Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Трехфазный водонефтегазовый поток

Такого вида поток

существует

при

давлении

меньше давления насы-

щения

рнас жидкости попутным газом,

т. е.

когда

р<р

а.с,

|Зв>0.

Из

боль-

шого разнообразия структурных форм наиболее характерными

для во-

донефтегазового потока

при

эксплуатации нефтяных скважин погружными

центробежными насосами можно считать: капельно-пузырьковую, эмульсион-

но-пузырьковую

эмульсионно-снарядную.

При

капельно-пузырьковой форме

одна

из

жидкостей

—

нефть

или во-

да

—

является внешней фазой,

другая

жидкость,

также свободный

газ —

внутренними, диспергированными

фа-

зами.

При

этом капли диспергирован-

ной

жидкости имеют размеры

0,5—

см, а

пузырьки порядка

10~~

—

10~

и. Если

дисперсная среда отно-

сится

типу (В

Г)/Н,

то

средний

размер пузырьков ближе

нижнему

пределу,

если

она

относится

типу

(Н+Г)/В

—то к

верхнему.

Эмульсионно-пузырьковая форма

потока представляет собой тонкодис-

персную эмульсию одной

из

жидкостей

свободного газа

другой.

При

этом

диаметр капелек диспергированной

жидкости измеряется единицами

—

десятками,

диаметр газовых

пу-

зырьков

—

десятками

—

сотнями микро-

метров.

При

эмульсионно-снарядной

фор-

ме потока диспергированная

жид-

кость распределена

во

внешней

так-

же

виде капелек очень малого

диа-

метра—

не

более

100 мкм, а

свобод-

ный

газ — в

виде крупных пузырей

диаметром, близким

диаметру

тру-

бы,

длиной

от

одного

до

десят-

ков

даже

сотен диаметров

трубы.

Основными

параметрами, опреде-

ляющими

структуру

водонефтегазово-

го потока, можно также считать сред-

нюю скорость смеси, истинную долю

свободного газа

абсолютное давле-

ние

потоке (табл.

VI.2).

Для облегчения идентификации

структурных форм

типов потока

скважинной

продукции

вертикаль-

ной

колонне

труб

приведена карта

координатах: расходная объемная

доля воды

жидкой части

про-

дукции— параметр

M=/V

(рис.

Линия

раздела областей

2 и 3

при

Рв^0,5

соответствует

уравнению

(VI.8); линия

раздела областей

2, а

также областей

4 и 3 при £

>0,5

—

уравнению (VI.9).

Рис.

VI.1.

Карта структурных

форм

водонефтяного

водонефте-

газового потоков

колонне подъ-

емных

труб

в_стволе скважины.

/-a>

5iO,487

Рвж<

эмульсионная

структура

водонефтяно-

го потока типа

В/Н;

эмульсионно-пу-

зырьковая

структура

водонефтегазово-

го потока типа

(В+П/Н,

если

•^0,65

или р^ 7 МПа;

эмуль-

сионно-снарядная

структура

водонеф-

тегазового потока типа

(В+Г)/Н,

если

при

р^ 7

МПа;

0,064-5бр

вж

<1»

см

<0,487

капельная

структура

водо-

нефтяного потока типа

В/Н;.

капельно-

пузырьковая

структура

водонефтегазо-

вого потока типа (В + Г)/Н;

—

^0,064-563

у gD

при

р ^

< 0,5,

о>

см

0,487

V~W

"I™ Эвж

0>5:

капельная

структура

водонефтяного

потока типа

Н/В;

капельно-пузырько-

вая

структура

водонефтегазового

по-

тока типа (Н+Г)УВ;

— w

ctl

^0,487VgD

при

вщ

>0,5:

эмульсионная

структура

водонефтяно-

го потока типа

Н/В;

эмульсионно-пу-

МПа;

эмуль-

структура

водонеф-

^ 0,65

или

сионно-снарядная

тегазового потока типа

(Н+П/В,

если

<р

^0,65

при Р^7

МПа.

