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

перепад давления на жидкостной пробке. Если такой перепад достаточно велик, скопившаяся жидкость или часть ее захватывается газом в пониженных частях и оттуда поступает на следующий подъем. Как следствие такого характера течения двухфазного потока перепад давления на трубопроводе будет определяться разностью нивелирных отметок начала и конца трубопровода. Увеличение перепада давления

Рис. 1.4-8. Последовательность приращения отметок высот при расчете перепада давления в трубопроводе, проложенном по пересеченной местности

Рнс. 1.4-9. Влияние шарового резинового разделителя иа структуру двухфазного потока в горизонтальном трубопроводе

на холмистой местности в соответствии с Бэйкером (1954) можно рассчитать в первом приближении по следующей формуле:

Sp==K(K+K... + K)y. (1-4-14)

Здесь /С=0,5 при скоростях потока у-<3 м/с и /(=0,38 при о> 3 м/с; h\, ..., hn - нивелирные отметки возвышенной по трассе трубопровода, как показано на рис. 1.4-8.

Дополнительный перепад давления, вызванный холмистым характером местности, может значительно увеличивать перепад давления, свойственный горизонтальному трубопроводу.

Пример 1.4-3. Рассчитаем перепад давления на трубопроводе, проложенном на холмистой местности при тех же параметрах, что и в предыдущем примере, и при нулевой разности нивелирных отметок начала и конца трубопровода Л = 400 м, рн = = 830 кг/м. Оценим по уравнению (1.4-14) дополнительный перепад давления, вызванный холмистым характером местности, а по уравнению (1.4-11) определим рсм при давлении на входе в трубопровод, равном 0,89 МПа. С помощью рис. 1.4-4 находим Рсм = 27 кг/м при /?о = 326. По уравнению (1.4-14) определим и = 7,4 м/с.

Таким образом, средняя скорость потока превышает 3 м/с даже в наиболее неблагоприятных случаях, когда давление максимальное. Дополнительный перепад давления, обусловленный холмистым характером местности, определяется по формуле (1.4-14)

Др=0,38-400-8142 = 1,24 Па.

Цель серии экспериментов, проводимых с 1958 г. под эгидой исследовательского комитета по течению многофазного потока Американской газовой ассоциации и Американского нефтяного института, состоит, с одной стороны, в увеличении пропускной способности действующих трубопроводов и, с другой, в установлении более точных взаимосвязей для расчета перепада давления в трубопроводах, проходящих по холмистой местности (МакДональд и Бэйкер, 1964). Установлено, что

4-546

можно «выдавить» жидкую фазу при вводе в трубопровод через определенные промежутки времени шаровых резиновых разделителей практически такого же диаметра, как и внутренний диаметр трубопровода. Пропускная способность трубопровода при этом увеличивается примерно на 30-70%. При выводе формул, характеризующих такое увеличение пропускной способности, рассматривались четыре структуры газожидкостного потока. МакДональд и Бэйкер показали (1964) структуры потока, образующиеся в результате использования шаровых разделителей (рис. 1.4-9). На участке а поток многофазный кольцевой, на участке б газ течет у стенок трубопровода, смоченных нефтью; на участке в существует только жидкостный поток, а на участке г поток аналогичен многофазному потоку на участке а. Для каждого типа структуры предложены формулы. Оптимальное использование шаровых разделителей достигается за счет выбора расстояния между ними или, другими словами, за счет выбора оптимального интервала времени между запусками двух соседних разделителей. Разработано специальное оборудование для использования шаровых разделителей с целью увеличения пропускной способности трубопроводов, транспортирующих нефтегазовую смесь.

1.4.3. ТЕЧЕНИЕ МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА В ВЕРТИКАЛЬНЫХ КОЛОННАХ ТРУБ

Законы движения газожидкостной смеси по вертикальным трубам изучают уже длительное время. Первым общую теорию движения газожидкостной смеси в вертикальных трубах дал Верслайс (1930). С тех пор были разработаны новые теории и, хотя исследования в этой области не могут считаться завершенными, на сегодняшний день разработаны формулы для установления с удовлетворительной точностью параметров вертикального газожидкостного потока, наиболее часто встречающихся на практике. Эти формулы основаны на различных теоретических подходах и при решении разных проблем или объяснении возникающих при нефтегазодобыче явлений применяют те или иные формулы, наиболее пригодные для данного случая.

