Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница

Відрізок ВС кривої q(V{)) називають робочою гічкою кривої ліфтування, оскільки робота піднімача характеризується великими значинами q, т\ п і малими значинами Яо Графічну залежність q( V,о) на рис.6.2 отримано за заданої значили відносного занурення труб під рівень рідини


або з урахуванням протитиску рг на викиді

С = РІ^Р2_ ^6Л2^

Результати експериментів показали, що в загальному випадку подавання д газорідинного піднімача є функцією багатьох параметрів:

q = q(VQ.p\,pi,L, öf.p, И, ст),

де р, ц - відношення відповідно густин і динамічних коефіцієнтів

в’язкостей рідини І газу; о - поверхневий натяг на межі поділу газ- рідина, Н/м,

Сім’ї кривих Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница ліфіування залежно від визначальних параметрів показано на рис. 6.3.

З аналізу рис. 6.3 і рівняння (6.12) випливає, що зі збільшенням тиску р\, зменшенням тиску р2 або довжини труб Ь подавання # збільшується. Оскільки зі збільшенням глибини А| або тиску р\ необхідно менше витрачати газу для початку переливання, то чим більше відносне занурення Є, тим вище має бути розміщена крива лІфтування.

сі (і) та інших сталих параметрів

Залежність ^(Го) за відносного занурення є=1 є межовою; вона виходить із початку координат. Випадок є > 1 відповідає природному фонтануванню, оскільки за витрати запомповуваного газу Ко=0 подавання д > 0,
причому помпуванням газу його можна збільшити. За є = 0 виконати процес ліфтування неможливо Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница.

Із попередніх міркувань щодо пропускної здатності труб і з формули (6.6) стає зрозумілим, що зі збільшенням діаметра труб сі криві ліфтування змішуються вправо і вверх вздовж осей відповідно Уц і с/ (див. рис. 6.3).

Формули О.П, Крылова

Аналітично обробивши результати експериментів, О.П. Крилов запропонував розрахункові формули для нульового, оптимального та максимального режимів:

Змакс^Л1’5; (6.14)

‘/опт ~ 9макс 0 —£) = 55 ^ £ ’ (1-е); (6.15)

Г0А=^М^; (6.16)

0А рочрі/рг)

„ _ 15,5й?^’5/,р£Е0,5 _

Н)макс — , , ; “> (6.17)

РО /Р2)

_ l5i5d2’5Lpgг0'5(\~e)2 . ,оч

м)опт - ' Омакс (Д £) -' " — г ~ ) (6.18)

РО Щр\! РІ)

_ 0,282 Ьр^ _

^Омакс-^Г^ ' “ "—> 6.1У)

й ’ їр()\прхІр2)

/, ГЧ_ 0,282ір^(1-£)

й0опт _ ^Омакс*.1 є) ~ л ^ (6.20)

сі ’ ЕР0ЩР Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница\/Р2)


У даних формулах необхідно користуватися такими одиницями

* З 3 2

фізичних величин: д, - м /с; Ь, сі - м; р - кг/м ; § - м/с ; р - Па;

До - м3/м3.

З аналізу формул (6.14) і (6.15) випливає, що Із збільшенням

відносного занурення є від нуля до одиниці значина витрати рідини

* , з * *



Ямжс збільшується від нуля до 55 сі , а дот - спочатку збільшується від

нуля до найбільшої значини (10,225 (І3) за є = 0,6, а потім зменшується до нуля. Звідси випливає, що для досягнення оптимального подавання рідини необхідно забезпечити відносне занурення є = 0,6.