241

ТАБЛИЦА

VI.2

ОБЛАСТИ

СУЩЕСТВОВАНИЯ

ОСНОВНЫХ

СТРУКТУРНЫХ

ФОРМ

ВОДОНЕФТЕГАЗОВОГО

ПОТОКА

ВЕРТИКАЛЬНОЙ

КОЛОННЕ

ТРУБ

Структура

Капельно-пузырьковая

Эмульсионно-пузырькова я

Эмульсионно-снарядная

Границы

существоэания

Wcu<w

?г<0,65 или

р^7

Па

И'смЗг^'крг.

<0,65

или/>^з710

Па

о'см>а

)

крг. <fr^0,65

/?<7 10>,

Па

КОЭФФИЦИЕНТ

СЕПАРАЦИИ

СВОБОДНОГО

ГАЗА

ИЗ

ГАЗОЖИДКОСТНОЯ

СМЕСИ

При

заборе насосом газожидкостной смеси (ГЖС)

из

кольцевого про-

странства между всасывающей сеткой насоса

эксплуатационной колонной

скважины

первое рабочее колесо насоса вместе

откачиваемой жидкостью

попадает

не

весь свободный газ, содержащийся

ней непосредственно перед

всасывающей сеткой насоса; часть газа, селарируясь

из

ГЖС, проходит мимо

рабочих органов насоса

через межтрубное пространство поступает

в вы-

кидную линию. Количество отсепарированного газа

=*cQrBi,

(VI.12)

где

в:

—

расход свободного газа (м

/с) через кольцевое пространство

до

сепарации газа (Q

вх принимаются при давлении

температуре перед

всасывающей сеткой насоса);

— коэффициент сепарации;

=l—

(I—*c,x)(l— fccrc),

(VI.13)

где

—

коэффициент сепарации газа при переходе откачиваемой продук-

ции

из

кольцевого пространства скважины

во

всасывающую камеру насоса;

kc гс

—

коэффициент сепарации

за

счет работы газосепаратора, если такой

установлен между всасывающей камерой насоса

первым

его

рабочим

ко-

лесом;

*свх

0,52ш

жпр

и>

глр

(1-0,Щ

„)

где Фжпр

—

приведенная скорость жидкости, м/с;

r др

—

скорость дрейфа,

м/с;

si —

объемно-расходная доля свободного газа

зазоре между стен-

кой

скважины

всасывающей сеткой насоса. Для зазора

виде концентри-

ческого кольца

Эж

су [Рв су

М1— Звсу)

]

(</•«-d»

)

(VL

где

су

—

объемный дебит жидкости скважины при стандартных условиях,

/с;

су — объемно-расходная доля воды

добываемой жидкости, приве-

денной

стандартным условиям. Согласно (VI. 1),

Ув

су Ув су

—

объемный коэффициент нефти

при

давлении

температуре

входа

насос;

—

внутренний диаметр эксплуатационной колонны,

м; d

—

на-

ружный диаметр всасывающей сетки насоса,

м.

Группа насоса

5 5А 6 6А

Наружный диаметр всасывающей

сетки насоса,

0,092

0,103 0,114 0,114

242

Значение

r др

зависит от объемно-расходной доли воды перед

входом

продукции в насос:

(VI. 15)

\+Ь

\Рвсу

аигдр принимается равным 0,02 м/с при 0

BI<0,5

и 0,17 м/с при 0

В В

х>0,5.

Объемно-расходная доля свободного газа Рг вх определяется, согласно

(VI.1), как отношение объемного

расхода

свободного газа к объемному рас-

ходу

газожидкостной смеси перед

входом

в насос.

Для оценки значения k

гс можно пользоваться пока только следующей

ориентировочной

рекомендацией:

___

/0,6, если р

вх<0.5,

СГС=:::

10,8, если р

ввх

> 0,5.

Очевидно, что при отсутствии газосепаратора перед первым рабочим ко-

лесом насоса

следует

(VI.13)

принять k

rc=0.

