Реферат: Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест

--PAGE_BREAK--


На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015 скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фонд составляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фонд составил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое – 73 скважины, в бездействии 163 скважины, скважин в освоении на 01.01.2008г. – нет.

Неработающий фонд составляют в основном скважины, оборудованные УЭЦН-50, УВННП-25, УЭЦН-30. При этом 30,3% скважин, оборудованных УЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин, оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.

Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициент эксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 и составил 0,968.

Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦН приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам



Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 — 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 – 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI– 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT— 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).

Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН



Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого фонда, от 50 до 80 — 4,15%, от 80 до 90 – 95,09%, от 90 до 99,9 – 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН, повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.

Рассмотрим теперь распределение скважин по дебиту Средние дебиты скважин изменяются в пределах от 18,5 до 443 м3/сут (по жидкости). Большинство скважин работают с дебитом до 50 м3/сут – 65,7%, от 50 до 100 м3/сут – 24,82%, а с дебитами от 100 до 443 м3/сут – 8,84 %.

Все сопутствующие графики и таблицы представлены в приложении.








2.2 Расчет процесса освоения скважины. Анализ данных исследований. Характеристика призабойной зоны


    продолжение
--PAGE_BREAK--2.2.1Расчет процесса освоения скважины
Исходные данные:





Решение:

Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена «тяжёлой жидкостью» — буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового давления (Рпл).

Наиболее распространённым видом освоения скважины является замена «тяжёлой жидкости» более «лёгкой», именуемой «жидкость замещения», и способствующей созданию перепада (разности) между пластовым и забойным давлениями – как условия притока жидкости:
<img width=«149» height=«25» src=«ref-1_1394899802-742.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
Рассматриваемая скважина заполнена глинистым раствором плотностью 1109 кг/м3.

В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения, удовлетворяющий условию притока жидкости. Если ствол скважины полностью заполнить этой жидкостью, то её плотность rжз определится из соотношения: <img width=«306» height=«40» src=«ref-1_1394900544-1397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">

Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости замещения дегазированную нефть данной залежи плотностью rнд = 903 кг/м3 и заполнить ствол скважины дегазированной нефтью полностью.

Закачка жидкости замещения будет производиться агрегатом
Табл.3



Данный агрегат имеет четыре передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости, выбираем Iпередачу характеризующуюся подачей 3,16 л/с (0,00316 м3/сек).
2.2.1.1 Прямая закачка

Рассмотрим случай прямой закачки, т.е. когда более лёгкая жидкость нагнетается в НКТ, а тяжелая жидкость вытесняется по межтрубному пространству.

При расчетах этого процесса необходимо определить потери на трение при движении глинистого раствора и нефти в НКТ и в затрубном пространстве (<img width=«55» height=«25» src=«ref-1_1394901941-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">).

Глинистый раствор вязкопластичная жидкость, то для оценки пластической вязкости η и предельного динамического напряжения сдвига τ0 используем формулы Б.С. Филатова:
<img width=«624» height=«44» src=«ref-1_1394902280-1965.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">

<img width=«473» height=«25» src=«ref-1_1394904245-1486.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">
Рассчитаем критическую скорость в трубе:
<img width=«423» height=«31» src=«ref-1_1394905731-1632.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">
Фактическую скорость бурового раствора в трубе:
<img width=«322» height=«51» src=«ref-1_1394907363-1761.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031">
Рассчитаем параметр Сен-Венана – Ильюшина:
<img width=«282» height=«50» src=«ref-1_1394909124-1612.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">
По графику [1, c.76, рис.3.1] определяем коэффициент <img width=«70» height=«25» src=«ref-1_1394910736-426.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">

Так как <img width=«88» height=«28» src=«ref-1_1394911162-437.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">, режим движения ламинарный, следовательно, потери на трение в трубе определяем по формуле:
<img width=«493» height=«50» src=«ref-1_1394911599-2144.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">
Для определения потерь на трение при движении в трубе нефти воспользуемся уравнением Дарси – Вейсбаха:
<img width=«182» height=«54» src=«ref-1_1394913743-1209.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">
<img width=«9» height=«25» src=«ref-1_1394914952-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037"> – коэффициент гидравлического сопротивления.

Рассчитаем число Рейнольдса:
<img width=«373» height=«49» src=«ref-1_1394915171-1733.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">
При <img width=«96» height=«25» src=«ref-1_1394916904-484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039"> коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Кольбрука:
<img width=«477» height=«49» src=«ref-1_1394917388-1901.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">
Соответственно потери на трение в трубе при движении нефти состявят:
<img width=«624» height=«80» src=«ref-1_1394919289-2696.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">
Расчет потерь на трение в кольцевом пространстве

Рассчитывается критическая скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре






<img width=«164» height=«48» src=«ref-1_1394921985-619.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">
где Reкр – критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле
<img width=«192» height=«29» src=«ref-1_1394922604-641.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">
где He= Re×Sen– параметр Хёдстрема.

