Расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин. Гидродинамический расчет движения газожидкостной смеси в колонне подъемных труб нефтяных скважин

Трудно ожидать, что минимальное забойное давление для заданных условий будет меньше давления насыщения, поэтому при расчетах используем неравенство (4). Определим эффективный газовый фактор

3. Длина газожидкостиого подъемника определяется выражением (5). Оценим среднюю плотность нефти по соотношению (8)

4. Далее рассчитаем среднюю плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника, используя массовую обводненность продукции по формуле (7)

5. Определяем вспомогательную величину h, входящую в (6)

6. По формуле (6)  находим максимальную длину газожидкостного подъемника

7. Далее рассчитаем плотность жидкости по формуле (10)

8. Минимальное забойной давление фонтанирования найдем по (9)

Итак, в данных условиях скважины, оборудованные НКТ с внутренним диаметром 62 мм и обводненные на 32 %, прекратят фонтанирование при снижении забойного давления до 15 Мпа и менее.

2.8.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1.  Какое условие должно выполняться, чтобы скважина могла фонтанировать?

2.  Какие технологические параметры пластовой смеси и скважины необходимо знать, чтобы определить минимальное забойное давление фонтанирования?

3.  В чем принципиальное отличие при выборе режима работы газожидкостного подъемника для газлифтной и фонтанной скважины?

3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В КОЛОННЕ ПОЪЕМНЫХ ТРУБ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Введение

Решение ряда задач добычи нефти, а именно - определение рационального способа извлечения нефти на поверхность, определение режима эксплуатации скважин, выбор необходимого оборудования для его обеспечения требует гидродинамического расчета движения многофазной продукции в колонне подъемных труб, целью которого является построение зависимости (профиля) давления в работающей скважине Р = f (Н).

3.1. Последовательность гидродинамического расчета движения ГЖС в скважине

1. Подготавливаем исходные данные:

2. Разбиваем общий диапазон изменения давления (Рнас - Ру) на равные интервалы DР, величина которых должна быть равна

Число интервалов определяем по формуле:

Получим ряд давлений в сечениях колонны ниже устья:

3. Рассчитываем температурный градиент потока:

где     - средний геотермический градиент скважины ( ^о К / м );

 - температура нейтрального слоя, ^о К ;

 - глубина залегания нейтрального слоя, м ;

 - дебит скважины по жидкости в м³/с.

При неизвестных температуре и глубине залегания нейтрального слоя величину среднего геотермического градиента скважины ориентировочно можно найти по приближенной формуле:

Далее рассчитывают температуру на устье:

4. Определяем температуру потока Т i, соответствующую заданным давлениям Р i по формуле:

5. Определяем физические свойства газа, нефти, воды и смеси при соответствующих условиях в каждом сечении ( Рi, Тi ) по формулам расчета процесса разгазирования нефти (смотрите задачи главы 1)

6. Рассчитываем расходные параметры газожидкостного потока Qжi  и Vгi  при соответствующих Рi, Тi  в каждом сечении:

     - объемный коэффициент нефти;

   - удельный объем выделившегося из нефти газа, приведенный к нормальным условиям.

7. Вычисляем приведенные скорости жидкой, газовой фаз и ГЖС по формулам