РАВНОВЕСНОЕ И НЕРАВНОВЕСНОЕ ДАВЛЕНИЯ

НАСЫЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫМ ГАЗОМ,

КОЭФФИЦИЕНТ

ФАЗОВОЙ РАВНОВЕСНОСТИ

ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ

Равновесным

давлением насыщения жидкости нефтяным (попутным) га-

зом

называют, как известно, давление р

ас, при котором этот газ и жид-

кость находятся в фазовом равновесии при заданной температуре. Действи-

тельное давление насыщения р

нас жидкости нефтяным газом на различных

участках

пути скважинной продукции может отличаться от равновесного

вследствие: запаздывания фазопревращения в потоке из-за высокой скорости

течения продукции, например, в каналах рабочих органов центробежного

насоса;

сепарации части свободного газа из продукции перед

входом

ее

насос; отличия температуры потока в рассматриваемом сечении от той, при

которой

определено равновесное давление насыщения. Если принять, что тем-

пература потока в рассматриваемом сечелии канала мало отличается от тем-

пературы определения давления насыщения р

в.с, то к основным причинам

отличия р

нас от

jt?

относятся первая и вторая из упомянутых. Степень

отклонения

действительного давления насыщения жидкости нефтяным газом

потоке продукции скважины от равновесного можно оценить с помощью

коэффициента

фазовой равновесности йф, который представляет собой отно-

шение

количества газа, растворенного в жидкости при заданных термодина-

мических условиях в рассматриваемом сечении потока, к

тому

количеству

его, которое способно раствориться в ней при достижении фазового равно-

весия

в ГЖС при тех же р и Т.

На

основании анализа рабочих характеристик центробежных электрона-

сосов,

перекачивающих нефтегазовые смеси, и специальных опытов ' можно

предложить

следующие

рекомендации для приблизительной оценки значений

£ф для различных условий движения скважинной продукции.

При

движении продукции в эксплуатационной колонне и в колонне НКТ

ввиду

сравнительно малой скорости потока при эксплуатации скважин

уста-

новками

погружных центробежных электронасосов можно принять &ф=1

независимо

от вида жидкости в ГЖС; при течении продукции в межлопаточ-

ных каналах насоса

йф„=0,9,

фв

=0,1,

(VI.16)

где hi — коэффициент фазовой равновесности для ГЖС типа Г/Н и (Г+.

+1В)/Н,

внешняя фаза в которых нефть; Аф

— то же для ГЖС типа Г/В

(T-J-HJ/B, внешняя фаза в которых — вода.

Опыты по

оценке

Кф были выполнены В. И. Игревским под руководством

автора,

243

СИСТЕМА

СКВАЖИНА-УСТАНОВКА

ЦЕНТРОБЕЖНОГО

ЭЛЕКТРОНАСОСА

ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЕ

ЭЛЕМЕНТОВ

Путь, который проходит продукция скважины

за

счет энергии насоса,

целесообразно разделить

на

следующие участки

(рис. VI.2) АВ —

пласт

— от

контура дренируемой скважиной части пласта

до

фильтра скважины;

CD —

эксплуатационная колонна

— от

кровли пласта

до

основания двигателя

мо-

тор-насосного

агрегата;

DE —

зазор

между

эксплуатационной колонной сква-

жины

электроприводом насоса;

FG —

насос

— от

входного сечения насоса,

совпадающего практически

верхним краем всасывающей сетки

его, до вы-

ходного сечения насоса,

за

которое принимаем верхний торец ловильной

го-

ловки

насоса;

GH —

колонна подъемных

труб

— от

выходного сечения насо-

са

до

устьевого

сечения колонны

НКТ;

JK—выкидная линия скважины

— от

устьевого

сечения колонны подъемных

труб

до

установки

для

измерения

дебита скважины

Если

на

пути

от

устьевого

сечения колонны подъем-

ных

труб

до

замерной установки

имеется штуцер

для

регулирования

режима работы системы скважина

—

насос,

устанавливаемый обычно

начале выкидной линии,

то

появля-

ется участок пути продукции

IJ от

входа

штуцер

до

выхода

из

него.

Движение продукции

пласте происходит

при

практиче-

ски

неизменных температуре

и фи-

зико-химических свойствах

фаз;

Рпл—

а6

а<Эж cy+6Q

су, (VI. 17)

где

Рпл —

пластовое давление,

т. е.

среднее давление

пласте

на кон-

туре

влияния скважины; р

ао

— за-

бойное давление,

т. е.

давление

ство-

9 10 11 12 13 14 15

•НИ.

Рис.

VI.2.

Размещение оборудования

при

эксплуатации скважины

при. по-

мощи

электронасоса.