Структури потоку газорідинної суміші

Піднімання газорідинної суміші супроводжується відносним рухом у рідині газових бульбашок різних розмірів (ковзання газу). Швидкість спливання бульбашок Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница ж наслідок спільної дії архімедової сили і сили опору рідини залежить від багатьох чинників (розмірів бульбашок, в’язкості рідини, густин рідини І газу, фізичних властивостей поверхні поділу, взаємодії бульбашок, впливу стінок труби). Бульбашки газу в рідині можуть бути різною мірою подрібненими (диспергованими). Залежно від цього виділяють структури газорідинної суміші (режими двофазного потоку). Усталеної класифікації струкіур немає. У практиці нафтовидобування звичайно виділяють три структури: бульбашкову (емульсійну, пінну); пробкову (снарядну); стрижневу (дисперсно-кільцеву).

Бульбашкова структура характеризується більш або менш рівномірним розподілом у рідині газових бульбашок, розмір яких значно менший за діаметр труби. Якщо вміст газу в суміші збільшений, то в результаті злиття (коалесценції Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница) частина бульбашок утворює газові пробки, перекриваючи весь переріз труби (пробкова структура). Ще більший вміст газу зумовлює за рахунок злиття окремих пробок утворення стрижневої структури. При цьому основна маса газу

341

рухається по центру труби у вигляді стрижня, в якому дисперговано частинки рідини, а рідина - по стінці труби у вигляді кільцевої плівки.

Окремі структури важко розмежувати. Бульбашковій структурі характерна відносна швидкість газу до 03...0,4 м/с, пробковій - від 0,3...0,4 до 1,2 м/с, а стрижневій - понад 1,2 м/с. Збільшення відносної швидкості газу погіршує ефективність ліфтування.

У нафтових свердловинах у міру піднімання нафти відбувається, внаслідок зниження тиску, виділення з нафта розчиненого газу, збільшуються кількість і Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница розміри газових бульбашок, що створює передумови для можливого переходу однієї структури в іншу та Існування переміжних структур. У нафтових свердловинах переважно спостерігаються бульбашкова І пробкова структури потоку. За різних структур закономірності руху газорідинної суміші різні.

§ 6.2 Рівняння руху газорідинної суміші в елементарному газорідинному піднімачі

Процес ліфгування рідини не залежить від того, звідки надходить газ до башмака піднімальних труб - з пласта чи з поверхні. Для нього справджується рівняння балансу енергії (1.18) або (1.19). Тоді на основі рівняння (1.19) можна записати, що зміна потенціальної енергії у стовбурі свердловини зумовлюється силами гідродинамічного тиску (точніше, різницею тисків р\ і рі) і дорівнює роботі, яка витрачається на подолання Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница сил тяжіння і тертя та на зміну кінетичної енергії, тобто

г

ус(Р\ ~Р2) = 1Рс£ Ус + лРтус +

2£ 2£

. у

де Ус - об’єм газорідинної суміші на елементі довжини Ь за одиницю часу, м3; І - зміна висоти підняття суміші відносно довільно вибраної площини порівняння (або довжина піднімальних труб), м;


А/>т - втрати тиску на тертя, Па; и^, - швидкості суміші відповідно

на початку і в кінці піднімальних труб, м/с.

Надлишковий протитиск на викиді Рг характеризує величину енергії, яка витрачається на транспортування продукції від гирла свердловини до пункту збирання і підготовки.

Розділивши рівняння енергії (6,21) на об’єм суміші Ус, дістаємо рівняння тисків (аналог рівняння Бернуллі для Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница газорідинної суміші) у кінцевих різницях або рівняння руху газорідинної суміші

Ар = Арс +АрТ + Арін,

де Ар = р\ - Р2 - загальна втрата тиску, Арс - - втрата

тиску, зумовлена гідродинамічним стовпом суміші, Па;


V


/


збільшення швидкості суміші, пов’язане зі зміною газовмісту або площі поперечного перерізу потоку). Па.

У диференціальному вигляді рівняння (6.22) можна записати так:

ф = (Ірс + (Ірт + ф[н

або

(6.24)

Наведені рівняння описують рух газорідинної суміші в елементарному газорідинному піднімачі (піднімачі малої довжини) і різняться між собою тільки формою запису.

