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

Метод П. Баксендела [24 ] — для газожидкостных потоков в вертикальных кольцевых каналах.

б. Методы, основанные на модели течения со скольжением. Существует несколько разновидностей данной модели в зависимо-

104

Рис. 5.4. Зависимость корреляцион-
ного коэффициента / от условного
числа Рейнольдса для каналов
круглого сечения:

/ — по данным Поэтмана — Карпентера
[22]; р_ж<12 мПа-с; 2, 3 — по данным
В. А. Сахарова и С. К. Абишева: 2 —
= 700 < ц_ж < 2000- мПа-с; 3 — р_ж 10000 мПа-с

сти от структурных форм пото-
ка и соответственно характера
распределения газовой фазы
в потоке непрерывной жидкой
фазы.

Общая особенность методов—
конкретизация структурных
форм потока на основе парамет-
ров, определяющих область
их существования, определение
необратимых потерь давления,
обусловленных трением, сколь-
жением и ускорением, с учетом
влияния на них относительной
скорости.

К данным методам, использу-
емым в нефтепромысловой прак-
тике, относятся:

метод А. П. Крылова и
Г. С. Лутошкина [4],

метод Ж. Оркишевского [43],
метод ВНИИгаза [7].

При решении задач эксплуатации скважин в осложненных ус-
ловиях, обусловленных высокой вязкостью добываемой жидкости
(Рж > 15 мПа-с), можно использовать метод автора данного раз-
дела. Метод основан на теоретическом обобщении на основе модели
потока дрейфа экспериментальных данных [27].

Диапазон основных эксплуатационных характеристик: дебита
жидкости <2жо> удельного расхода газа R_r, вязкости жидкости р,_ж,
диаметра канала, для которых приемлемы методы группы «а» и
группы «б», приведен в табл. 5.2.

Таким образом, на основании исходных данных, характеризую-
щих режим работы скважины, можно выбрать приемлемый для
практики метод расчета, точность которого, как следует из приве-
денного ниже анализа, находится в пределах ±

10%.

и>си°А _и=0,99-Ю

D

МЕТОД Ф. ПОЭТМАНА — П. КАРПЕНТЕРА

В основу метода положено уравнение энергетического баланса для“потока газожидкостной смеси гомогенной модели. Все необра- тимые^виды потерь давления, обусловленные трением, скольжением

12>

105

		Эксплуатационные условия				Характеристика статистического распределения ошибок **
Метод расчета	Год создания	Сжст' “³/^СУ^Т	Н_Г' м^;ум>	£>_т, м	ц_ж. мПа-с	Статистиче ская средняя погрешность	Среднее квадратиче ское отклонение.
Ф. Поэтмана — П. Карпентера	1952	9,5—238,5	5,6—910	0,0507—0,0762	1 — 12 (при t — = 38,8 °С)	—6,03	±8,39
П. Баксендела	1958	230—2240	50—230	КОЛЬЦО	—	—	—
А. П. Крылова — Г. С. Лутошкина	1958	8—540	0—400	0,0381—0,0762	1 — 15,2	+ 1,60	±6,73
Ж- Оркишевского	1967	5—500	20—240	0,032—0,089*	1 — 100*	+ 1,80	±6,61
ВНИИгаза	1981	—	—	0,015—0,106	1—250	+4,19	±6,50
Автора раздела	1982	8—540	0—400	0,015—0,0762	1—450	+2,1	±6,55

* Данные ориентировочные.

** Данные автора, полученные на основании статистического анализа расчетных кривых p=f(H) по 37 скважинам 14 нефтяных месторождений страны. Погрешность расчета давления на участке газожидкостного потока определялась путем сопоставления расчетных и фактических кривых распределением давления, полученных по результатам глубинных измерений. Рассматривая затем полученные погрешности по всем скважинам как статистический ряд, было установлено, что погрешности расчета по всем исследованным методам с надежностью 0,95 следуют нормальному закону распределения. При этом основные характернстикн полученных ошибок (статистическая средняя ошибка, среднее квадратическое отклонение) показывают вполне допустимую для практических целей точность расчета.

(относительной скоростью) и ускорением, коррелируются посредством коэффициента / в форме, аналогичной уравнению Фанинга для потерь на трение при течении однофазного потока

(4>т_я = 2/^_мРсм JD_T, (5.24)

где Wcm — скорость потока газожидкостной смеси.

w_cu = Q_a_CTV_C„/(86400F) = [* ст (1 - Рв) Ус„]/(86400Д), м/с, (5.25 _}

V_CM — удельный объем смеси, т. е. объем смеси нефти, газа и воды при заданных термодинамических условиях (р и Т) потока, отнесенный к единице объема дегазированной нефти (1 м³

)

= Ь_я + {[Угв + Яг/(1 - Рв)]гр₀Г}/(рГ₀) + Ml - Рв), м³/м³, (5.26)

Угв, R_r — соответственно удельный объем выделившегося из нефти газа и удельный расход газа (в случае газлифтной эксплуатации скважин); Ь_п — объемный коэффициент нефти; р_сми — плотность идеальной газожидкостной смеси (без учета влияния относительной скорости фаз)

Рем И “ Мсм/Усм, (5.27)

М_си — удельная масса смеси, т. е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти

Мсм = Рид + Pro [Г + Яг/(1 — Рв)] + РвоРв/(1 — Рв), кг/м³, (5.28)

/ — корреляционный коэффициент, определяемый в зависимости от условного числа Рейнольдса* по экспериментальному графику (см. рис. 5.4, кривая 1) или по формуле, его аппроксимирующей (формула В. И. Щурова)

/= _]019.66 {I + Ig [0.99- 10-⁵0_{ж ст} (1 - _Рв) Af_CM/0_T3)-ⁿ-²S_ _{17 713 (5 2д)}

Уравнение движения газожидкостной смеси с учетом (5.24— 5.28) в форме, удобной для инженерных расчетов, будет

~~dp/dH~~ = _Рсм_H-g- кг⁶ cos ос + ~~[IQI~~ _ст(1 - Р_в)²м2_м]/(2,3024 ■ 10^1S X

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:










2014 biblioonline ru