_ дренируемый пласт; 2 — эксплуатаци-

онная колонна; 3 — погружной электро-

двигатель (ПЭД) с гидрозащитой; 4 —

всасывающая сетка насоса; 5 —

насос;

6 —

колонна НКТ; 7 —трансформатор. S —

станция управления; 9 — кабель; 10 -г ма-

нометр для измерения давления

мтр

межтрубном пространстве; // — манометр

для измерения давления р

в устьевом

сечении колонны подъемных труб и дав-

ления перед устьевым штуцером;

— устьевой штуцер; 13 — манометр для

измерения давления в выкидной линии

скважины за устьевым штуцером; 14 —

клапан, предотвращающий слив жидкости

из

выкидной линии в межтрубное прост-

ранство; 15 — выкидная линия; 16 — ем-

кость для измерения дебита скважины;

— манометр для измерения давления

над

зеркалом жидкости в емкости 16.

— поверхность раздела жидкости и га-

за

в емкости 16; II — поверхность раздела

жидкости

и газа в стволе скважины при

эксплуатации ее на установившемся ре-

жиме.

А — граница влияния скважины; В — внут-

ренняя поверхность забойного фильтра

эксплуатационной колонны; С — сечение

эксплуатационной колонны поверхностью

раздела

дренируемого пласта и его кров-

ли; D, Е — нормальные сечения эксплуа-

тационной колонны плоскостями, проходя-

щими через начало и конец зазора между

ПЭД

и эксплуатационной колонной; F —

нормальное сечение скважины плоскостью,

проходящей

через верхний край всасыва-

ющей сетки насоса; О — сечение колонны

подъемных труб плоскостью, проходящей

через

торец ловильной головки насоса;

— устьевое сечение колонны подъемных

труб;

/, / — сечения выкидной линии

скважины перед штуцером и за ним; К —

сечение

выкидной линии в месте присое-

динения ее к емкости 16.

Участки движения жидкости: АВ — пласт;

СД

— эксплуатационная колонна; ЛЕ—

зазор

между эксплуатационной колонной

ПЭД; FO —

насос;

СЯ —колонна подъ-

емных труб; /У —штуцер; //С —выкидная

В работе условно принято, что сечение устья и оси начала выкидной линии и

устьевого штуцера лежат в одной плоскости.

244

ле скважины на отметке кровли пласта; Q

m су

— дебит жидкости из скважины,

приведенный к стандартным условиям; a, b — коэффициенты, определяемые

при

исследовании на приток. При линейной связи

между

Ар=р„

—р

а«

Qm су Qn су = Я(Рпл

—Рзаб),

(VI.17')

где К — коэффициент продуктивности скважины.

В эксплуатационной колонне скважины физико-химиче-

ские

свойства фаз вследствие постепенного снижения давления и температуры

по

направлению движения потока непрерывно меняются и особенно на

участ-

ке,

где давление меньше давления насыщения жидкости газом; процесс выде-

ления

растворенного в жидкости газа можно считать практически равновес-

ным,

Аф=1; сепарации свободного газа из продукции не происходит, &

=0;

действительное давление насыщения жидкости нефтяным газом практически

равно равновесному,

ДН

ас=Рнас;

газовая фаза распределена в жидкости

всегда

в виде мелких пузырьков, а внутренняя жидкость во внешней, как

правило,

в виде капель сравнительно крупного размера, т. е. двухфазные по-

токи

имеют пузырьковую или капельную

структуру,

а трехфазные — капельно-

пузырьковую. Вязкость потока определяется вязкостью жидкости, являю-

щейся

внешней фазой в потоке. Потерями давления на гидравлическое трение

на изменение кинетической энергии потока в эксплуатационной колонне

практически

всегда

можно пренебречь.

В зазоре

между

эксплуатационной колонной скважи-

ны

и погружным электродвигателем физико-химические свой-

ства продукции остаются практически неизменными ввиду небольшой длины

этого участка, соответствующими средней температуре- и среднему давлению

зазоре. Потерями давления на гидравлическое трение и на изменение ки-

нетической энергии по той же причине

всегда

можно пренебречь.