Визначимо складові рівняння (6.22). Втрата тиску на

інерційний опір мала, тому її, звичайно, не враховують. У загальній сумі основна частка (70-95% на оптимальному режимі і 50-60% на максимальному режимі) припадає на втрату тиску Дрс Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница.

§ 63 Розрахунок тиску стовпа газорідинної суміші

Тиск, що створюється стовпом газорідинної суміші, визначається за формулою:

ЛРс=іРс£- (6.25)

Густину газорідинної суміші, як і будь-якого тіла, можна визначити відношенням маси до її об’єму. Оскільки газорідинна суміш неоднорідна, то вибираємо достатньо великий об’єм, щоб можна було приблизно розглядати її як середовище, що повністю заповнює простір. Тоді густина суміші

^рР+ ^гРг

Рс ~ +УГ ’ ^2в)

♦ * * З З

де Ур, УГ - об’єми відповідно рщини та газу, м ; рг - густина газу, кг/м .

Оскільки для виділеного об’єму в трубі висотою Д/і об’єми Гр + УГ І'р = /р Дії, УГ=/ГАИ, то рівняння Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница густини газорідинної

суміші (6.26) можна записати так:

_ /р /г Рс Р + ~Рг (6.27)

або

Рс =0-Ф)Р + ФРг =Р-Ф(Р-Р,Х (6.28)

де /=/р +/Г - площа прохідного перерізу труби, м ;/р, /Г - середні статистичні площі перерізу труби по довжині ДЛ, зайняті відповідно


► 2 * * ^ ~ рідиною та газом, м ; ф =/г/[- істинний (дійсний) об’ємний газовміст

(газонасиченість) потоку (аналогічно середня статистична величина); 1 - ф =/р//= (/-/г) //= І -/г// “ ІСТИННИЙ об’ємний ВМІСТ рідини в потоці.

У лабораторних умовах величину дійсного об’ємного газовмісгу ф можна визначити, наприклад, методом відсікання (одночасним відсіканням суміші в трубі на її кінцях). Для переходу до параметрів, які вимірюються в промислових умовах, вводять поняття об Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница'ємного витратного газо&місту потоку

де V, д - витрати відповідно газу та рідини (за умов визначення (5), м /с.

Для встановлення зв’язку між ф і ' (відносна швидкість ковзання газу), м/с; Ащв - експериментальний коефіцієнт.

Коефіцієнт Лщв характеризує нерівномірний профіль швидкості по радіусу труби, а також можливе зростання істинного газовмісгу біля стінки труби (створення так званого "газового підчіпника" під час видалення газу з рідини). Перетворюючи рівняння (6.30), дістаємо рівняння дійсного об 'ємного газо&місту:

Теоретично визначите відносну швидкість газу І коефіцієнт неможливо, тому залежність <р(р) встановлюють за експери­ментальними даними. Зазначимо, що оскільки и’уХЗ (и’г> и’с), то <р<р. Чим більша відносна швидкість газу н'о, тим менша значина дійсного газовмісту Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница ф, тобто потік обважнюється (збільшується густина суміші).

Різні дослідники в результаті оброблення експериментальних даних запропонували свої розрахункові залежності. Так, у ранніх працях О.П. Крилов встановив для водоповітряних сумішей, що Ащц = 1 І м'о= 1 м/с. У працях, написаних О.П. Криловим і Г.С. Лутошкіним пізніше, для сумішей повітря з рідинами, які відрізняються від води за фізичними властивостями, було визначено, що А^ = І, а для бульбашкової структури, коли V < Уг К1>

№0 =0,293 ^о7ст7 (6.32)

і для пробкової, КОЛИ У >УГКр,

0,767 1,27? 0,12л/к

щ ^ ^7, (б.зз)

сі3 сі2 і/1’5

де ов - поверхневий натяг на межі вода-повітря, Н/м; Кгкр- критична витрата газу, м Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница3/с,

угкр =1,751 (і2’5 +1,25 9. (6.34)