Параметр Сен-Венана – Ильюшина для кольцевого зазора записывается в виде
<img width=«210» height=«45» src=«ref-1_1394923245-606.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">
а число Рейнольдса
<img width=«175» height=«52» src=«ref-1_1394923851-670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">
и тогда параметр Хёдстрема
<img width=«193» height=«50» src=«ref-1_1394924521-572.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">
Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
<img width=«338» height=«62» src=«ref-1_1394925093-981.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">




Параметр Хедстрема
<img width=«360» height=«50» src=«ref-1_1394926074-1703.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">
Критическое число Рейнольдса
<img width=«334» height=«28» src=«ref-1_1394927777-1320.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">
Число Рейнольдса при движении глинистого раствора
<img width=«384» height=«48» src=«ref-1_1394929097-1670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">
Так как Reгл 1< Reкр 1, то режим движения структурный

Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении бурового раствора определяются по формуле
<img width=«191» height=«52» src=«ref-1_1394930767-808.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">
где brI– коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина, который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется по формуле
<img width=«366» height=«69» src=«ref-1_1394931575-967.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">
по графику рис.3.1. [5] brI= 0,60




<img width=«229» height=«45» src=«ref-1_1394932542-597.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053"> МПа.
Для жидкости замещения
<img width=«431» height=«47» src=«ref-1_1394933139-1020.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">
потери давления на трение
<img width=«205» height=«54» src=«ref-1_1394934159-910.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">
поскольку ReжзI= 3682> Reкр = 2320,
<img width=«128» height=«44» src=«ref-1_1394935069-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">
и согласно
<img width=«256» height=«48» src=«ref-1_1394935446-689.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057"> МПа.
Суммарные потери напора на трение в кольцевом зазоре при закачке жидкости замещения на первой передаче составят
<img width=«191» height=«25» src=«ref-1_1394936135-352.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058"> МПа;






Весь процесс закачки

1). Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость замещения, считая от забоя, в кольцевом зазоре для случая, когда



<img width=«95» height=«31» src=«ref-1_1394936487-356.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059"> -
проверяется возможность неполного заполнения скважины жидкостью замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.

Давление на забое скважины в этом случае равно
<img width=«415» height=«25» src=«ref-1_1394936843-781.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">
Откуда
<img width=«231» height=«52» src=«ref-1_1394937624-984.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">
где Aкзгл и Aкжз – градиенты давления от гидравлических потерь при движении соответственно бурового раствора и жидкости замещения в кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:

·                   для структурного режима бурового раствора
<img width=«353» height=«47» src=«ref-1_1394938608-879.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062"> Па/м,
·                   для структурного режима жидкости замещения
<img width=«328» height=«48» src=«ref-1_1394939487-992.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063"> Па/м




и тогда
<img width=«292» height=«47» src=«ref-1_1394940479-812.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064"> м.
2) Расчёт давления закачки при равенстве забойного и пластового давлений
<img width=«424» height=«25» src=«ref-1_1394941291-820.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">

= (1160-885)*9,8(1414,5-639)+0,544+0,38+0,105=2,1 МПа;
это давление обеспечивается агрегатом АзИНМАШ-32м на любой передаче.

3). Расчёт объёма закачиваемой жидкости.

Очевидно, что объём закачиваемой жидкости складывается из объёма НКТ
<img width=«326» height=«44» src=«ref-1_1394942111-661.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> м3
и объёма части кольцевого зазора, заполненного жидкостью замещения
<img width=«395» height=«44» src=«ref-1_1394942772-931.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067"> м3,

<img width=«211» height=«24» src=«ref-1_1394943703-354.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068"> м3.
4).Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
<img width=«207» height=«47» src=«ref-1_1394944057-487.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069"> ч.




2.2.1.2 Обратная закачка

Забойное давление определяем
<img width=«409» height=«25» src=«ref-1_1394944544-739.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">
Откуда
<img width=«231» height=«52» src=«ref-1_1394945283-980.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">

<img width=«315» height=«47» src=«ref-1_1394946263-684.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> Па/м,

<img width=«286» height=«49» src=«ref-1_1394946947-664.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073"> Па/м

<img width=«288» height=«44» src=«ref-1_1394947611-931.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">

<img width=«461» height=«24» src=«ref-1_1394948542-835.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">
Объем жидкости закачки
<img width=«496» height=«39» src=«ref-1_1394949377-1147.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"> м3,
Продолжительность закачки:
<img width=«175» height=«44» src=«ref-1_1394950524-422.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> ч.
Вывод: сравнивая показатели прямой и обратной закачки, я выбрал прямую закачку, так как объем закачивающей жидкости и время закачки меньше, чем у обратной.




