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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 [ 131 ] 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

- уравнением неразрывности =[(l-9,)p,u,/ + 9,p,,uj

= const.

(6.328)

где - истинное газосодержание смеси, рассчитываемое по различным эмпирическим зависимостям;

ж - истинные скорости движения жидкой и газовой фаз, м/с;

/- площадь поперечного сечения канала, м;

- уравнением движения

dP dh

К. г

или записанного так: dP

= P™5cosa + [(l-9jp,u +Ф,р,и

(1-фг)Ржжг), +Ф,РгЧг

(6.329)

2D L

= Р.м5С08а + - (1-фр,и+Ф,р,,и

+4-Г(1-ф,)р,г)+Ф,р,г)

(6.330)

Рем =Рж(1-Фг)+Р,Фг- (6.331)

Проанализируем выражения (6.324) и (6.331). Учитывая, что Ф = ДР), для восходящего потока газожидкостной смеси ф .< р,, а для нисходящего потока ф > р., расчетная плотность газожидкостной смеси в модели гомогенного течения при восходящем потоке занижена (при нисходящем - завышена) в сравнении с расчетной плотностью в модели раздельного течения.

Совершенно очевидно, что указанное справедливо для случая, когда р . < р.

На основании изложенных моделей течения ГЖС все существующие методы расчета распределения давления в подъемнике могут быть разделены на три группы:

I. Методы расчета на основе модели гомогенного течения без выделения структурных форм потока смеси.

II. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газоюй фазы без вьщеления структурных форм потока смеси.

III. Методы расчета на основе модели раздельного течения со скольжением газовой фазы и с выделением структурных форм по-

тока смеси, определяемых с помощью специальных критериев, о которых говорилось выше.

На основании изложенных моделей все известные расчетные методы могут быть классифицированы следующим образом (табл. 6.4).

Исследованием процесса движения ГЖС и разработкой соответствующих методов расчета занимались многие отечественные и зарубежные ученые: С.К. Абишев, В.А. Архангельский, Ю.П. Бородин, А.В. Воловодов, В.Г. Грон, А.И. Гужов, А.И. Дьячук, В.А. Ик-тисанов, А.З. Истомин, О.В. Клапчук, Ю.П. Коротаев, А.П. Крылов, Г.С. Лутошкин, В.А. Мамаев, И.Т. Мищенко, М.А. Мохов, И.М. Муравьев, Н.Н. Репин, В.А. Сахаров, В.Ф. Семененко, Г.Е. Хо-лодовский, X. Азиз, К. Браун, Г. Говье, П. Дане, П. Карпентер, Й. Ор-

Таблица 6.4

Некоторые методы расчета распределения давления в трубах при течении в них ГЖС

* Использованы экспериментальные данные А.П. Крылова и Г.С. Лутошкина

кишевский, Ф. Поэтман, Ф. Росс, А. Саттари, М. Фагараши, К. Фор-темс, А. Хагедорн и др.

Рассмотрим некоторые методы расчета распределения давления при движении ГЖС в вертикальных трубах.

6.24. НЕКОТОРЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ПОДЪЕМНИКЕ

Существует большое количество расчетных методов, рассмотрение которых представляет несомненный интерес, но не является единственным предметом данного учебника. Поэтому остановимся на рассмотрении только некоторых из них и относящихся по приведенной классификации (табл. 6.4.) к методам I и П1 групп (метод П группы А.П. Крылова рассмотрен подробно ранее).

6.24.1. МЕТОД Ф. ПОЭТМАНА-П. КАРПЕНТЕРА

Относится К I группе. Расчет плотности газожидкостной смеси р„ (на 1 м (!) дегазированной нефти) ведется следующим образом:

Piuier+QlPro+P- р Ч

р. = (1~"р)

e„(PhG,(p) + jy (6.332)

где - масса газожидкостной смеси, кг;

У см ср - среднеинтегральный объем смеси, м; Рцлсг - плотность дегазированной нефти, кг/м; р - плотность газа при нормальных условиях, кг/м; р - плотность воды, кг/м;

В - объемное расходное водосодержание, д.ед.; в„ [Р) -объемный коэффициент нефти при среднем давлении Р на интервале АН и при температуре Т; G„ - газонасыщенность нефти, м/м;

G„ (Р) - газонасыщенность нефти при среднем давлении Р, приведенная к нормальным условиям, mVm. Среднеинтегральный объем смеси V

y=-f]ydP (6.333)