (краплі діаметром 0,001 „Л мм). Суміш із першою структурою можна назвати ще нестійкою емульсією (фази розшаровуються, нафта спливає), а з другою - стійкою.

На структуру трифазного газоводонафтового потоку істотно впливає механізм утворення суміші - виділення газу з рідини (нафти) чи введення його ззовні. Бульбашки газу виділяються переважно на межі поділу “тверде тіло (поверхня труб, піщинки) - нафта” і “вода - нафта”. У першому випадку газові бульбашки зриваються з твердого тіла І рухаються в нафті, а в другому - вони разом з краплями води утворюють своєрідні конгломерати, відносна швидкість яких може бути додатньою, від’ємною або нульовою (порівняно зі швидкістю нафти). Подібне відзначається І в разі існування крапель нафти у воді.

За величиною дисперсності внутрішньої рідини фази та вільного газу (Г) відокремлюють структури відповідно крапельно-бульбашкову (КБ), емульсійно-бульбашкову (ЕБ) та емульсійно-снарядну (ЕС), відповідної структури)

Карту іцдентифікації (ототожнення) структур показано на рис. 6.4, де позначено: Р_вр = яЛйц +?_в) “ витратний вміст води в рідині

(Ч-ь ~ об'ємна витрата відповідно нафти та води, кг/м');

Рг_с = И’_с / - корінь квадратний із параметра Фруда

(⁺ <7в + Ю // ^- швидкість суміші, м/с; V- об’ємна витрата

З 2

газу, м /с; / - площа прохідного перерізу труби, м);

ф= и^гзв/(и^с + ^о) - істинний об’ємний газовміст потоку;

и’_ов = V / { - зведена швидкість газу, м/с; н'о= и’_г- и'_с - відносна швидкість газу (дрейфу фази), м/с; н’_г = и'_гзв / ф - істинна швидкість

газу, м/с; р - абсолютний тиск у потоці, Па; ^крі =0,064-56^

- перша критична швидкість (лінія поділу областей П і Ш за р_в > 0,5), м/с; н’_Кр2 = 0,487 ^ сі - друга критична швидкість (лінія поділу областей І і П, а також областей IV І ІП за (З_в > 0,5), м/с; Рв ^=<7в Кйн ^{+ (}7в ⁺ *0 ^_ об’ємна витратна частка води в потоці; g - прискорення вільного падіння, м/с²; іі - діаметр піднімальних труб (для кільцевих та інших каналів - гідравлічний діаметр, який дорівнює відношенню величини А/ до змоченого периметра поперечного перерізу каналу 5₃), м.

Ргс	Е В/Н	Е Н/В
	ЬБ (ВНГУН	ЬБ (!ПГ)/В
1,2	- ІІС (В+гун	ЬС <Н+Г)/В
1,0	-
0,8	-
0,6		Л
0,4	_ Е В/Н У	К Н/В
ьіі св+і > н/	КЬ (н+іув
0,2
її

Рисунок 6.4 - Карга ідентифікації структурних форм водонафтового і водонафто- газового висхщних потоків у свердловині Позначення структур: емульсійна (Е), емульсшно-бульбашкова(ЕБ), емульсшо-снарадна (ЕС), крапельна (К), крапельнобульбашкова (КБ); потоки - типу В/Н, (В+ГЩ Н/В, (Н+ГУВ (двокрапка означає належність потоків до відповідної структури)

Різноманітність характеристик газоводонафтових потоків істотно ускладнює іх вивчення. Гуспіна газоводонафтової суміші

Рс ” РнФн ⁺рвфв+рг<р=[рн0-фвр) + р_вфвр]0-ф) ⁺ рг⁽р. (б'⁴⁴) де (рн, фв, ф - істинні вмісти в потоці відповідно нафти, води І газу; фвр - істинний вміст води в рідині; р_н, р_в, р_г - густини ВІДПОВІДНО нафти, води і газу, кг/м³.

Нехтуючи взаємним ковзанням води і нафти, вважаємо, що ІСТИННИЙ ВМІСТ ВОДИ В рідині фвр дорівнює витратному вмісту води в рідині Рвр (обводненості продукції и_в, яку визначено за умов потоку). Величину істинного і’азовмІсту ф можна визначити за залежностями, наведеними раніше. Детальніший підхід приводить до складних розрахункових формул.

Для розрахунку газоводонафтових потоків можна рекомендувати розглянуті раніше розрахункові залежності В.О.Сахарова із співробітниками, отримані на основі промислових даних за обводненості продукції від нуля до 100% у широких межах зміни дебітів (1...800 м³/добу), питомої витрати газу (5...900 м³/м³), динамічного коефіцієнта в’язкості рідини (1...2000 мПа-с) для каналів кругових (діаметр труб 0,035...0,076 м) та кільцевих (0,062x0,152м; 0,076x0,168 м; 0,076x0,232 м) і довжин труб 900...3600 м.

