Ім'я файлу: 5-Спец-задание-2.doc
Розширення: doc
Розмір: 278кб.
Дата: 15.12.2020

5 Специальное задание на тему:

«распределение давления газожидкостной смеси в вертикальной колонне труб»

5.1 Течение газожидкостного потока в вертикальных колоннах труб
В данном разделе рассмотрены проблемы, возникающие при течении газо­жидкостной смеси (ГЖС) в скважинах, до­бывающих газированную жидкость.

Для полного описания газожидкостных смесей указания основных физических свойств любой среды — плотность, вязкость, сжимаемость, теплоемкость, теплопроводность и т.д. — явно недостаточно. Это связано с тем, что ГЖС, состоящая из несмешивающихся фаз, характеризуется целым рядом новых параметров, основными из которых являются: газовое число (газосодержание), относительная скорость, дисперсность, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз, прочность этой поверхности устойчивость ГЖС и др.

Физическую модель, описывающую двухфазный по­ток в скважинах, можно представить следующими предположениями:

  1. на величину удельного объема текущей смеси существенно влияют изменение температуры и давления от забоя до устья скважины;

  2. кроме потерь на трение о стенки вертикальной колонны труб
    при движении газожидкостной смеси происходят потери за счет
    скольжения фаз относительно друг друга;

  3. жидкость и газ образуют различные структуры потока.

В литературе [3, 4, 9] принята следующая структура двухфазного потока.

1. Пенная или пузырьковая структура.

При таком режи­ме течения в непрерывной жидкой фазе происходит турбулентное движение мелких газовых пузырьков. Газовый фактор для пенной структуры обычно меньше, чем для других.

2. Пробковая структура.

Газовый фактор в этом случае выше, чем при пенной структуре, и в некоторых местах газ полностью заполняет сечение трубопровода. Пробковая структура – последова­тельно движущиеся пробки газа и жидкости.

3. Распыленный (дисперсный «туманный») поток.

При таком режиме непрерывной фазой является газовая, в которой распылены мельчайшие частицы жидкой фазы; для такого режима те­чения характерен еще более высокий газовый фактор

5.2. Классификация методов расчета распределения давления в

вертикальных трубах
5.1.1. Модель гомогенного течения [4, 9].

В данной модели газожидкостная смесь рассматривается в виде однородной гомогенной системы, а процесс ее движения описывается основными законами гидродинамики однофазных сред. При этом предполагается, что жидкая и газовая фазы движутся с одинаковыми скоростями, равными приведенной скорости движения смеси и соответствует пузырьковой структуре потока:
, (5.1)
где Vж, Vг – соответственно скорости движения жидкой и газовой фаз, м/с;

Vсм – скорость движения газожидкостной смеси, м/с;

Плотность газожидкостной смеси см рассчитывается с использованием объемного расходного газосодержания г.:

(5.2)
где ж, г соответственно плотности жидкой и газовой фаз при соответствующих термобарических условиях и Т), кг/м3.

Модель стационарного гомогенного течения описывается двумя уравнениями:

  • уравнением сохранения массы (уравнением неразрывности)


(5.3)
где Gм – массовый расход смеси, кг/с; fплощадь сечения трубы, м2

  • уравнением движения


, (5.4)
где см – коэффициент гидравлического сопротивления смеси; Dг гидравлический диаметр канала, м.

В общем случае баланс давлений для реальной скважины длиной Н можно записать в следующем виде:
Р = Ргс + Ртр + Рин ,

где Р – общий перепад давлений на длине Н, Н/м2; Ргс потери давления на преодоление веса гидростатического столба ГЖС высотой Н с учетом скольжения газовой фазы, Н/м2; Ртр, Рин – соответственно потери на преодоление трения, инерционные потери (потерями на местных сопротивлениях пренебрегают), Н/м2.
Интегрирование уравнения (5.4) позволяет получить распределение давления как в НКТ, так и в самой скважине.

5.1.2. Модель раздельного течения фаз

Эта модель является более сложной, но более реально отражающей процесс движения ГЖС. Процессы переноса во времени – массы, количества движения (импульса силы) и энергии рассматриваются отдельно для каждой из фаз, а взаимодействие между фазами учитывается условиями протекания этих процессов на границе раздела фаз и на стенках канала.

Все методы расчета ГЖС в подъемниках основаны на результатах лабораторных или промысловых исследований движения в вертикальных трубах. Наиболее полная информация по этим методикам представлена в работах [1, 3, 4, 9].

Перечислим методы, наиболее часто используемые в практике проектирования эксплуатации скважин:

  • метод Крылова А.П. (структура потока пробковая);

  • метод Пирвердяна (для обводненных газлифтных скважин);

  • метод Поэтмана и Карпентера (рекомендуется для расчета общих потерь давления независимо от структуры потока; рекомендуемый диапазон значений дебита 3200м3/сут; газового фактора 18180 м33).