В насосе движение продукции скважины характеризуется непрерыв-

ным

возрастанием давления и температуры в потоке, вследствие чего

физико-

химические свойства фаз потока непрерывно меняются и особенно на той

части пути, где давление ниже давления насыщения жидкости газом. При

расчете параметров потока в насосе процесс растворения газовой фазы в жид-

кости

по мере продвижения продукции от

входа

в насос к

выходу

из него

практически

всегда

неравновесный, т. е.

всегда

£ф

<1 и

£ф

<1;

коэффи-

циент

сепарации обычно больше нуля:

>0,

хотя иногда может быть и рав-

ным

нулю; действительное давление насыщения жидкости газом может быть

меньше,

больше и равно равновесному в зависимости от сочетания значений

и кф. При Аф, существенно меньшем единицы, а к

, близком к нулю;

Рл нас>Ряас; при £ф, близком к единице, a k

, существенно большем нуля,

Рдяа

</'нас;

при определенном сочетании значений £ф и k

возможно

Рдна

=Рнас

Структура двухфазного и трехфазного потоков в каналах на-

соса

всегда

характеризуется высокой степенью дисперсности внутренней фа-

зы

(внутренних фаз), т. е. для двухфазных потоков она пузырьковая или

эмульсионная,

для трехфазных — эмульсионно-пузырьковая.

Ввиду

высокой

скорости сдвига (у i=3 1000 с-

) движущаяся в каналах насоса среда пред-

ставляет собой практически ньютоновскую жидкость.

В колонне НКТ продукция скважины движется, как и в эксплуата-

ционной

колонне, при непрерывном снижении давления и температуры, а сле-

довательно, при непрерывном изменении физико-химических свойств фаз —

особенно на части пути, где

р<р

нас Благодаря тому что на основной ча-

сти пути средняя скорость потока в колонне подъемных

труб

невелика, про-

цесс выделения растворенного в жидкости газа в свободное состояние можно

приближенно

принять равновесным и £ф=1. Значение же k

следует

при-

нять

таким же, как и при движении продукции через насос, т. е. по (VI. 13),

полагая Ь

и (5

вх в ней соответствующими давлению и температуре у

входа

насос. В связи с тем, что для колонны НКТ

всегда

кф—\, a k

обычно

больше 0, действительное давление насыщения жидкости газом, как правило,

меньше равновесного. При k

=0 может быть р

ас=Рнас

Структурные фор-

мы потока в колонне НКТ отличаются наибольшим разнообразием, а в рео-

логическом отношении движущаяся в ней среда

ведет

себя часто как ненью-

245

тоновская.

При

расчете градиента давления изменением кинетической энергии

потока,

как

правило, можно пренебречь,

потери гидравлического трения

необходимо учитывать.

Выкидная линия скважины характеризуется

тем, что

разность

давлений

на ее

концах сравнительно небольшая независимо

от

дебита

жид-

кости

скважины

определяется

основном давлением

замерной установке

разностью геометрических отметок уровня жидкости

в ней и

устья сква-

жины.

По

этой причине давление

начале выкидной линии

или

давление

устьевом сечении колонны НКТ рекомендуется принимать

по

опыту эксплуа-

тации

скважины

предыдущий период, если только давление

системе

нефтеводогазосбора осталось неизменным

или

равным давлению

начале

выкидной

линии соседней скважины

примерно одинаковым дебитом

и под-

ключенной

к той же

замерной установке,

что и

рассматриваемая.

Для

промыслов, расположенных

на

равнине, давление

на

устье

скважины может

быть принято приблизительно равным давлению

замерной установке.

В штуцере течение характеризуется: тонкодисперсностью струк-

туры

ньютоновским характером

ее

благодаря высокой скорости потока

малому диаметру отверстия штуцера; двумя режимами движения продук-

ции—

докритическим, когда скорость истечения меньше скорости звука

про-

дукции,

критическим, когда скорость истечения равна критической; резким

снижением

давления

на

малой длине.

ТЕМПЕРАТУРА

ПОТОКА

НА

РАЗЛИЧНЫХ

УЧАСТКАХ

ПУТИ

ДВИЖЕНИЯ

ПРОДУКЦИИ

СКВАЖИНЫ

При

движении продукции

пласте температура потока остается прак-

тически неизменной, равной температуре пласта

л в

зоне расположения

скважины.

