p>
Гирлове тиск, МПа
Р у
7,0
6
Тиск насичення, МПа
Р нас
27,4
7
Щільність пластової нафти, кг/м 3
r НПЛ
669
8
Щільність нафти дегазованої, кг/м 3
r нд
883
9
В'язкість нафти дегазованої, мПа В· с
m нд
2,84
10
Обводненість продукції,%
n
0,32
11
Щільність пластової води, кг/м 3
r ВПЛ
1100
12
Газовий фактор, м 3 /т
Г
231,4
Визначимо коефіцієнт розчинності
= 231,4 В· 0,883/(27,4-0,1) = 7,48 МПа -1
В
2.4 Гідравлічний розрахунок руху газорідинної суміші в свердловині за методу Ф. Поетмана - П. Карпентера
1. Приймаються величину кроку зміни тиску, відповідно число задаються тисків n = 21. p> 2. Розраховуємо температурний градієнт потоку
В
де - середній геотермічний градієнт свердловини, Q ж ст - Дебіт свердловини по рідині при стандартних умовах; D Т - Внутрішній діаметр колони НКТ, м.
3. Визначаємо температуру на гирлі свердловини
В
5. Розрахуємо залишкову газонасиченість нафти (питомий об'єм розчиненого газу) в процесі її розгазування. Наприклад, при Р = 10 МПа і Т = 267,5 К.:
;
В
6. Визначимо щільність газу, що виділився при Р = 10 МПа і Т = 276, 5 К.:
;
де ; <В
;
7. Знаходимо відносну щільність розчиненого газу, що залишається в нафті при Р = 10 МПа і Т = 267,5 К:
;
8. Розрахуємо об'ємний коефіцієнт, попередньо визначивши питомий прирощення обсягу нафти за рахунок одиничного зміни її газонасиченості л (Т), і температурний коефіцієнт об'ємного розширення дегазованої нафти б н при стандартному тиску:
;
;
;
9. Визначаємо коефіцієнт сверхсжімаемості газу за такими залежностями
В
де Т пр і р пр - відповідно наведені температура і тиску визначаються за такими формулами
В В В
10. Обчислюємо питому обсяг газорідинної суміші при відповідних термодинамічних умовах. Наприклад, при термодинамічних умовах Р = 10 МПа і Т = 267, 5 К, питома обсяг буде
В
11. Визначаємо питому масу суміші при стандартних умовах
В
12. Розраховуємо ідеальну щільність газорідинної суміші
В
13. Визначаємо кореляційний коефіцієнт незворотних втрат тиску
В
14. Обчислюємо повний градієнт тиску в точках з заданими тисками, менше, ніж р нас . Наприклад, градієнт в точці, що відповідає тиску р = 7 МПа
В
15. Обчислюємо dH/dp
16. Проводимо чисельне інтегрування залежності dH/dp = F (p), в результаті чого отримуємо розподіл тиску на ділянці НКТ, де відбувається протягом газорідинного потоку. br/>
2.5 Техніко-економічне обгрунтування способу експлуатації свердловини і вибір свердловинного обладнання та режиму його роботи
Дана свердловина експлуатується фонтанні способом. Це пов'язано з високим газосодержания нафти 231,4 м 3 /т, тиск на вибої свердловини менше тиску насичення нафти газом тому фонтанування газліфтного. Свердловина відноситься до високо дебітним (, обводненість продукції на даний момент 0,34%), тому переклад на інший спосіб експлуатації на даний момент не доцільне.
Висновок
У процесі виконання курсового проекту мною були виконані розрахунки освоєння свердловини, умов фонтанування, розподілу тисків в насосно-компресорних трубах і експлуатаційній колоні, був обраний спосіб експлуатації, закріплені знання з таких дисциплін як нафтогазопромислового обладнання, експлуатація нафтових і газових свердловин, розробка нафтових і газових свердловин, гідравліка.
Найбільш доцільно експлуатувати свердловину фонтанні способом.
...