5.3. Метод Ф. Поэтмана и П. Карпентера.

В дипломной работе рассмотрен наиболее простой метод расчета распределения давления при движении ГЖС в вертикальных трубах – метод Ф. Поэтмана и П. Карпентера [1, 3]. Этот метод описывает пузырьковую структуру потока.

Поэтман и Карпентер, основываясь на уравнение Бернулли и пренебрегая изменением кинетической энергии потока, рассматривают движение газожидкостной смеси как течение однородной среды. Основное расчетное уравнение, имеет вид:
(5.5)
где h – расстояние между двумя сечениями трубы, м; р1, р2 – давление в верхнем и нижнем сечениях трубы, Па; ρсм – плотность смеси, кг/м3; Vcм – скорость смеси, м/с; d– диаметр трубы, м; fo – коэффициент гидравлических сопротивлений (учитывает силы трения и скольжение фаз).

Величину h определяют путем численного интегрирования.

Среднюю скорость на участке h определяют по формуле:
(5.6)
где Qсм – расход газожидкостной смеси, м3/сут.

Расчет плотности газожидкостной смеси см ведется по формуле:
(5.7)
где Мсм – массовый фактор газожидкостной смеси, кг/м3; bсм – объемный коэффициент смеси, м3 .

Определим массовый фактор смеси(постоянная величина) по формуле:
, (5.8)
где – плотность дегазированной нефти, кг/м3; плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; в – плотность воды, кг/м3; В – содержание воды в нефти,м33; Gогазонасыщенность нефти, приведенные к нормальным условиям, м33.

Определим объемный коэффициент смеси:
, (5.9)
где – объемный коэффициент нефти при среднем значении давления на интервале hи при температуре Т; – газонасыщенность нефти при среднем давлении , (с учетом изменения количества растворенного в нефти газа), м3/м.

В результате обработки промысловых данных Поэтманом и Карпентером получена графическая зависимость для определения коэффициента сопротивления fo как функции произведения . Графическая зависимость представлена на рис. 5.1.



Рисунок 5.1. – График для определения коэффициента сопротивлений fo [4]:

1 – для труб круглого сечения; 2 – для кольцевого пространства

Рассматриваемое произведение по всей длине вертикальной трубы (при неизменном диаметре) остается постоянным, т.е. коэффициент fo не зависит от структуры потока и содержания газа в ГЖС.

5.4. Численная реализация метода
Исходные данные:

рз – давление на забое, рз=11 МПа и 8 МПа на глубине 1600м;

ру – давление на устье скважины, ру=1,5 МПа

рнас – давление насыщения, рнас=9МПа,

Обводненность – В=0.

Расчетная область скважины разделена на 2 области:

1-я область. При р > рнас – жидкость принимается однофазной, т.к. весь газ полностью растворен в нефти.

2-я область. При ру < р < рнас – из нефти начинает выделяться газ. Газожидкостная смесь становится двух фазной: газ в свободном состоянии и нефть (с растворенным газом или без газа).

На рис. 5.1 представлены результаты расчета методики Поэтмана и Карпентера, реализованной на ЭВМ.



Рисунок 5.1. – Распределение давления вдоль скважины и НКТ

5.5. Учет изменения температуры флюида вдоль скважины

Изначально в методе Поэтмана и Карпентера предполагалось течение изотермическим (Т = соnst), поэтому реализованная на ЭВМ методика расчета распределения давления в вертикальной колонне труб может быть уточнена, если учесть уравнение теплопроводности и линейное изменение температуры от давления.

Расчетная эмпирическая формула для определения температуры флюида вдоль вертикальной колонны труб (обсадные трубы или НКТ) представлена в работе [9, с. 316] и имеет вид:

в зоне НКТ:
(5.10)
в зоне обсадных труб:
(5.11)
где Qм – массовый расход, т/сут; сн – удельная теплопроводность флюида, сн=2100Дж/кгград; – диаметр НКТ ( =0,04030,062м); – диаметр обсадной трубы ( =0,1270,168м).

Уточненные значения температуры вдоль скважины (вместо Т=const) подставляются в уравнение состояния реального газа для пересчета количества газа в смеси от давления и температуры:


, – количество свободного газа при температуре T, To и абсолютных значениях давления P, Po, соответственно; – коэффициент сжимаемости.

Результаты расчета распределения давления вдоль скважины в дипломной работе используются в главе 2 для выбора оптимальной глубины установки скважинного насоса, а также являются исходными данными для расчета скважинного насоса (расчет расхода газожидкостной смеси, коэффициента сепарации газа на приеме насоса и коэффициента наполнения).
скачати

© Усі права захищені
написати до нас