Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 [ 37 ] 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Погрешность расчета давления в газлифтных скважинах Прав-динского месторождения (Западная Сибирь) по этой методике оказалась значительно ниже (по данным авторов ±4,5 %), чем по методике Поэтмана-Карпентера.

Особенности расчета кольцевых потоков

П. Баксендэл распространил методику Поэтмана-Карпентера на потоки в кольцевых каналах. Для этого в уравнении (6.40) вместо d подставляется гидравлический диаметр канала

-=-(4-4)

(6.43)

а при расчете Шсм - используется эквивалентный диаметр канала

d,=J- = л/4-4,

(6.44)

где /к -площадь кольцевого сечения; 5с - смоченный периметр сечения; йк, dj - диаметры соответственно внутренний эксплуатационной колонны и внешний НКТ. В зарубежной практике для расчета кольцевого потока еще в уравнениях для круговых каналов, куда входит диаметр в первой степени, его заменяют на (к - йт), а вместо подставляют выражение (й?к+й?т)Х X («к - т)з хотя проверка этого на основе промысловой практики фактически не проводилась. Отметим, что многие газлифтные скважины на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируются по затрубному (кольцевому) пространству.

Особенности расчетов движения газоводонефтяной смеси

По мере разработки залежей продукция нефтяных скважин обводняется, образуются газоводонефтяные смеси. Структуры и закономерности движения таких трехфазных смесей еще сложнее, чем газожидкостных. Нефть и вода как несмешивающиеся фазы образуют смеси (эмульсии) прямого (нефть в воде - Н/В) или обратного (вода в нефти - В/Н) типа. Обращение (инверсия) смеси наступает при объемном содержании воды в ней 0,5-0,9, чаще 0,7. Поскольку плотность нефти рн обычно несколько меньше плотности воды рв(рв<Рв), то нефть при движении может опережать воду. Зависит это от дисперсности, истинной доли фаз, скорости движения смеси. По степени диспергирования внутренней фазы двухфазного водонефтяного потока выделяют две структуры: а) капельную (К; капли диаметром 0,5-2 см); б) эмульсионную (Э; то же 0,001-1 мм). Смесь

с первой структурой можно еще- назвать неустойчивой эмульсией (фазы расслаиваются, нефть всплывает), а со второй - устойчивой.

На структуру трехфазного газоводонефтяного потока существенно влияет механизм образования смеси - выделение газа из жидкости (нефти) и ввод его извне. Пузырьки газа выделяются преимущественно на границе раздела «твердое тело (поверхность труб, песчинки) - нефть» и «вода - нефть». В первом случае газовые пузырьки срываются с твердого тела и движутся в нефти, а во втором - они совместно с каплями воды образуют своеобразные конгломераты, относительная скорость которых может быть положительной, отрицательной или нулевой (по сравнению со скоростью нефтн). Подобное отмечается и прн наличии капель нефтнв воде.

По степени дисперсности внутренней жидкой фазы и свободного газа (Г) соответственно выделяют капельно-пузырьковую (КП), эмульсионно-пузырьковую (ЭП) и эмульснонно-снарядную (ЭС) структуры. Карта идентификации (отождествления) структур приведена на рнс. 6.4, где Рвж = 7в/(9н-Ь9в) -расходное содержание воды в жидкости; д», Qb - объемные расходы нефти и воды; Ргсм= WcJ-gd - корень квадратный из параметра Фруда; йУсм= (9н-Ь9в-(-V)/f - скорость смеси; V - объемный расход газа; f - площадь проходного сечения трубы; ф=ьУгпр/(Шсм-Ь«о)-истинное объемное газосодержание потока; Wrnv=Vff-приведенная скорость газа; иУо = 1(Уг - осм - относительная скорость газа (дрейфа фазы); Wr=Wj.np/(p - истинная скорость газа; р - абсолютное давление в потоке; вУкр1 = 0,064-56= Vlf. - первая критическая скорость (линия раздела областей и / при Рвж 0,5); 1(Укр2 = 0,487д/gd -вторая критическая скорость (лиг ния раздела областей I и II, а также областей IV и / при Рвш>0,5); Рв = 9е/(9н+9в+V)-объемная расходная доля воды в потоке; g - ускорение свободного падения; d - диаметр подъемных труб (для кольцевых и других каналов - гидравлический диаметр, равный отношению величины 4f к смоченному периметру поперечного сечения канала).

