| Параметры | Давление Р, МПа | |||||||||
| 2,0 | 3,0 | 4,0 | 5,0 | 6,0 | 7,0 | 8.0 | 9,0 | 10,0 | 11,0 | |
| Т, К | 296,4 | 302,0 | 307,6 | 313,1 | 318,7 | 324,3 | 329,9 | 335,5 | 341,0 | 346,6 |
| Vгв, м3/м3 | 62,8 | 55,8 | 48,9 | 41,9 | 34,9 | 28,0 | 21,0 | 14,1 | 7,1 | |
| bн | 1,046 | 1,069 | 1,092 | 1,115 | 1,138 | 1,161 | 1,184 | 1,207 | 1,230 | 1,244 |
| ρн, кг/м3 | 830,8 | 821,7 | 812,6 | 803,6 | 794,5 | 785,4 | 776,3 | 767,2 | 758,1 | 752,6 |
| μн, мПа·с | 9,7 | 8,7 | 7,7 | 6,8 | 5,8 | 4,8 | 3,8 | 2,9 | 1,9 | 1,3 |
| z | 0,88 | 0,84 | 0,80 | 0,77 | 0,74 | 0,72 | 0,71 | 0,70 | 0,70 | 0,70 |
| ρг, кг/м3 | 27,69 | 42,05 | 56,98 | 72,13 | 87,20 | 101,88 | 115,88 | 129,00 | 141,02 | 147,68 |
| σнг, 10-3 Н/м | 21,5 | 18,8 | 16,4 | 14,2 | 12,2 | 10,4 | 8,7 | 7,1 | 5,7 | 4,4 |
| Qж, 10-3 м3/с | 1,162 | 1,188 | 1,213 | 1,239 | 1,264 | 1,289 | 1,315 | 1,340 | 1,367 | 1,382 |
| Vг, 10-3 м3/с | 7,118 | 4,454 | 3,118 | 2,327 | 1,813 | 1,457 | 1,196 | 0,999 | 0,844 | 0,767 |
| Vгкр, 10-3 м3/c | 3,230 | 3,260 | 3,292 | 3,324 | 3,356 | 3,388 | 3,420 | 3,452 | 3,484 | 3,503 |
| Структура | Проб-ковая | Проб-ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая | Пузырь ковая |
| φг | 0,758 | 0,702 | 0,6357 | 0,5487 | 0,4830 | 0,4257 | 0,3753 | 0,3314 | 0,2926 | 0,2715 |
| ρсм, кг/м3 | 221,8 | 274,4 | 332,2 | 402,3 | 452,8 | 494,4 | 528,5 | 555,7 | 577,5 | 588,4 |
| (dР/dH)тр ·103 МПа/м | 0,269 | 0,208 | 0,175 | 0,153 | 0,137 | 0,125 | 0,115 | 0,106 | 0,096 | 0,089 |
| (dР/dH)·103, МПа/м | 2,445 | 2,899 | 3,530 | 4,099 | 4,579 | 4,976 | 5,299 | 5,557 | 5,761 | 5,861 |
| dH/dp, м/МПа | 408,9 | 344,9 | 283,3 | 243,9 | 218,4 | 200,9 | 188,7 | 179,9 | 173,6 | 170,6 |
| H, м | 376,9 | 691,0 | 954,6 | 1185,7 | 1395,4 | 1590,2 | 1774,5 | 1951,2 | 2123,3 |
7. Вычисляем по формулам лабораторной работы № 2 коэффициент сжимаемости газа, предварительно определив по приведенные параметры газа. Например, для термодинамических условий устьевого сечения Р = 2,0 МПа, Т = 296,4 К
и т.д.
8. Определяем по уравнению состояния плотность газа при заданных условиях
9. Вычисляем поверхностное натяжение нефти на границе с газом
10. Определяем по (6, 7) расходы жидкой и газовой фаз
11. Рассчитываем по (34) критический расход газа
12. По (35 и 36) определяем структуру газожидкостного потока. Например в условиях устьевого сечения Vг > Vгкр - структура пробковая.
13. По (37 и 38) в зависимости от структуры потока рассчитываем истинную объемную долю газа в смеси
14. Вычисляем по (39) плотность газожидкостной смеси
.
15. Рассчитываем по (40) градиент давления, обусловленный трением и ускорением
16. Определяем по (5.41) общий градиент давления в соответствующем сечении колонны при движении газожидкостной смеси
17. Вычисляем величины dH/dp, обратные расчетным градиентам давления.
18. Численно интегрируем до (5.20) зависимость dH/dp = f (р), последовательно определяя положение сечений (точек) с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:
и т. д.
19. По результатам расчета (см. табл. 4) строим кривую распределения давления в колонне подъемных труб, которой оборудована газлифтная скважина (рис. 3.2, кривая 1). Откладывая на оси Н глубину установки рабочего клапана Lрк = 1200 м, определяющего положение точки ввода газа в НКТ, находим, что давление в этой точке при удельном расходе газа Rг = 78 м3/м3 составит Рвг = 6,1 МПа.
Рис. 3.2. Определение давления в точке ввода газа Pвг по расчетному профилю давления
в подъемной колонне (к задаче 13)
Подобная задача может быть решена и тогда, когда положение рабочего клапана неизвестно, для чего в дополнение к кривой 1, характеризующей распределение давления в НКТ выше точки ввода газа, необходимо рассчитать кривую распределения давления на участке НКТ, расположенном ниже точки ввода газа Rг = 0 (см. рис. 3.2, кривая 2). Гидродинамический расчет данного участка проводят начиная с сечения, соответствующего забою скважины (Рзаб, Тпл), по принципу «снизу - вверх». При этом предварительно по соотношению Рзаб и Рнас оцениваются возможные области однофазного и многофазного течения на рассматриваемом участке НКТ. Точка пересечения кривых а и в определит искомые параметры работы скважины Lрк и Pвг.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫПРИ ШТАНГОВОЙ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
В этом разделе при выборе оборудования ШГНУ применен принцип «от простого к более сложному». В начале приводится графический метод выбора оборудования по диаграмме А. Н. Адонина, далее приводятся аналитические методы определения режимных параметров работы ШГНУ: метод Муравьева И. М., Крылова А. П. и Оркина К. Г., позволяющий на основе простых формул получить основные параметры работы оборудования; далее следуют формулы А. Н. Адонина, А. С. Вирновского, Л. Г. Чичерова и другие, которые рекомендуются для уточненных расчетов оборудования и режимных параметров с учетом деформации колонны штанг и труб, сил трения и вязкости жидкости.