стволе скважины,

так же как и в

колонне

НКТ,

температура

потока непрерывно снижается

основном вследствие отдачи тепла

окру-

жающие скважину горные породы,

также охлаждения потока

при

переходе

газа

из

растворенного состояния

свободное

расширения

его по

мере

снижения

давления

потоке.

На

пути движения продукции

зазоре

между

двигателем

эксплуатационной колонной,

также через насос темпера-

тура

продукции возрастает

за

счет нагрева

ее

теплом, выделяющимся двига-

телем

насосом

результате

неполного преобразования подводимой

к дви-

гателю

энергии

полезную

работу.

Температура потока

любом сечении

между

кровлей пласта

основа-

нием

двигателя насоса (приблизительная)

0,0034

0.79Г

cos

Гэк

7"пл-(£кл-^

20d26

,7)

;

(VI.

18)

(

ЭК

средняя

температура потока

зазоре

между

ПЭД

эксплуатационной

ко-

лонной

0,0034+

0.79Г

cos 9

средняя

температура продукции

насосе

0,0034

0,79Гсо

H / 1 0,5

(

температура потока

любом сечении колонны подъемных

труб

-т -IT 0,0034+ 0,79Г cos 9

*«т

— 'пл (^кп

^-вых)

246

0,0С34+0,79Г cos 8

)

где Z.

LBHI,

I— расстояния соответственно от устья скважины до кровли

пласта, ловильной головки насоса и рассматриваемого сечения в стволе сква-

жины

или в колонне подъемных

труб,

м; Г — средний геотермический гра-

диент скважины, градус/м;

Тал и 7"

о — температура горных пород на отметке залегания кровли пласта

нейтрального слоя (для нефтяных месторождений Коми АССР 7*

276,5—277;

Западной Сибири

276—280;

Пермской области, Башкирии, Та-

тарии и Куйбышевской области —

278—280,5,

Белоруссии =«282; Краснодар-

ского края и Чечено-Ингушской АССР

286—287;

Азербайджана, Казахстана

Средней Азии

285—293

К); L

i — расстояние от поверхности Земли до

нейтрального слоя горных пород (для перечисленных районов L

=к25

м);

к, dm — внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины и ко-

лонны

подъемных

труб

соответственно, м; 9 — средний

угол

между

осью

ствола скважины и вертикалью, градусы; Q

су— дебит жидкости из сква-

жины,

приведенный к стандартным условиям, м

/с; с — массовая теплоем-

кость откачиваемой из скважины продукции (VI.77), Дж/(кг-К);

т\

— к.п.д.

электродвигателя с гидрозащитой при работе в скважине; Н — напор, разви-

ваемый насосом, м; т)н — к. п. д. насосного

узла

погружного агрегата при

работе в скважине; g — ускорение свободного падения;

£=9,81

м/с

Значения

г|

, г\

к Н определяют в

результате

расчетов параметров

работы ПЭД и насоса, выбранных для эксплуатации скважины на заданном

режиме. В предварительных расчетах температур по

(VI.19)—(VI.21)

поль-

зуются ориентировочными значениями названных величин. Ориентировочное

значение г\

можно определить по уравнению

(VI.23)

где

QH<

су — дебит жидкости скважины при стандартных условиях, м'/с

К.

п. д. насоса можно установить исходя из паспортного номинального

к.

п. д. насоса т)

п:

0,71Q

(VI.24)

значения параметра

* пл

учитывающего вязкость откачиваемой продукции. Если

5^47950,

то

TiH=0,85tiH

(VI.26)

или

т)*

*0,Зт)

(lg

В—1,82),

(VI.27)

где Q

п — номинальная подача насоса по паспортной характеристике, м

/с

(за

принимаем подачу, равную или ближайшую большую из ряда зна-

чений

номинальных подач УЭЦН, которые

могут

быть спущены в скважину

с заданным диаметром эксплуатационной колонны для отбора из нее задан-

ного дебита Qm су);

<в

— частота вращения вала насоса, 1/с;

со=яп/ЗО;

п—

номинальная

частота вращения вала насоса, об/мин; р

пл — средняя плот-

ность продукции, движущейся в межлопаточных каналах насоса, кг/м

; ори-

ентировочно принимаем ее равной плотности жидкости при давлении насы-

щения

нефти газом и температуре пласта:

Рн

су + ?г су/"н нас + Рв су Рв су/(1 Рв су) .

