Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
кон* на участке колонны подъемных труб, где движется газожидкостная смесь. Число интервалов определяем по формуле

N = (Рк он Ру)/&Р — (р КОН Ру)/(0.1Ркон)- (5.15)

Соответственно задаваемые давления будут

N

Pi = Ру + ^ Api, (5.16)

i = i

а их общее число п = N + 1.

  1. Рассчитываем температурный градиент потока по (5.10) и по (5.9) определяют температуру на устье скважины Ту.

  2. Определяем температуру потока Г,, соответствующую за­данным давлениям р,- по (5.14).

  3. Используя данные исследования глубинных проб нефти или расчетные зависимости, приведенные в первом разделе, определяем физические свойства газа, нефти, воды и водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (р;, Г£).

  4. Рассчитываем расходные параметры газожидкостного по­тока QXi и Vri при соответствующих термодинамических условиях

0ж1 = 0жст(1 — Рв) bui 4" Ож стРв! (5.17)

Vri = [Угв, (1 -
Рв) + Rr] CrZiP0Ti/(ToPi), (5.18)

где bBi—объемный коэффициент нефти (1.31); Угв£—удельный объем выделившегося из нефти газа, приведенный к нормальным условиям (1.27); z£— коэффициент сверхсжимаемости газа”(1.19).

При расчете фонтанного подъемника Rr = 0. &

  1. Вычисляем по (5.5) и (5.6) приведенные скорости^жидкой и газовой фаз, а также скорости потока газожидкостной смеси

WcMi = (£ + VrClIF = Шж лр I + пр £■ (5.19)

  1. Оцениваем параметры для определения структуры газожид­костного потока (если она предусмотрена методикой расчета). Та­кими параметрами в зависимости от метода расчета могут быть без­размерные скорости газа и жидкости wr6 (шжб), критерий Рей-


* Конечное давление на участке движения газожидкостного потока оп­ределяется в зависимости от способа эксплуатации скважины из соотношения давлений на забое р3аб (фонтанная скважина), на выкиде насоса двн (на­сосная скважина), в точке ввода газа Рвг (газлифтная скважина) и давления насыщения нефти Рквс:

если Дзаб (Двн> Двг)"^Днас> т0
Ркон = Рзаб (Ран, Рвг)', если Дзаб (Двт Рвг) > Рнас, т0 Ркон = Рнас- В любом случае общий диапазон изменения давления ориентировочно может быть определен как (рНас—Ру)- Изменение числа интервалов N при этом практически не скажется на точности расчета кривой p = f (Я).


100



Рис. 5.2. Профиль давления в ко-
лонне подъемных труб


нольдса смеси ReCM, критерий
Фруда смеси FrCM, расходная
объемная концентрация газа
в смеси рг и т. д.

  1. Согласно структуре по-
    тока выбираем систему урав-
    нений, описывающих движение
    смеси, и вычисляем градиент
    давления (    dp/dH)
в точке, со-
ответствующей положению устья
скважины (Я = 0; р = ру,

Т = Ту), а затем градиенты (dp/dH)в точках с заданным давле­нием pi и температурой 71,.

  1. Рассчитываем величины, обратные градиентам давления {dH/dp)у и (dH/dp)i.

  2. Вычисляем по (5.13) длину участков колонны подъемных труб, на которых-движется газожидкостная смесь в диапазоне со­ответствующего изменения давления от ру до р, < рнас. Интеграл в правой части (5.13) вычисляют по формуле трапеций*








(5.20)


т. е. расчетная длина подъемной колонны, соответствующая дав­лению pi, будет равна сумме приращений длин АН,, соответствую­щих интервалам Ар, в диапазоне изменения давления от ру до р,-.

N

При pi = ркон Hi — Ьгжс — X AHi, т. е. длине всего интервала

f=i

колонны, на котором движется газожидкостная смесь.

  1. По результатам расчета Я,- строят профиль давления р = = / (Я) в колонне подъемных труб на участке движения газожид­костной смеси (рис. 5.2), по которому можно, например, опреде­лить давления: забойное рзаб — у фонтанной скважины, на вы- киде насоса рвн — У насосной, в точке ввода газа в подъемную колонну рвг — у газлифтной скважины на соответствующих из­вестных глубинах: скважины Lc, спуска насоса Ясн, ввода газа Lcr. При этом возможны следующие варианты определения иско­мого давления (для фонтанной и насосной скважин):


с


* Для получения более точного результата можно численное интегриро­вание проводить по формуле Симпсона.