Многообразие характеристик газоводонефтяных потоков существенно усложняет их изучение. Плотность газоводонефтяной смеси

Рем = Рн = фн -f Рвфв + Ргф = [рн (1 - фвж) -f Рвфвж] (1 - ф) + Ргф, (6. 45)

где фнфв, Ф - истинные содержания нефти, воды и газа в потоке; фвж - истинное содержание воды в жидкости; рн, рв, Рг - плотности нефти, воды и газа. Пренебрегая взаимным скольжением воды и нефти, можно принять, что истинное содержание воды в жидкости фвж равно расходному содержанию Рвж (об-

Рт. 6.4. Карта идентификации структурных форм водонефтяного и водо-нефтегазового восходящих , потоков в скважине (по П. Д. Ляпкбву). Структуры: эмульсионная (Э), эмульснон-но-пузырьковая (ЭП), эмульсионно-снаряд-ная (ЭС), капельная > (К), капельно-пу-зырьковая (КП); потоки: типа В/Н, (B-f +Г)1Н, Н/В, (H-fr)/B. Двоеточие на рисунке обозначает принадлежность потоков к структуре

водненностг Продукции Пв, определенной при условиях тютока). Величину ф можно определить по рассмотренным выше зависимостям. Более детальный подход приводит к сложным расчетным формулам.

В настоящее время для расчета газоводонефтяных потоков можно рекомендовать изложенные выше расчетные зависимости В. А. Сахарова с сотрудниками, полученные на основе промысловых данных при обводненности продукции от нуля до 100 % в широких пределах изменения дебитов (1-800 м/сут), удельного расхода газа j5-900 м/м), вязкости жидкости (1- 2000 мПа-с) для круговых (диаметр труб 0,035-0,076 м) и кольцевых (0,062X0,152 м; 0,076X0,168 м; 0,076X0,232 м) каналов и длин труб от 900 до 3600 м.

§ 6.4. расчет распределения давления газожидкостнои смеси по длине подъемных труб

Расчет распределения давления можно выполнить по уравнению (6.24), (6.25) или (6.26). При восходЯщем движении газожидкостной смеси в подъемных трубах давление и температура уменьшаются. Смесь движется в сторону меньшего давления, а температура ее уменьшается в результате неустановившегося теплообмена с окружающими ствол скважины горными породами. Их изменения сопровождаются изменениями параметров газожидкостной смеси (плотности, вязкости, газосодержання и других) и соответственно составляющих уравнения движения, оэтому уравнение (6.24) справедливо для элементарного подъ-

емника малой длины в пределах которой можно принимать параметры смеси неизменными.

Для реального (длинного) подъемника уравнение движения необходимо записать в интегральном виде, т. е. выполнить интегрирование уравнения (6.25) или (6.26). Так как интегрирование уравнений движения газожидкостной смеси в пределах всей длины L подъемных труб практически невозможно с учетом изменяющихся термодинамических условий потока, то расчет сводится к численному суммированию всех приращений давления Api на каждом участке А/ подъемных труб, т. е.

Р1-Ра= £ Др*.

(6.46)

где n=L/Al - число участков (шагов) изменения длины;

Чем больше п (меньше А/), тем точнее расчет. Практика расчетов показывает, что достаточная точность достигается при п=10-15. Расчет выполняют в зависимости от его цели по принципу «сверху в1ннз» или «снизу вверх», тогда искомое давление

Р1 = р2 + Е Др*

р2= р1-S Ар,

(6.47)

(6.48)

Начальные условия - этр давление и температура на выкиде (рг, Tq) или у-башмака подъемных труб (pi, Ti). Предпочтительней расчет выполнять по шагам изменения давления Ар и вычислять приращение длины Li между двумя сечениями труб с давлениями на концах pi-i и pi(pi=p<-i±Ap), т. е.

Параметры смеси определяют при среднем арифметическом значении давления рг= (pi-i-bpi)/2 и температуры Т= = (7i i+7f)/2. Температуру в любой точке длины подъемных труб можно рассчитать с различной степенью приближения. Ее можно принять, например, либо по геотерме (см. § 3.6), либо по интерполяционной формуле

T = T-, + {Ti%) Р-Р* . (6.50)

Pi - Рг

Давлениями pi или рг можно приближенно задаться, а зависимость температур Ti и 7*2 представить формулой

TiT + TnZ, (6.51)

8* 227

500-

1000 -

р,та. Гп -температурный градиент Потока, определяемый в зависимости от геотермического градиента, расхода жидкости и диаметра труб [6]; г - расстояние от выкнда подъемных труб до точки с температурой Тх. Отметим, что изменение температуры мало влияет на результат расчета. Таким образом, имея приращения длины и давления, строят кривую распределения давления p{z) вдоль подъемных труб.