У нафтопромисловій практиці у зв’язку з умовністю виділення

структур часто обмежуються залежністю, запропонованою

А.А. Арманд і Е.І. Невструєвою за Ашъ = 1, = 0,2н’с, р < 0,9:

<р = 0,833 р. (6.35)

Можна рекомендувати залежність, яку дістали В.О. Сахаров, О.В. Воловодов і М.О. Мохов, обробляючи дані по багатьох
свердловинах різних родовищ Західного Сибіру в широкому діапазоні зміни параметрів. Вони встановили, що 1,13 і

(6.36)

де Ки критерій Кутателадзе; Ргс = —— критерій Фруда суміші;

- критерій Вебера.

(Р-Рг)ис а

Зазначимо, що критерій Фруда виражає відношення сил інерції і сил ваги, критерій Вебера - сил поверхневого натягу та інерції, а похідний критерій Кутателадзе є мірою сили ваги, піднімальної сили Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница та сили поверхневого натягу.

§ 6А Розрахунок втрат тиску на тертя

Втрати тиску на тертя Дрг в разі руху газорідинної суміші більші, ніж у разі руху однорідної рідини. Існує багато розрахункових формул, наприклад,

(6.37)

де Аро - втрати тиску на тертя з розрахунку руху тільки однорідної рідини (визначаються за формулою Дарсі-Вайсбаха), Па; Фм=Ррг/№-+?Р) - масовий газовміст, п\, «2 _ емпіричні коефіцієнти («]= 1,53; т = 0 за А.А. Арманд, коли <р< 0,9, або «і =2; «2 = 1,75 заЛеві).


За даними Г.С. Лугошкіна і О.П. Крилова

де (ір - динамічний коефіцієнт в’язкості рідини, мПа-с;

А ^ І Л г

тур =1,1*10” ; Кї — коефіцієнт, який залежить від




діаметра труби: йГ, мм Кй

62 75,9

0,73 0,65



§ 6.5 Використання Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница кореляційного коефіцієнта для розрахунку газорідинного піднімача

Гідродинамічна складність руху газорідинної суміші зумовила його описування на основі різних спрощених моделей. Раніше розглянуто основні положення деяких методик, які грунтуються на моделі дрейфу. Для розрахунку необхідно мати дві експериментально визначені величини: істинний газовміст і коефіцієнт, який характеризує гідравлічний опір руху суміші.

На основі гомогенної моделі, що подає обидві фази разом як одну гомогенну (однорідну) фазу, втрати тиску на ковзання газу і на тертя характеризуються одним дослідним (кореляційним) коефіцієнтом, який узгоджує результати розрахунку з даними фактичних вимірювань. Нехтуючи інерційною втратою тиску Арт, рівняння (6.23) записуємо у вигляді:


Хк — Хкв +А,С - коефіцієнт су’.мартіх втрат тиску на Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница ковзання

(\ов) і тертя (Ас).

За методикою Ф. Поетмана і П. Карпентера

Рр — Мс/Ус *

М с = Рнр + Рго^О + Рвр^в*

Ус ~ "*"^Г^7в + -

а Хк визначається з графіка залежно від числа Рейнольдса (характеризує відношення сил інерції і тертя) або за апроксимаційною формулою В.І. Щурова:


(6.40)

де Mc, Vc - питомі маса і середній об’єм суміші, тобто маса суміші (нафта, газу і води) та її об’єм, віднесені до одиниці об’єму розі’азованої нафти, кг/м3 і м3/м3; рнр, рго, рвр - густини відповідно нафти, газу і води за стандартних умов, кг/м3; Go - газовий фактор, м Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница3/м3; GB - водний фактор, м3/м3; У,™ ~ кількість вільного газу, м3; Ь\фт, Ьв ~ об’ємні коефіцієнти відповідно нафти, газу і води; QT - дебіт товарної (розгазованої) нафш, т/добу.