Рж

пл = и лГа /(1 _ о \ ' (

н нас т рв су/ (

рв су)

247

Цж

пл

—

среднее значение кажущейся вязкости продукции

насосе, Па-с.

Напор

насоса

(VI.19)

—

(V.21)

достаточным приближением можно

принять

по

формуле ОКБ БН

-- (Aa6-/»

)-160ir

(l-p

BCy

)( 1-1/

Jl "

(VI.29)

где

аас

—

газовый фактор

по

нефти, м

/м

;

аб

— соответственно дав-

ление

стволе

скважины

на

отметке

кровли

пласта,

т. е.

забойное давление,

и давление

устьевом

сечении колонны

подъемных

труб,

Па;

ас— рав-

новесное давление насыщения нефти газом,

Па; L

—

расстояние

от

устья

до кровли

пласта

по

вертикали,

м; d —

внутренний

диаметр

НКТ,

м; |5

су—

объемно-расходная доля

воды

добываемой

из

скважины жидкости

при

стандартных

условиях.

НЕКОТОРЫЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА

ФАЗ

И ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ

СКВАЖИНЫ

При

оценке теплофизических свойств отдельных

фаз и

продукции сква-

жины

целом при подборе УЭЦН

по

предлагаемой методике рекомендуется

пользоваться следующими определениями

формулами, поскольку общепри-

нятых рекомендаций,

как

правило,

не

имеется.

Объемное количество нефтяного газа, растворенного

при

давлении

р и

температуре

Т в

единице объема сепарированной при стандартных условиях

нефти

до

состояния фазового равновесия

приведенного

стандартным

условиям, будем определять

по

эмпирическому уравнению (м

/м

при

= щр\

(VI.30)

при р^рнао

—

по уравнению

Гннас

= «А

(VI.30')

При движении продукции скважин

через

насос

и по

колонне НКТ

в ус-

ловиях неравновесного массообмена объемное количество

газа,

растворенного

в нефти

при

давлении, меньшем давления насыщения, можно определить

по

уравнению

Л,

= т

[/£

„(/

/Ч1

•

)

где рвх

—

давление

скважине перед входом продукции

насос;

/п

, п

—

экспериментальные коэффициенты, определяемые обработкой данных иссле-

дования пробы пластовой нефти;

при

отсутствии результатов исследования

пластовой нефти значения

и п

можно определить обработкой кривой

Гв=Г

(р), которая должна быть предварительно рассчитана

по

формуле

=Г

ввлс

-Гв

ев,

(VI.32)

где Гннао—количество газа, растворенного

нефти

при

температуре

Т и

давлении насыщения р

, приведенное

стандартным условиям, м

/м

;

ев—

количество газа, выделившегося

из

нефти при р<ряас

и той же

температуре,

приведенное

стандартным условиям, м

/м

Значение

ев можно приближенно установить

по

формуле

К. Б.

Аши-

рова

и В. Л.

Данилова

29• 10-

су

— 0,0231,

5,785—

су

Ю-

[4,5 —

0,00354(7"—

293)],

248

где Го — газовый фактор однократного разгазирования нефти при стандарт-

ных условиях

(/\|=/"ннае),

/м

; рясу — плотность дегазированной нефти

при

СУ, кг/м

; Д

— относительная плотность газа (по

воздуху);

Т—темпе-

ратура,

К; Рт—текущее давление при температуре Г; р

ао т — равновесное

давление насыщения нефти газом при температуре Т. Значение р

ас т при

температуре Т, которая может отличаться от пластовой и определяется по

формуле М. Д. Штофа, Ю. Н. Белова и В. П. Прончука

Гпл-7-

0,753?,,

где рвас — равновесное давление насыщения нефти газом при температуре

пласта, МПа; Т

ал

и Т — пластовая и заданная температуры, К; Ус,

Уц

—

объемные доли метана и азота в попутном газе при СУ.