2.2.2 Характеристика призабойной зоны пласта
    продолжение
--PAGE_BREAK--Для оценки состояния ОЗП определим скин – фактор по методике Ван — Эвердинга и Херста.
Исходные данные:





<img width=«402» height=«226» src=«ref-1_1394950946-16297.coolpic» alt=«C:\Documents and Settings\Admin\Рабочий стол\2011-01-10_103101.png» v:shapes=«Рисунок_x0020_49»>
Решение:

1.                 Строим КВД в координатах ΔP– Lg(T):





<img width=«455» height=«267» src=«ref-1_1394967243-20268.coolpic» alt=«C:\Documents and Settings\Admin\Рабочий стол\2011-01-10_103018.png» v:shapes=«Рисунок_x0020_48»>
2.                 Уклон прямолинейного участка:
<img width=«335» height=«46» src=«ref-1_1394987511-1739.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080">
Выбираем т. на прямой
<img width=«313» height=«25» src=«ref-1_1394989250-1090.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081">
3.                 Гидропроводность:






<img width=«426» height=«50» src=«ref-1_1394990340-1921.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">
4.                 Проницаемость
<img width=«407» height=«50» src=«ref-1_1394992261-1707.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">
5.                 Пьезопроводность:
<img width=«624» height=«100» src=«ref-1_1394993968-2775.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">
6.                 Вычисляем Скин – фактор:
<img width=«624» height=«103» src=«ref-1_1394996743-2967.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085"><img width=«82» height=«25» src=«ref-1_1394999710-394.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">
Скин – фактор, параметр определяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойная зона улучшена относительно удаленной зоны пласта, и проектирование мероприятий по интенсификации продуктивности скважины не требуется.






2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
Исходные данные:



Решение:

Минимальным забойным давлением фонтанирования называется такое давление, которое, если его пересчитать в высоту столба жидкости, то эта высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважины будет переливаться жидкость.

Рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для текущих условий:




<img width=«404» height=«22» src=«ref-1_1395000104-1489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа, приходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определим по формуле:
<img width=«269» height=«47» src=«ref-1_1395001593-1395.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">

<img width=«624» height=«68» src=«ref-1_1395002988-2201.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">
Давление насыщения при температуре 20 °С определим из соотношения:
<img width=«249» height=«47» src=«ref-1_1395005189-1327.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">
<img width=«17» height=«22» src=«ref-1_1395006516-237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091"> – Функция состава газа
<img width=«471» height=«46» src=«ref-1_1395006753-2065.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">

<img width=«367» height=«47» src=«ref-1_1395008818-1717.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа
<img width=«408» height=«48» src=«ref-1_1395010535-1824.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">






Объём выделившегося газа на башмаке подъемника равен нулю, т.к. <img width=«82» height=«25» src=«ref-1_1395012359-441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">

Эффективный газовый фактор определяем по формуле:
<img width=«624» height=«76» src=«ref-1_1395012800-2407.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">

Максимальную длину подъемника определим по:
<img width=«415» height=«49» src=«ref-1_1395015207-1761.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">

<img width=«122» height=«51» src=«ref-1_1395016968-845.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">
<img width=«20» height=«25» src=«ref-1_1395017813-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099"> – Средняя плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.

Продукция скважины обводнена <img width=«77» height=«25» src=«ref-1_1395018069-430.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">. Определяем среднюю плотность нефти:
<img width=«347» height=«45» src=«ref-1_1395018499-1466.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101"><img width=«187» height=«25» src=«ref-1_1395019965-703.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">

<img width=«624» height=«51» src=«ref-1_1395020668-2119.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103"><img width=«357» height=«52» src=«ref-1_1395022787-1792.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">

<img width=«624» height=«62» src=«ref-1_1395024579-2233.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">

<img width=«271» height=«28» src=«ref-1_1395026812-1107.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">

<img width=«544» height=«28» src=«ref-1_1395027919-1949.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">
При текущих условиях (<img width=«404» height=«25» src=«ref-1_1395029868-1489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">), скважина фонтанирует и прекратит фонтанировать при снижении забойного давления до 23 – 23,96 МПа.

Аналогичным образом, рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для начальных условий: <img width=«369» height=«25» src=«ref-1_1395031357-1358.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">.
<img width=«181» height=«28» src=«ref-1_1395032715-935.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ

Исходные данные:






Решение:

Используя метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера. Расчет ведем «сверху-вниз».