Причины сложности взаимосвязей, описывающих двухфазный поток в вертикальной трубе, следующие:

1) удельный объем текущей смеси заметно изменяется с изменениями температуры и давления;

2) кроме потерь на трение о стенки вертикальной колонны труб при движении газожидкостной смеси происходят потери за счет относительного скольжения фаз;

3) на характеристики потока влияют самые различные факторы;

4) жидкость и газ образуют различные структуры потока.

Ниже обсуждаются проблемы, возникающие при течении газожидкостной смеси главным образом применительно к скважинам, добывающим газированную жидкость.

Удельный объем газа пбстепенно возрастает по мере подъема его по стволу скважины и соответственно по мере уменьшения давления. С одной стороны, происходит расширение свободного газа, поступаю-

щего в скважину, с другой, - выделение из нефти растворенного газа. Степень расширения и выделения газа уменьшается при снижении температуры. Удельный объем нефти в результате выделения из нее газа и при снижении температуры будет слегка уменьшаться, а в результате уменьшения давления - слегка возрастать.

Двухфазный поток по вертикальной трубе характеризуется энергетическими потерями двух видов: потерями на трение и потерями при относительном скольжении фаз. Потери напора на трение при течении двухфазного потока сходны с аналогичными потерями при турбулентном течении однофазного потока. На распределение скоростей в поперечном сечении колонны труб, сушественно влияющее на потери напора на трение, в свою очередь значительное влияние оказывает структура потока. При подъеме газонефтяной смеси коэффициент гидравлического сопротивления может изменяться весьма значительно вследствие постепенного возрастания относительного содержания газа в смеси, контактирующей со стенкой трубы, и постепенного увеличения скорости потока. Следовательно, даже расчет только потерь на трение о стенки трубопровода при течении двухфазного потока по вертикальным трубам значительно более сложен, чем при течении однофазного потока. Расчет потерь энергии потока при двухфазном течении еще более усложняется за счет скольжения фаз одна относительно другой. Потери скольжения объясняются главным образом резкой разницей плотностей жидкостей и газа. Пузырьки газа, входящие в колонну труб у башмачной трубы с некоторым жидкостным элементом, в дальнейшем отделяются от этого элемента, значительно опережая его. В результате газовый фактор продукции скважины, заполняющей колонну, меньше газового фактора, рассчитанного по фактически добытым объемам газа и нефти, т. е. эффективного газового фактора.

Средняя плотность потока в вертикальной колонне труб превышает плотность, которая должна быть при отсутствии проскальзывания. Для иллюстрации этого факта предположим, что вертикальная колонна труб заполнена проницаемым, пористым веществом. Предположим также, что суммарный объем норового пространства в любой секции колонны равен примерно 7з общего объема этой трубной секции. Если по такой трубной колонне транспортируется газ, то отношение объемов газ : вещество (под «веществом» понимается проницаемое пористое вещество, упомянутое выше) будет равно /з : 7з = 2. Однако в этом случае эффективный газовый фактор становится равным бесконечности, так как из скважины добывается только газ без какого-либо дополнительного компонента. Если этот компонент («вещество») не зафиксирован относительно стенок колонны, он начнет подниматься вверх со скоростью, равной скорости газа, и эффективный газовый фактор начнет уменьшаться. Аналогичный эффект имеем при течении двухфазного потока (газа и жидкости). Потери скольжения возрастают до максимума при относительно низких скоростях газа в колоннах сравнительно большого диаметра.

Предположим, что объемный расход жидкости в некотором сечении колонны труб площадью Sp, на данной глубине равен Qm, а эффективный расход газа - qr. Представим также долю этого сечения,

4* 51