Объемное количество попутного газа, растворенного при р и Т в единице

объема попутной воды до состояния фазового равновесия, приведенное к стан-

дартным условиям:

при

р<рнас

=а.гр;

(VI.33)

при

р^грнас

Гв нас=агРнао

(VI.34)

Объемное количество попутного газа, растворенного при р<рд нас в еди-

нице

объема попутной воды, когда фазовое равновесие в потоке не имеет

места,

(р—p

i)],

(VI.35)

где а

— среднее значение коэффициента растворимости попутного газа в во-

де при заданной температуре; значение а

определяется по газовому факто-

ру Г

нас пластовой воды и давлению насыщения р

ас из (VI.34). Если

Гв нас для данной скважины неизвестно, можно приближенно принять а

15-10-

/(м

-Па).

Действительное давление насыщения жидкости' в продукции скважины

находят решением уравнения относительно р

нас

"г .

-И

г3зсу U—*с) „ „ „

ДНЭС

VMlb)

й«= к

(Р^-PD + Р

«гЗвсу

Г1 — fe Афв I

+„

,)_'. ) -J— (Лас- р

) + Г" Лх '

(VI.36)

prey/ L

фн

ф и J

Объемный коэффициент нефти, т. е. отношение объема нефти с раство-

ренным

в ней газом при заданных р и Т к объему, который занимает та же

нефть,

но сепарированная при СУ, при равновесном массообмене

между

нефтью и попутным газом

т„р"

если p<Aiac

(VI.37)

,ac

если р^яр

1ЛС

;

(VI.37')

при

неравновесном массообмене

'Принято,

что давления насыщения нефти и попутной воды попутным газом оди-

наковы.

249

[р

фн

(/Л-/>""„)],

если

/></>

днас

(VI.38)

нас

ГП

[/>"»

*ф

(Лс -/>"<")]

еслн

Р2*Рянас

(VI.38')

где

ть, пь —

эмпирические постоянные, определяемые

результате обработки

данных исследования пластовой нефти

по

стандартной методике;

при

отсут-

ствии необходимых экспериментальных материалов приближенно

ть и пь

можно найти обработкой кривой b

(p), рассчитанной предварительно

по

формуле

И. И.

Дунюшкина,

Е. М.

Константинович,

В. П.

Павленко.

=1+ЛГнн«е+ан,(Г—293)— 6,5-10-

Риас,

(VI.39)

где

Я=10-*[4,3(Ч-О,858рг

су

-\-5,2

10-»Гп

нас(1—1,5-10-

Л,

нас)—

3,5X

ХЮ-

р„оу],

(VI.40)

10-

(3,083

—

2,638-10-

су

780

су

860;

a>iT==

10-

(2,513—

1,975-

Ю-

нсу

* '

860<р

нсу

<960,

где рнас

—

равновесное давление насыщения нефти, МПа;

су и р

су —

плотность дегазированной нефти

попутного газа

при

стандартных усло-

виях, кг/м

; Т

—

температура нефти,

К;

-Гн нас

—

количество растворенного

нефти газа

при

ас

и Т,

приведенное

стандартным условиям, м

/м

Плотность нефти, насыщенной растворенным газом,

рн=

~1^7i

Тт—7^7'

если р<Ря

(VI42)

( Т)

Рннас=

-7Г-Г -—=. Г—, если р^р

^, (WAV)

•Рнас

пл

— '

•"

где

нт

—

коэффициент температурного расширения нефти

(по

VI.41'),

1/градус;

Гпл и

—

температура нефти

пластовых условиях

и в

рассма-

триваемом сечении потока,

К; "i

—коэффициенты, определяемые обра-

боткой данных исследования глубинной пробы нефти

при

пластовой темпе-

ратуре;

при

отсутствии необходимх экспериментальных материалов прибли-

женные значения

/и

и n

можно найти обработкой кривой

=Рн

(р), пред-

варительно рассчитанной

по

формуле

?н= "^"(Рнсу

где

—

объемный коэффициент нефти

при

заданной температуре

потока

текущем давлении насыщения нефти газом, меньшем

или

равном

давлению насыщения нефти

при

пластовой температуре, определяемый

по

(VI.39)-(VI.41).

Плотность воды

будем

определять, пренебрегая давлением,

по

формуле

Рв

1 +

10-

(Г

—

273)[0,269(Г

—

273)°.•"

—

0.8J

lvl.44j

где рво

—

плотность воды

при

нормальных условиях;

Г —

температура

во-

ды,

К.

нт

можно

найти

также

по

(VI.83).