Алгоритм расчета кривой распределения давления в добывающей скважине

1.Подготавливают исходные данные: () – дебит жидкости при стандартных условиях (дебит дегазированной нефти), м³/сут; – объемная обводненность жидкости при стандартных условиях; – давление на устье скважины

(при этом расчет ведется «сверху вниз» или – забойное давление (при этом расчет ведется «снизу вверх», МПа; – пластовая температура¸ К; глубина скважины, м; – глубина спуска колонны НКТ или насоса, м; глубина точки ввода газа при газлифтной эксплуатации, м; угол отклонения скважины от вертикали, градус; удельный расход газа при газлифтной эксплуатации, приведенный к нормальным условиям, м³/ м³; – внутренний диаметр НКТ,м; – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; – плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м; – динамическая вязкость дегазированной нефти, МПа с; – давление насыщения при пластовой температуре, МПа; –газосодержание пластовой нефти (газовый фактор), м³/ м³; – плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях, кг/ м³; , – молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования; – плотность воды при стандартных условиях, кг/ м³; - концентрация солей, растворенных в воде, г/л.

При расчете распределения давления газосодержания пластовой нефти (газовый фактор) необходимо привести к нормальным условиям, используя следующую формулу:

= , (49)

где – газовый фактор при нормальных условиях, м³/ м³; – газовый фактор при стандартных условиях, м³/ м³

2. Рассчитывают ряд последовательных значений давления, соответствующих определенным глубинам. Для этого общий диапазон изменения давления ( – ) разбивают на интервалы с шагом

=0,1 , (50)

Здесь – конечное давление, МПа; начальное давление, МПа.

Число интервалов

N= – /(0,1 ). (51)

Соответственно рассчитанные давления

= , (52)

а ряд их последовательных значений

n=N+1. (53)

По формуле (52) знак плюс следует брать при расчете «сверху – вниз», знак минус при расчете «снизу вверх».

3.При известной пластовой температуре по формуле (9) вычисляют температуру на высоте ( – . Затем от этой высоты расчет ведут до устья по следующей формуле:

t(h)= . (54)

При этом высота принимается за начало отсчета, т е h=0.

Если известна устьевая температура, то расчет ведут по формуле (3) до глубины H = , принимая d = . При глубинах, больших

t(H) = . (55)

При этом глубина принимается за начало отсчета, т. е. H=0. Таким образом рассчитывают или .

4. Вычисляют температуру потока в скважине при соответствующих значениях давлениях :

= + /(), (56)

где пластовое или забойное давление, МПа.

5. Используя исходные данные по свойствам флюидов, рассчитывают физические свойства нефти, газа, воды или водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (). Для этого пользуются зависимостями, приведенными в первом разделе. В частности, рассчитывают ; плотности газа (38), воды (98), нефти (45) и водонефтяной смеси (жидкости) () (122); объемные расходные водосодержания (107); объемные коэффициенты нефти (41); вязкости нефти (52) или жидкости (125),(130), а также объемы выделившегося из нефти газа (62).

6.Рассчитывают объемные расходные параметры газожидкостного потока и при соответствующих термобарических условиях:

= (1 ) + , (57)

= ), (58)

где >0 при газлифтной эксплуатации и =0 при фонтанной и насосной эксплуатации.

7. Определяют объемные расходные газосодержания (38); приведенные скорости смеси (40); числа Фруда смеси (39); корреляционные коэффициенты и (41), (42) и (45); истинные газосодержания (37); плотности газожидкостной смеси (36); числа Рейнольдса по жидкости (47) коэффициенты гидравлического сопротивления (48).

8. Вычисляют градиент давления по (35) для сечения, соответствующего началу отсчета. При расчете «сверху вниз» таким сечением является устье скважины (H=0, T = , p = ).Затем рассчитывают градиенты давления в соответствующих сечениях потока с параметрами и .

9. Рассчитывают величины, обратные градиенту давления .

10. Вычисляют длину участков подъемника, по которым движется газожидкостная смесь в диапазоне изменения давления от до . Численное интегрирование величин ведут по формуле трапеций

= = ,

т.е. расчетная длина подъемника, соответствующая давлению , равна сумме приращений пропорциональных интервалам в рассматриваемом диапазоне давлений от до . Расчетная длина = при = определяет длину подъемника, по которой движется газожидкостная смесь (участок двухфазного потока), т.е. =

11.По результатам расчета строят кривую распределения давления в подъемнике p=f(H) на участке двухфазного потока.

12. Если глубина спуска подъемника больше , то на участке () движется однофазный поток (жидкость). Гидравлический расчет движения однофазного потока осуществляется по уравнению:

dp/dH= gcos + /(2 ), (60)

где скорость движения жидкости,м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывают по формуле (48), а по (47), подставляя вместо скорость движения .

Задача 9. Рассчитать кривую распределения давления и сопоставить вычисленное забойное давление с замеренным для газлифтной скважины, работающей со следующими параметрами:

Глубина скважины = 2550 м; диаметр эксплуатационной колонны = 0,146 м; пластовое давление = 13 МПа; дебит жидкости = 12 м³/сут; обводненность продукции B = 0.92; газовый фактор – 111.8 м³/м³; удельный расход газа(измеренный) =245 м³/м³; пластовая температура = 350 K; температура на устье = 282.2 K; диаметр подъемника =0,063 м; давление на устье =0.8 МПа.

Скважина эксплуатируется на месторождении Песчаный-море(Азербайджан). Основные физико-химические характеристики флюидов следующие:

Давление насыщения = 20,65 МПа; плотность дегазированной нефти =820,8 кг/м³; плотность пластовой нефти =726,1 кг/м³; объемный коэффициент нефти =1,329; вязкость дегазированной нефти при 20 ⁰С = 11,55 мПа с; вязкость пластовой нефти =2,86 мПа*с; плотность газа при нормальных условиях = 1,314 кг/м³; плотность воды в стандартных условиях =1042 кг/м³; вязкость воды в стандартных условиях = 1мПа с; объемное содержание метана в газе = 0,518.

Решение. Расчеты выполнены на ЭВМ по вышеприведенному алгоритму, а результаты представлены ниже.

p, МПа	0,8	2,03	3,26	4,49	5,72
H, м
p, МПа	6,95	8,18	9,41	10,64	11,87	12,8
H, м

Сопоставление расчетного = 12,8 МПа с замеренным = 12.3 МПа говорит о хорошей сходимости (ошибка составляет 4%), что допустимо при таких расчетах.