Ім'я файлу: 5-Спец-задание-2.doc Розширення: doc Розмір: 278кб. Дата: 15.12.2020 скачати Пов'язані файли: Фрагмент з !ДР=Гидравл расч пром песчаной пробки=!ДР.pdf 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: на величину удельного объема текущей смеси существенно влияют изменение температуры и давления от забоя до устья скважины; кроме потерь на трение о стенки вертикальной колонны труб при движении газожидкостной смеси происходят потери за счет скольжения фаз относительно друг друга; 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 (Р 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; f – площадь 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 3200м3/сут; газового фактора 18180 м3/м3). 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,м3/м3; Gо – газонасыщенность нефти, приведенные к нормальным условиям, м3/м3. 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/кгград; – диаметр НКТ ( =0,04030,062м); – диаметр обсадной трубы ( =0,1270,168м). 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). |