Объем жидкости в скважине W = 5,97 м³. Расход реагента на первичную обработку определяем по формуле
кг.
Дозирование реагента производится в скважину за время больше чем время под t_об в системе.

Определяем время подъема жидкости рассчитанного объема по формуле
ч.

В нашем случае t_об = 0,44 ч. Принимаем время дозировки Т = 1,2 ч.

Определяем расход ингибитора при постоянной дозировке в скважину.

Доза ингибитора определяется по закону концентрирования по формуле
мг/л.
Расход ингибитора определяется по формуле
кг/ч  7,92 кг/сут.  2890,8 кг/год.
Результаты расчета необходимого объема ингибитора коррозии марки НАПОР-1012 в скважины-кандидаты Миннибаевской площади, эксплуатация которых осложнена наличием коррозии во внутрискважинном оборудовании, показаны в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2 – Результаты проектирования применения рекомендуемого ингибитора коррозии НАПОР-1012 для скважин-кандидатов Миннибаевской площади

№ скважины	Объем жидкости в скважине, м3	Время подъема жидкости рассчитанного объема, ч	Доза ингибитора коррозии, мг/л	Расход ингибитора коррозии, кг/сут
*226	5,97	0,44	25	7,92
*278	6,48	0,49	25	19,62

Критериями выбора объектов испытания являлись сильноагрессивная среда, частые отказы и низкие наработки скважин по причине коррозии ГНО. Основной акцент был сделан на среднедебитные скважины, но помимо них технология также рекомендуется к испытаниям на высокодебитной скважине, для всесторонней оценки ее эффективности.
3.2 Подбор оборудования для осложненных коррозионными процессами скважин промыслового объекта

Проведен расчет распределения давления по стволу осложненных коррозией глубинно-насосного оборудования скважин Миннибаевской площади [32] с целью определения оптимальной глубины спуска насоса. Для определения глубины спуска насоса рассчитаем распределение давления в стволе скважины [34]. Для расчета распределения давления в вертикальных трубах круглого сечения используется методика Поэтмана-Карпентера, для кольцевых каналов – метод П.Баксендела. [34] Для определения распределения давления в колоне НКТ, где течение происходит в кольцевых каналах, образуемых колонной НКТ и колонной насосных штанг, воспользуемся методом П. Баксендела [34]. Расчет производим «сверху-вниз». Исходные данные по скважинам показаны в таблице В.1 Приложения В. Методика расчета показана также в Приложении В.

---

Принимаем величину шага изменения давления:

∆Р= 0,1∙8,4= 0,84 МПа

определяем общее число шагов:

N = (8,4 – 0,7) / 0,84 = 9.

Задаваемые давления:

,



Общее число значений давления

n=N+1=9+1=10.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу В.1 Приложения В.

Температурный градиент потока:

Диаметр эквивалентный и геотермический градиент скважины:




Температура жидкости в условиях устья скважины:

Т_у = 310 - 0,019 ∙1898 = 281,1 К;

4. Температура жидкости при заданных давлениях:

Т₁ = Т_у=281,1 К
.

Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.
5. Текущее равновесное давление насыщения при :



Удельный объем выделенного газа, приведённого к нормальным условиям:

;
;
;
.
Остаточная газонасыщенность нефти в период её разгазирования:



Относительная плотность газа:





Относительная плотность растворённого газа в нефти при разгазировании:



Объемный коэффициент

---

, удельное приращение объема нефти и температурный коэффициент объемного расширения нефти :

1/градус



Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

Коэффициент сжимаемости газа, приведенные параметры газа.

При Р=0,7 МПа, Т=281,1 К:



;

;
если 0 ≤ Р_пр≤ 1,45 и 1,05≤ Т_пр<1,17:

.

Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

6.Удельный объем ГЖС для определенных термодинамических условий:

Если на устье Р_у=0,7МПа, Т_у=281,1 К
.
Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

7. Удельная масса жидкости - стандартные условия:



Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

8. Идеальная плотность ГЖС в условиях устья скважины:
;

Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

9. Корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:

.

10. Градиент давления в точках с заданными давлениями до величины р_нас для условий устья скважины:



11. Приведенная скорость жидкости при р ≥ р_нас:

.

12. Число Рейнольдса однофазного потока жидкости при Р=8,3МПа:



13.Коэффициент гидравлического трения потока:

---

14. Градиенты давления в сечениях при р ≥ р_нас:



15. Вычисляются показатели .

Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

16. Положение сечений с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:

Р₁ = Р _у= 0,7МПа; Н = 0;
Р₂ = 1,5 МПа; Н=(9,1-0,7)·(187+135)/2·10=135,62 м;

Р₃=2,4 МПа; Н=0,84[(187+113)/2+135]=240,40 м.
Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В.

Расчётный участок, по которому движется ГЖС, L_гжс = 1000 м.

17. Результат расчета - в таблице В.1 Приложения В используется кривая распределения давления в скважине (рисунок 3.1.1, кривая 1).

Для определения распределения давления в колоне НКТ, где течение происходит в трубах круглого сечения ( ), используется методика Поэтмана-Карпентера [34]. Расчет производим «снизу-вверх». Методика представлена в Приложении В.

1. Шаг изменения давления:

∆Р= 0,1∙12 = 1,2 МПа;

Общее число шагов:

N = (12 – 0,7) / 1,2 = 8.

n=N+1=8+1=9.



и т.д.

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

2. Температурный градиент потока:



3. Температура жидкости в условиях устья скважины:

Т_у = 310 - 0,017 ∙1898 = 281,1 К

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

4. Температура потока для всех значений давления:

;

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

5. Текущее равновесное давление насыщения при :



Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

Удельный объем выделенного газа:

;

---

;

;

.

Остаточная газонасыщенность нефти при разгазировании:



Относительной плотности выделившегося газа:





Относительная плотность растворённого газа в нефти:



Объемный коэффициент , удельное приращение объема нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности и температурный коэффициент объемного расширения нефти :



1/градус

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.


Коэффициент сжимаемости газа, а также приведенные параметры газа при параметрах потока жидкости Р=12 МПа, Т=310 К:



;

;

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

Если 1,45 ≤ Р_пр≤ 4 и 1,05≤ Т_пр< 1,17

.

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

6. Удельный объем ГЖС для термодинамических условий Р = 12 МПа, Т = 310 К:

.

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

7. Удельная масса смеси:

---

Смотрите также файлы

• Что мир знает о твоей стране.docx

• Тема Кр 1.docx

• 1. 1916 жылы лт азатты озалысты ірі орталыы.docx

• Анализ воспитательной работы в 1 и 3 кл за 2018 2019 учебный год.docx

• Разработка урока по литературе Поэтический мир Марины Цветаевой.docx