101






f/Лт


0,05 0,0 k 0,03

  1. 02

  1. 01 0,08 0,06 0,00 k

  1. 02

0.001

0,0008

0,0006

0,000k

0,0002

0,0001

0,00005

0,00001


Рис. 5.3. Зависимость коэффициента к от числа Рейнольдса [30] и относительной шероховатости e/D■




Трубы
Состояние труб
Абсолютная

шероховатость

£> ММ

Цельнотянутые стальные, из стек-
Новые, технически гладкие
0,0015

ла и цветных металлов Стальные (НКТ): бесшовные
Новые, чистые
0,014

сварные
То же
0,05

сварные
После нескольких лет экс-
0,2

Трубопроводные
плуатации Новые, чистые
0,018

Для магистральных газопроводов
То же
0,016

Из коммерческой стали или сва-
»
0,046

рочного железа

Чугунные с битумным покрытием
»
0,13

Стальные оцинкованные



0,15

Чугунные без покрытия
»
0,3


Для труб нефтяного сортамента, не загрязненных отложениями солей, смол и парафина, можно принять е = 1,4- П-5 м.

Уравнение (5.21) решается аналогично уравнению (5.1) газо­жидкостного потока.

Ориентировочно, допуская постоянство физических свойств жидкости при р>рнас, забойное давление можно рассчитать по формуле

Рзаб Рнас “Ь (^-с ^гжс) [Рж£ cos а 4“ прРж/О^т)]- (5.23)

если Lс (ЯСН)<ДГЖС, то рэаб (рвн)<рнас и искомое .давление определяется непосредственно по графику р = f (Я).


103





КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА И ОБЛАСТЬ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Успешное решение технологических задач зависит от правиль­ности использования расчетных зависимостей, учитывающих осо­бенности реального газожидкостного потока.

Одной из особенностей потока является многообразие его струк­турных форм, основные из которых пузырьковая, пробковая (снарядная) и кольцевая. Устойчивость газожидкостного потока к структурообразованию определяется многими факторами —ди­намическим напором, поверхностным натяжением на границе фаз, их вязкостью и плотностью, геометрией канала.

Каждая структура имеет свои особенности изменения основных гидродинамических характеристик потока, коэффициента гидрав­лического трения Хсм и истинной объемной доли в смеси газа срг. Структура и гидродинамика потока в свою очередь определяют интенсивность теплоотдачи, устойчивость течения, степень терми­ческой неравновесности и т. д. В целом движение газожидкостного потока — сложный термогидродинамический процесс, аналитиче­ское описание которого возможно только на основе упрощенных моделей его представления, дополненное результатами промысло­вых и лабораторных экспериментов.

В теоретическом представлении газожидкостного потока ис­пользуют две основные модели течения: гомогенную и модель со скольжением (относительной скоростью) фаз, в связи с чем все существующие на сегодня как у нас, так и за рубежом и представ­ляющие практический интерес методы расчета газожидкостного потока можно классифицировать по особенностям модели, поло­женным в их основу

а. Методы, основанные на гомогенной модели течения. Особен­ность модели — термодинамическое равновесие и равенство ли­нейных скоростей фаз. Обе фазы рассматриваются как одна гомо­генная, обладающая усредненной (по принципу аддитивности) плотностью без учета относительной скорости. Необратимые по­тери давления, обусловленные трением и относительной скоростью, рассчитывают по аналогии однофазного потока на основе экспери­ментально полученной зависимости «коэффициент корреляции / — число Рейнольдса» (рис. 5.4). К данной категории относятся сле­дующие расчетные методы:

Метод Поэтмана—Карпентера [22]—для газожидкостных по­токов в вертикальных трубах круглого сечения. При течении вы­соковязких газожидкостных потоков область использования дан­ного метода может быть расширена на основе результатов исследо­вания, полученных В. А. Сахаровым и С. К. Абишевым (см. рис. 5.4, кривые 2 и 3).
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru