Определить минимальное забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины 2050 м; внутренний диаметр

Определить минимальное забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины 2050 м; внутренний диаметр НКТ 62 мм; противодавление на устье 0,7 МПа; давление насыщения 9,64 МПа; газовый фактор 84,4 м3/т; плотность пластовой нефти ρнпл = 780 кг/м3; плотность дегазированной нефти ρнд = 848 кг/м3; обводненность продукции nв = 32%; плотность пластовой воды ρв = 1140 кг/м3; азот в попутном газе отсутствует.

1. Определим коэффициент растворимости:
α=Г⋅ρнд103⋅Рнас-0,1⋅106=84,4⋅8489,64-0,1⋅109=7,50⋅10-6 Па-1
2. Определим эффективный газовый фактор
Гэф=Г-103⋅Ру⋅αρнд2⋅1-nв100 =
= 84,4-103⋅0,7⋅106⋅7,50⋅10-68482·1-32100 = 26,6 м3т .
3. Оценим среднюю плотность нефти по соотношению:
ρн= ρнд+ρн пл2=848+7802=814 кг/м3
4 . Далее рассчитаем среднюю плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника, используя массовую обводненность продукции по формуле:
ρж= ρн⋅1-nв100+ρв⋅nв100=
=814⋅1-32100+1140⋅32100=918,32 кг/м3
5. Определяем вспомогательную величину h:
h= Рнас-Руρж⋅g=9,64-0,7⋅106918,32⋅9,81=992,37 м
6

. Далее рассчитаем среднюю плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника, используя массовую обводненность продукции по формуле:
ρж= ρн⋅1-nв100+ρв⋅nв100=
=814⋅1-32100+1140⋅32100=918,32 кг/м3
5. Определяем вспомогательную величину h:
h= Рнас-Руρж⋅g=9,64-0,7⋅106918,32⋅9,81=992,37 м
6