1.  Задаем шаг <img width=«113» height=«25» src=«ref-1_1395033650-676.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">, <img width=«129» height=«25» src=«ref-1_1395034326-745.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112"> и определяем число расчетных точек:
<img width=«163» height=«48» src=«ref-1_1395035071-946.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">
2. Рассчитываем температурный градиент потока
<img width=«624» height=«158» src=«ref-1_1395036017-3737.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">    продолжение
--PAGE_BREAK--
где <img width=«443» height=«22» src=«ref-1_1395039754-1621.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">  — средний геотермический градиент скважины, Qж ст – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ – внутренний диаметр колонны НКТ, м.

3. Определяем температуру на устье скважины
<img width=«396» height=«24» src=«ref-1_1395041375-1430.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">
1.                 Рассчитываем температуру потока в рассматриваемых сечениях (точках) потока. Например, в сечении, где <img width=«102» height=«25» src=«ref-1_1395042805-633.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">, температура будет:




<img width=«624» height=«84» src=«ref-1_1395043438-2849.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">
5. Используя данные исследования проб пластовой нефти, определяем физические параметры, соответствующие заданным давлениям
<img width=«244» height=«25» src=«ref-1_1395046287-848.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">
6. Вычислим коэффициент сверхсжимаемости газа Z, для этого определим приведенные параметры смеси газов:
<img width=«206» height=«52» src=«ref-1_1395047135-1149.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">

<img width=«145» height=«52» src=«ref-1_1395048284-869.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121">
<img width=«22» height=«28» src=«ref-1_1395049153-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122"> – относительная по воздуху плотность смеси газов,
<img width=«315» height=«49» src=«ref-1_1395049452-1456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">

<img width=«253» height=«48» src=«ref-1_1395050908-1271.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">
Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси при Р = 3,0 МПа:

При <img width=«118» height=«31» src=«ref-1_1395052179-575.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125"> и <img width=«144» height=«28» src=«ref-1_1395052754-613.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">
<img width=«297» height=«32» src=«ref-1_1395053367-1123.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127">






При <img width=«118» height=«31» src=«ref-1_1395054490-563.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128"> и <img width=«144» height=«28» src=«ref-1_1395052754-613.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">
<img width=«278» height=«57» src=«ref-1_1395055666-1428.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">
7. Определяем удельный объем ГЖС при Р=3,0 МПа
<img width=«314» height=«64» src=«ref-1_1395057094-1556.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131">

<img width=«624» height=«90» src=«ref-1_1395058650-2988.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">
8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях
<img width=«255» height=«49» src=«ref-1_1395061638-1269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133">

<img width=«494» height=«48» src=«ref-1_1395062907-2247.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">
9. Рассчитываем идеальную плотность ГЖСм при Р=3,0 МПа
<img width=«289» height=«46» src=«ref-1_1395065154-1538.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">

10. Определяем корреляционный коэффициент <img width=«6» height=«22» src=«ref-1_1395066692-143.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">:
<img width=«443» height=«37» src=«ref-1_1395066835-1821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">




11. Вычисляем полный градиент давления при Р=3,0 МПа
<img width=«380» height=«53» src=«ref-1_1395068656-2193.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">

<img width=«624» height=«76» src=«ref-1_1395070849-2967.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139">
13. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, <img width=«64» height=«25» src=«ref-1_1395073816-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140">:
<img width=«576» height=«51» src=«ref-1_1395074182-2856.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141">

<img width=«388» height=«49» src=«ref-1_1395077038-1844.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142">

<img width=«186» height=«46» src=«ref-1_1395078882-968.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143">
<img width=«60» height=«36» src=«ref-1_1395079850-385.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144"> – относительная шероховатость, k= 0,262*10-3:
<img width=«375» height=«46» src=«ref-1_1395080235-1622.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145">

<img width=«345» height=«52» src=«ref-1_1395081857-1709.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">

<img width=«510» height=«50» src=«ref-1_1395083566-2087.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147">
Вычисляем <img width=«18» height=«36» src=«ref-1_1395085653-300.coolpic» v:shapes="_x0000_i1148">  — обратные расчетным градиентам давления.

Последовательно определяем положение сечений (точек) с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:




<img width=«217» height=«24» src=«ref-1_1395085953-944.coolpic» v:shapes="_x0000_i1149">

<img width=«518» height=«88» src=«ref-1_1395086897-2752.coolpic» v:shapes="_x0000_i1150">
Аналогичным образом вычисляем распределение давления «снизу – вверх», все данные расчетов сводим в таб.3.3.2.1 и таб.3.3.2.2.
Таб.3.3.2.1. Распределение давления в НКТ, расчет «сверху вниз»






Таб.3.3.2.2. Распределение давления в эксплуатационной колонне, расчет «Снизу вверх».






Строим график распределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:
<img width=«414» height=«289» src=«ref-1_1395089649-21091.coolpic» alt=«C:\Documents and Settings\Admin\Рабочий стол\2011-01-10_102650.png» v:shapes=«Рисунок_x0020_47»>    продолжение
--PAGE_BREAK--