§ 6.8 Розрахунок розподілу тиску газорщинної суміші вздовж піднімальних труб

Розподіл тиску можна розраховувати за формулами (6.22), (6.23) або

(6.24). У разі висхідного руху газорідинної суміші в піднімальних трубах тиск і температура зменшуються. Суміш рухається в напрямку меншого тиску, а її температура зменшується в результаті неустале- ного теплообміну з породами, що оточують стовбур свердловини.

353

Зміни тиску і температури супроводжуються змінами параметрів газорідинної суміші (густини, в’язкості, газовмісту та ін.) і відповідно складових рівняння руху. Тому рівняння (6.22) справджується для елементарного піднімача малої довжини, у межах якої можна вважати параметри суміші незмінними.

Для реального (довгого) піднімача рівняння руху необхідно записати в інтегральному вигладі, тобто виконати інтегрування рівняння руху газорідинної суміші в межах усієї довжини Ь піднімальних труб. Оскільки виконати інтегрування практично неможливо через змінність термодинамічних умов потоку, розрахунок зводиться до числового додавання всіх приростів тиску Др, на кожній ділянці Д/ піднімальних труб, тобто

п

Р\'Р2 = £4р/, 1=1

де«= £/Д/-кількістьділянок(кроків)зміни довжини.

Чим більше п (менше А1), там точнішим є розрахунок. Практика розрахунків показує, що достатня точність забезпечується за кількості розрахункових кроків «=10...15,

Розрахунок виконують залежно від його мети за принципом “зверху вниз” або “знизу вверх”. Тоді шуканий тиск

Р\ =Р2 + И^АРі і=1

Р2 ~ Р\ ~ 14Рі-

І=1

Початкові умови - це тиск І температура на викиді ірь Ті) або біля башмака піднімальних труб {р\, Т\). У розрахунках доцільніше задавати крок зміни тиску Ар і обчислювати приріст довжини Ц між двома перерізами труб з тисками на кінцях і р₁ {р, = р_І_₎ ± Ар), тобто

⁽⁶'^48>

Параметри суміші визначають за середніх арифметичних значин тиску рі = (рі-\ +Рі)/ 2 і температури Т — (Т_;*_] + Т_і) / 2.

Температуру в будь-якій точці піднімальних труб можна розрахувати з різним ступенем наближення. Ґї можна визначити,

наприклад, згідно з рівнянням геотермії (див. § 1.2) або за

інтерполяційною формулою:

Т = Т₂+{Т₁-Т₂)-^^:^. (6.49)

РІ~Р2

Тисками р\ або /ъ можна наближено задаватись, а залежність температур Т\ і Ті подати у вигляді формули:

7і=Г₂+Г_п2, (6.50)

де Г„ - температурний градієнт потоку, який визначається залежно від геотермічного градієнта, витрати рідини та діаметра труб, К/м; г - відстань від викиду піднімальних труб до точки з температурою Т\, м.

Зазначимо, що зміна температури неістотно впливає на результати розрахунку.

Отже, маючи приріст довжини і тиск, будують криву розподілу гиску^і) вздовж піднімальних труб.

Приклад. За методикою В.О.Сахарова встановити розподіл тиску вздовж колони НКТ. Визначиш глибину і, де тиск р[—\2 МПа. Вхідні дані: дебіт

З

розгазованої рідини ^о=150м /добу; шггома витрата запомповуваного газу 3 3 З

Яозап^О м /м; (Н),0635 м; р2= 1 МПа; р_го=1,26 кг/м; геотермічний градієнт

Г_т=0,0255 К/м; £_Ш=І0 м; експериментальні дані визначення питомого об’єму

газу, що виділився, У_гв, об’ємного коефіцієнта й_н, густини р_и і динамічного

коефіцієнта в’язкості нафти |і_н, коефіцієнта стисливості газу г_т, поверхневого

натяту сг взяти з робота [6, табл.5.4].

Рисунок 6,5- Крива розподілу тиску вздовж піднімальних труб

Разе ’язуеант. Згідно з діаграмою, поданою в [6], для 150м³/добу за Г, =0,0255 К/м знаходимо,=0,0165 К/м. Візьмемо 1=3000 м. На цій глибині згідно з геотермою (див. § 1.2) температура 71 =280+0,0255-3000=356,5 К. Тоді з формули (6.50) маємо 7’₂=356,5-0,¹017*3000=305,5 К.

Задаємося кроком зміни тиску Др=1 МПа. Тоді кількість кроків и=(12-іуі=І1, а кількість тасків, які задаються, 11+1=12. Розрахунок виконуємо за принципом “зверху вниз”.

Дата добавления: 2015-08-29