В.О. Сахаров, О.В. Воловодов і М.О. Мохов на основі промислової Інформації встановили, що

\0,25

, (6.41)

1 + І,13Ки р Frc

- критерій Рейнольдса суміші; Єщ - еквівалентна

шорсткість внутрішньої поверхні труби.


Похибка розрахунку таску в газліфтних свердловинах Правдинсь- кого родовища (Західний Сибір) за цією методикою виявилась значно нижчою (за даними авторів ±4,5%), ніж за методикою Поетмана- Карпентера.

§ 6.6 Особливості розрахунку кільцевих потоків

П. Баксендел поширив методику Поетмана-Карпентера на потоки в кільцевих каналах. Для цього в рівняння (6.39) замість діаметра труби сі Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница слід підставити гідравлічний діаметр каналу

4/ 4^(4-^?)

^ ~ = ~П~Т\ =<1*-<*-*’ (6‘42>

л(ак 4і «-у ^

а для розрахунку швидкості руху суміші и*с треба використати

еквівалентний діаметр канату

^екв —

де/к - площа кільцевого перерізу, м2; - змочений периметр перерізу,

м; сік сїт- діаметри відповідно внутрішній експлуатаційної колони і зовнішній НКТ, м.

§ 6.7 Особливості розрахунків руху газоводонафтової суміші

У міру розробки покладу продукція нафтових свердловин обводнюється, утворюється газоводонафтова суміш. Структури і закономірності руху таких трифазних сумішей ще складніші, ніж газорідинних (газонафтових чи газоводяних).

Нафта і вода як незмішуванІ фази утворюють суміші (емульсії) прямого (нафта у воді - Н/В) або оберненого (вода в нафті - В/Н) типів.

Обернення (інверсія) суміші Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница настає тоді, коли об’ємний вміст води в

ній дорівнює 0,5...0,9 (частіше - 0,7).

Оскільки густина нафта рн звичайно дещо менша за густину води рв (рн< рв), то під час руху нафта може випереджати воду. Залежить це від дисперсності, істинного вмісту фаз і швидкості руху суміші.

За мірою дисперсності внутрішньої фази двофазного водонафто- вого потоку виділяють дві структури: крапельну - К (краплі діаметром 0,5...2см) та емульсійну - Е (краплі діаметром 0,001 „Л мм). Суміш із першою структурою можна назвати ще нестійкою емульсією (фази розшаровуються, нафта спливає), а з другою - стійкою.

На структуру трифазного газоводонафтового потоку істотно впливає механізм утворення суміші - виділення газу з рідини (нафти Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница) чи введення його ззовні. Бульбашки газу виділяються переважно на межі поділу “тверде тіло (поверхня труб, піщинки) - нафта” і “вода - нафта”. У першому випадку газові бульбашки зриваються з твердого тіла І рухаються в нафті, а в другому - вони разом з краплями води утворюють своєрідні конгломерати, відносна швидкість яких може бути додатньою, від’ємною або нульовою (порівняно зі швидкістю нафти). Подібне відзначається І в разі існування крапель нафти у воді.

За величиною дисперсності внутрішньої рідини фази та вільного газу (Г) відокремлюють структури відповідно крапельно-бульбашкову (КБ), емульсійно-бульбашкову (ЕБ) та емульсійно-снарядну (ЕС), відповідної структури)

Карту іцдентифікації (ототожнення) структур показано на Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница рис. 6.4, де позначено: Рвр = яЛйц +?в) “ витратний вміст води в рідині

( Ч-ь ~ об'ємна витрата відповідно нафти та води, кг/м');

Ргс = И’с / - корінь квадратний із параметра Фруда

(+ <7в + Ю // - швидкість суміші, м/с; V- об’ємна витрата

З 2

газу, м /с; / - площа прохідного перерізу труби, м);

ф= и^гзв/(и^с + ^о) - істинний об’ємний газовміст потоку;

и’ов = V / { - зведена швидкість газу, м/с; н'о= и’г- и'с - відносна швидкість газу (дрейфу фази), м/с; н’г = и'гзв / ф - істинна швидкість

