Головна сторінка Випадкова сторінка КАТЕГОРІЇ: АвтомобіліБіологіяБудівництвоВідпочинок і туризмГеографіяДім і садЕкологіяЕкономікаЕлектронікаІноземні мовиІнформатикаІншеІсторіяКультураЛітератураМатематикаМедицинаМеталлургіяМеханікаОсвітаОхорона праціПедагогікаПолітикаПравоПсихологіяРелігіяСоціологіяСпортФізикаФілософіяФінансиХімія |
Статистичні таблиці, їх види та правила побудови.Дата добавления: 2015-08-27; просмотров: 720
Плотность идеальной смеси ри можно определить либо через β по формуле (VII.25), либо через газовый фактор r при заданных термодинамических условиях в сечении по формуле (VI 1.26). Для вычисления r и β необходимо знать объемные расходы газа V и жидкости q, которые зависят от давления, температуры, растворимости газа и объемного коэффициента нефти. Возможно прямое определение ри по известным исходным данным как частное от деления массы ГЖС на ее объем при заданных термодинамических условиях: ри = М/V, (VI 1.64) М — масса всех компонентов (воды, газа и нефти), приходящихся на 1 м3 товарной нефти; V — объем тех же компонентов при заданных термодинамических условиях. Масса всех компонентов при стандартных условиях определяется по формуле М = рн + ГоРо + AрВ) (VII.65) где рн — плотность товарной нефти; Г0 — полный газовый фактор (при полной дегазации нефти) (м3 газа на 1 м3 товарной нефти); ро— плотность газа; А—число кубометров попутной воды, приходящейся на 1 м3 товарной нефти; рв — плотность попутной воды при стандартных условиях. Объем этой смеси при заданных термодинамических условиях будет равен (VII.66)
где bн — объемный коэффициент нефти; Г0 — полный газовый фактор; Vpr — объем газа, находящегося в растворенном состоянии и приведенный к стандартным условиям (ро, Т0); ро, Т0 — атмосферное давление и абсолютная температура, при которых определяют Г0; р, Т — абсолютное давление и температура в рассматриваемом участке потока ГЖС; z — поправочный коэффициент на сжимаемость газа; bв — объемный коэффициент воды. В то время как масса М при движении ГЖС по трубам в скважине остается неизменной, ее объем V непрерывно изменяется вследствие изменения давления, температуры, объемных коэффициентов bн и bs, коэффициента z. При расчетах процесса движения ГЖС в вертикальных трубах доминирующее значение в уравнении баланса давлений имеет величина ри, обсловливающая 80—95 % общего перепада давления. Поэтому ее вычисление должно проводиться с наибольшей точностью. Объемный коэффициент нефти bп существенно зависит от количества растворенного газа.. Обычно bн определяют при исследовании глубинных проб в процессе их разгазирования при комнатной и при пластовой температурах. При этих исследованиях получаются данные и о количестве растворенного или выделившегося газа (рис. VII.11). По стволу скважины температура уменьшается по мере приближения ГЖС к устью. Поэтому путем интерполяции между линиями bн(р) для комнатной и пластовой температур может быть приближенно получена кривая bн(р) с учетом уменьшения температуры по стволу скважины. При машинном расчете процесса движения ГЖС удобно кривую bн(р) аппроксимировать каким-либо уравнением, например вида y = axh, и вводить эту функцию в память машины. Зависимость bн(р) может быть также введена и в виде таблицы. В этом случае ЭВМ будет отыскивать необходимые значения bн интерполяцией табличных данных. Если имеются результаты исследования процесса дегазации нефти при пластовой и комнатной/температурах, то расчетная кривая Vрг(р), как и в первом случае, может быть найдена интерполяцией (рис. VII. 12), учитывающей уменьшение температуры. По расчетной кривой для заданного давления определяется количество растворенного газа (на рис. VII. 12) показано стрелкой). Как и в первом случае, расчетная кривая VРГ(p) может быть аппроксимирована уравнением и введена в память машины при машинном счете или задана таблицей. Следует отметить, что ошибки при расчете кривых распределения давления по стволу скважины, вызванные неточностями в определении bн(р) и Vpr(p), невелики и составляют единицы или даже доли процента. Поэтому во многих случаях величину Vрг допустимо определять по закону Генри через коэффициент растворимости а, считая, что Vvr = ap — при малых давлениях на устье скважины или Vpr=V0 + ap — при больших давлениях на устье. Линеаризируя кривую Vpr(p) в области предполагаемого изменения давления по стволу скважины. Здесь V0 — отрезок, отсекаемый на оси ординат при аппроксимации кривых VPr(p) прямой линией (рис. VII.13) для интервала изменения давления от давления насыщения раас до давления на устье ру. Многочисленные измерения температуры по стволу реальных скважин показывают, что закон изменения температуры Т от глубины х близок к линейному Т = а + bх. При заданных температурах на забое Тп и устье Ту коэффициенты а и b определяются следующим образом (здесь Т— абсолютная температура) а = Ту- b=(TП -Ту)/Н, где Н— глубина забоя скважины. Тогда Т (х) = ТУ+(TП -Ту)/Н* х. (VI1.67) По этой формуле достаточно точно может быть определена температура для любого сечения, находящегося на глубине х. Для этой же цели могут быть использованы термограммы Т (Н), снимаемые скважинными термографами в работающих скважинах. Величины Ту зависят, кроме прочего, еще и от дебита скважины, который может быть неизвестным. Ошибки, возникающие при этом, малы. Поэтому Ту может быть принята ориентировочно в пределах значений, имеющих место на данном месторождении. Существ/ют аналитические методы расчета распределения температурь/ восходящего потока жидкости по НКТ с учетом температурного градиента, которые могут быть использованы для уточнения температуры на устье скважины. Величина z, входящая в формулу (VI 1.66), определяется через приведенную температуру Тпр и приведенное давление рпр по известным кривым Брауна для углеводородных газов. Для той же цели может быть использована формула, предложенная А. 3. Истоминым и имеющая вид z= 1-0,01 (0,76 Т 3 пр-9,36ТПр + 13)(8-рпр)рпр, (VII.68) где Тпр = Т/ТКр — приведенная температура; рпр =Р/рКр — приведенное давление. Формула Истомина является очень хорошей аппроксимацией кривых z(Тпр, рпр) Брауна и может быть рекомендована для расчетов, особенно при использовании ЭВМ. Объемный коэффициент воды bе вследствие малой сжимаемости воды (около 1:20000) и малой растворимости газов практически не отличается от единицы и может быть принят постоянным в пределах bв=1,02—1,04, причем при изменении температуры на 15-25 °С следует принять меньшее значение (bВ=1,02—1,025), при изменении температуры на 25—50 °С можно принять большее значение (bВ= 1,025—1,40). Таким образом, используя формулы (VI 1.64), (VII.65) и (VII.66), можно определить плотность идеальной ГЖС для любых термодинамических условий, т. е. для любого сечения НКТ при движении по ним ГЖС, или для любого элементарного участка НКТ при предположении, что в пределах этого участка существует среднее давление рср и средняя температура ТСр.
|