Пример. По методике Bl А. Сахарова с сотрудниками установить распределение давления по длине колонны НКТ. Определить глубину L, где pi=12 МПа. Исходные данные: дебнт дегазированной жидкости (/0=150 м/сут, удельный расход закачиваемого газа ?озак=90 м/м"; rf= =0,0635 м; р2=1 МПа; рго=1,26 кг/м, геотермический градиент Г=0,0255 К/м; еш = 10- м; экспериментальные данные определения удельного объема выделившегося газа Угв, объемного коэффициента 6н, плотности Рн н вязкости нефти Цн, коэффициента сверхсжимаемости газа Zr, поверхностного натяжения (Т принять по табл. 5.4 работы [6].

Решение. По диаграмме [6] для (/о=150 м/сут при Г=0,0255 К/м находим Гп=0,0165 К/м. Ориентировочно задаемся L=3000 м, где Pi=12 МПа, На этой глубине согласно геотерме (см. § 3,6) температура Ti = 280-f 0,0255X Х3000=356,5 К. Тогда из формулы (6,51) имеем Т2=356,5-0,017 • 3000= =305,5 К.

Задаемся шагом изменения давления Др=1 МПа.Число шагов будет «=(12-1)/1 = 11, а число задаваемых давлений: ll-fl = 12. Расчет выполняем по принципу «сверху - вниз». На конце первого шага находим: P2(i)=

=P2-fAp=l-H = 2 МПа; Гг (О=305,5-К356,5-305,5)-==310,1 К [по

формуле (6.51).] Средние значения для первого шага: pi= (1-f2)/2= 1,5 МПа; Г1= (305,5-f310,1)/2=307,8 К: Определяем расходы жидкости и газа: (7,= = (7о6я/86400= 150 • 1,03/86400= 0,00178 м/с;

fSOO -

2000-

2500 -

Рис. 6.5. Кривая распределения давления вдоль подъемных труб

Vi = (VrB+ Яозак)

«70

86400 Го pi 150 0,89-0,1-307,8

М2=(64 + 90)Х

86400

273-1,5

= 0,0178 м»/с.

где Ро. Уо -давление и температура при стандартных условиях. Дальше вычисляем:

4(0.00178 + 0,0178) ,

юрм =--=6,18 м/с;

Р = -

3,14-0,06352 0,0178

0,0178 + 0,00178

= 0,9;

Рг = Pro -

о 1,26

273-1,5

0,89 0.1-307,8

= 18,84 кг/мз;

Ree„=- 6.18-0,0635-829 3,

We =

10,1-10-»

6,18 9,81-0,0635

22-10-»

(829 - 18,84)6,182-0,0635

61,3; = 1,1-10-5;

V829 829-18.f

61,3

,84 1,1 10-* 1 +0,13-2388 829- 18,84 2-0,9 829

2388;

1 + 1,13-2388

68 32210

61,3

0.11

+ 2--) = 0,033;

0,0635 У

РЭ = 829 (1 -0,9) -Ь 18,84-0,9 = 99,85 кг/м».

/ 6,18 \

Тогда по формуле (6.40) находим Ap/Li=99,85-9,8l(l-f 0,033 81-0,06357

= 1970,3 Па/м, откуда длина первого шага приДр=10»Па ii= jgo

Аналогично выполняем расчеты для других иитериалов и определяем п

L = 2 Lj = 2880 м. Кривая распределения давления представлена на рис. 6.5.

Контрольные вопросы

1. Нарисуйте кривые лифтирования и объясните их характер.

2. Опишите структуры течения газожидкостиой и газоводонефтяной

3. Что понимают под истинным и расходным газосодержаниями потока? Покажите связь между ними.

4. Как рассчитать потери давления, связанные с гидростатическим столбом жидкости н трением?

5. Объясните сущность расчета потерь давления с использованием корреляционного коэффициента.

6. Расскажите о принципе расчета распределения давления газожидкостиой смеси по длине подъемных труб.