газу, м/с; р - абсолютний тиск у потоці, Па; ^крі =0,064-56^

- перша критична швидкість (лінія поділу областей П Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница і Ш за рв > 0,5 ), м/с; н’Кр2 = 0,487 ^ сі - друга критична швидкість (лінія поділу областей І і П, а також областей IV І ІП за (Зв > 0,5), м/с; Рв =<7в Кйн + (7в + *0 _ об’ємна витратна частка води в потоці; g - прискорення вільного падіння, м/с2; іі - діаметр піднімальних труб (для кільцевих та інших каналів - гідравлічний діаметр, який дорівнює відношенню величини А/ до змоченого периметра поперечного перерізу каналу 53), м.

Ргс

Е В/Н

Е Н/В

ЬБ (ВНГУН

ЬБ (!ПГ)/В

1,2

- ІІС (В+гун

ЬС <Н+Г)/В

1,0

-

0,8

-

0,6

Л

0,4

_ Е В/Н У

К Н/В

ьіі св+і > н/

КЬ (н+іув

0,2

її

Рисунок 6.4 - Карга ідентифікації структурних форм водонафтового Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница і водонафто- газового висхщних потоків у свердловині Позначення структур: емульсійна (Е), емульсшно-бульбашкова(ЕБ), емульсшо-снарадна (ЕС), крапельна (К), крапельнобульбашкова (КБ); потоки - типу В/Н, (В+ГЩ Н/В, (Н+ГУВ (двокрапка означає належність потоків до відповідної структури)



Різноманітність характеристик газоводонафтових потоків істотно ускладнює іх вивчення. Гуспіна газоводонафтової суміші

Рс ” РнФн +рвфв+рг<р=[рн0-фвр) + рвфвр]0-ф) + рг(р. (б'44) де (рн, фв, ф - істинні вмісти в потоці відповідно нафти, води І газу; фвр - істинний вміст води в рідині; рн, рв, рг - густини ВІДПОВІДНО нафти, води і газу, кг/м3.

Нехтуючи взаємним ковзанням води і нафти, вважаємо, що ІСТИННИЙ ВМІСТ ВОДИ Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница В рідині фвр дорівнює витратному вмісту води в рідині Рвр (обводненості продукції ив, яку визначено за умов потоку). Величину істинного і’азовмІсту ф можна визначити за залежностями, наведеними раніше. Детальніший підхід приводить до складних розрахункових формул.

Для розрахунку газоводонафтових потоків можна рекомендувати розглянуті раніше розрахункові залежності В.О.Сахарова із співробітниками, отримані на основі промислових даних за обводненості продукції від нуля до 100% у широких межах зміни дебітів (1...800 м3/добу), питомої витрати газу (5...900 м3/м3), динамічного коефіцієнта в’язкості рідини (1...2000 мПа-с) для каналів кругових (діаметр труб 0,035...0,076 м) та кільцевих (0,062x0,152м; 0,076x0,168 м; 0,076x0,232 м) і довжин труб Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница 900...3600 м.

§ 6.8 Розрахунок розподілу тиску газорщинної суміші вздовж піднімальних труб

Розподіл тиску можна розраховувати за формулами (6.22), (6.23) або

(6.24) . У разі висхідного руху газорідинної суміші в піднімальних трубах тиск і температура зменшуються. Суміш рухається в напрямку меншого тиску, а її температура зменшується в результаті неустале- ного теплообміну з породами, що оточують стовбур свердловини.

353

Зміни тиску і температури супроводжуються змінами параметрів газорідинної суміші (густини, в’язкості, газовмісту та ін.) і відповідно складових рівняння руху. Тому рівняння (6.22) справджується для елементарного піднімача малої довжини, у межах якої можна вважати параметри суміші незмінними.

Для реального (довгого) піднімача рівняння руху необхідно записати в інтегральному вигладі, тобто виконати інтегрування рівняння руху газорідинної Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница суміші в межах усієї довжини Ь піднімальних труб. Оскільки виконати інтегрування практично неможливо через змінність термодинамічних умов потоку, розрахунок зводиться до числового додавання всіх приростів тиску Др, на кожній ділянці Д/ піднімальних труб, тобто

п

Р\'Р2 = £4р/, 1=1

де« = £/Д/-кількістьділянок(кроків)зміни довжини.

Чим більше п (менше А1), там точнішим є розрахунок. Практика розрахунків показує, що достатня точність забезпечується за кількості розрахункових кроків «=10...15,

Розрахунок виконують залежно від його мети за принципом “зверху вниз” або “знизу вверх”. Тоді шуканий тиск

Р\ =Р2 + ИАРі і=1

Р2 ~ Р\ ~ 14Рі-

І=1


Початкові умови - це тиск І температура на викиді ірь Ті) або біля Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница башмака піднімальних труб {р\, Т\). У розрахунках доцільніше задавати крок зміни тиску Ар і обчислювати приріст довжини Ц між двома перерізами труб з тисками на кінцях і р1 {р, = рІ_) ± Ар), тобто

(6'48>

Параметри суміші визначають за середніх арифметичних значин тиску рі = (рі-\ +Рі)/ 2 і температури Т — (Т;*_] + Ті) / 2.

Температуру в будь-якій точці піднімальних труб можна розрахувати з різним ступенем наближення. Ґї можна визначити,

наприклад, згідно з рівнянням геотермії (див. § 1.2) або за

інтерполяційною формулою:

Т = Т2+{Т1-Т2)-^:^. (6.49)

РІ~Р2

Тисками р\ або /ъ можна наближено задаватись, а залежність температур Т\ і Ті подати у вигляді формули:

7і=Г2+Гп2, (6.50)

де Г„ - температурний градієнт Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница потоку, який визначається залежно від геотермічного градієнта, витрати рідини та діаметра труб, К/м; г - відстань від викиду піднімальних труб до точки з температурою Т\, м.

Зазначимо, що зміна температури неістотно впливає на результати розрахунку.

Отже, маючи приріст довжини і тиск, будують криву розподілу гиску^і) вздовж піднімальних труб.

Приклад. За методикою В.О.Сахарова встановити розподіл тиску вздовж колони НКТ. Визначиш глибину і, де тиск р[—\2 МПа. Вхідні дані: дебіт

З

розгазованої рідини ^о=150м /добу; шггома витрата запомповуваного газу 3 3 З

Яозап^О м /м ; (Н),0635 м; р2= 1 МПа; рго=1,26 кг/м ; геотермічний градієнт

Гт=0,0255 К/м; £Ш=І0 м; експериментальні Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница дані визначення питомого об’єму

газу, що виділився, Угв, об’ємного коефіцієнта йн, густини ри і динамічного

коефіцієнта в’язкості нафти |ін, коефіцієнта стисливості газу гт, поверхневого

натяту сг взяти з робота [6, табл.5.4].

Рисунок 6,5- Крива розподілу тиску вздовж піднімальних труб


Разе ’язуеант. Згідно з діаграмою, поданою в [6], для 150м3/добу за Г, =0,0255 К/м знаходимо ,=0,0165 К/м. Візьмемо 1=3000 м. На цій глибині згідно з геотермою (див. § 1.2) температура 71 =280+0,0255-3000=356,5 К. Тоді з формули (6.50) маємо 7’2=356,5-0,1017*3000=305,5 К.

Задаємося кроком зміни тиску Др=1 МПа. Тоді кількість кроків и=(12-іуі=І1, а кількість тасків, які задаються, 11+1=12. Розрахунок виконуємо за принципом “зверху вниз”.

Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 4 | Нарушение авторских прав


documentanluumz.html
documentanlvbxh.html
documentanlvjhp.html
documentanlvqrx.html
documentanlvycf.html
Документ Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ 19 страница