Идеальная плотность газожидкостной смеси гжс определяется уравнением

Плотность газожидкостной смеси.

Т.к. гжс неоднородная среда, то для определения ρ_см ,V выбир-ся с учетом этой неоднородности. ρ_см=(V_жρ_ж+V_гρ_г)/(V_ж+V_г)=( V_жρ_ж+V_г0ρ_г0)/( V_ж+V_г), V_ж,V_г-объемы ж. и г. м 3 ; V_г0-объем г. при нормальных условиях м 3 ; ρ_г0-плотность г. при нормал. услов. кг/м 3 В этом случае соблюдается следующее условие(г. явл. дисперсной фазой) V_г 3 /с.

Потери давления на трение в НКТ (в скважине).

,где l — коэф гидравлического сопротивления, определяется:—при ламинарном течении (Re

Дата добавления: 2015-04-18 ; просмотров: 22 ; Нарушение авторских прав

Метод Поэтмана — Карпентера

В основу положена гомогенная модель смеси, движущаяся с эффективной скоростью Wсм. Потери давления на трение и скольжение фаз объединены.

Уравнение для расчета давления в НКТ:

где f — общий корреляционный коэффициент, учитывающий все потери.

Удельная масса смеси Мсм , т.е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти, рассчитывается по следующей формуле:

Удельный объем смеси Vсм , т.е. объем нефти, газа и воды при заданных Р i и T i в сечении потока, отнесенный к единице объема дегазированной нефти определяется из соотношения:

Идеальная плотность смеси, входящая в уравнение для давления (17), определяется, как и принято в классической физике, из соотношения:

Пример расчета движения ГЖС по методу Поэтмана — Карпентера

Задача 12

Используя метод Поэтмана — Карпентера рассчитать кривую распределения давления в фонтанной скважине. Определить забойное давление и оценить точность полученного результата при следующих исходных данных:

Qжст = 72 м 3 /сут; ρнд = 850 кг/м 3 ; βв= 0; μнд = 8,0 мПаּс; Ру = 1,14 Мпа;

μнпл = 2,8 мПаּс; Тпл = 307 ºК; Рнас = 9,1 Мпа; ω = 0,0189 ˚К/м; Г = 60 м 3 /м 3 ;

Lс = 1600 м; ρгo = 1,436 кг/м 3 ; Hнкт = Lc; Dт = 0,0635 м; Рзаб изм = 11,91 МПа.

Решение

Расчет производим «сверху — вниз». Так как Рзаб изм > Рнас, то расчет распределения давления ведется сначала на участке движения газожидкостного потока от Ру до Рнас, а затем на участке однофазного течения от Рнас до Рзаб.

1. Принимаем величину шага изменения давления ΔР = 0,1∙9,1 ≈ 1,0 МПа и определяем по формуле

общее число шагов,

.

Соответственно число задаваемых давлений n = 9, а их значения, определенные по (2), приведены в табл. 1.

2. Рассчитываем по (3) температурный градиент потока

.

3. Определяем по (4) температуру на устье скважины

.

4. Вычисляем по (5) температуру потока, соответствующую заданным давлениям (см. табл. 1). Например

.

5. Используя данные однократного разгазирования проб пластовой нефти, представленных в виде графических зависимостей Vгв = f (P), bн = f (Р), определяем по заданным давлениям удельный объем выделившегося газа и объемный коэффициент нефти (см. табл. 1). Данные параметры с большей точностью могут быть

Результаты расчета распределения давления по методу Поэтмана — Карпентера

получены при расчете их по зависимостям, приведенным в разделе 1.3. Коэффициент сжимаемости газа z определяем по формулам И.Т. Мищенко.

6. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях по следующей формуле.

,

где Vгв, Rг — соответственно удельный объем выднлившегося из нефти газа и удельный расход газа (в случае газлифтной эксплуатации скважин).

Например, при термодинамических условиях устья скважины Ту = 281,7 ˚К, Ру = 1,14 МПа, удельный объем будет

.

7. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях по (19)

.

8. Используя (21), рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Pу, Ту)

9. Определяем по формуле (18) корреляционный коэффициент необратимых потерь давления

.

10. Вычисляем полный градиент давления по (17) в точках с заданными давлениями, меньшими чем Рнас (см. табл. 1). Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет

11. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, где Р ≥ Рнас (Р = 9,14 МПа)

Учитывая, что при Р > Рнас объемный коэффициент нефти, как все прочие физические параметры, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной на всем интервале однофазного потока.

12. Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока жидкости при Р = 9,14 Мпа

13. Определяем по (16) коэффициент гидравлического трения потока

14. Рассчитаем по (10) градиенты давления в сечениях, где Р > Pнас:

;

.

15. Вычислим dH/dp.

16. Проводим численное интегрирование по (12) зависимости dH/dp = f (р), в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока. Например

и т. д.

Из результатов интегрирования (см. табл. 1) следует, что расчетный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет Lгжс = 1317 м.

17. Определяем длину участка однофазного потока. Так как этот участок мы не разбивали по шагам изменения давления, то согласно (5.20) его длина будет

Полная расчетная длина колонны подъемных труб, на интервале которой давление изменяется от Pу = 1,14 МПа до Pзаб = 11,91 МПа, составит

18. По результатам расчета строим профиль давления в рассматриваемой скважине (рис. 3.1). Откладывая на оси глубин величину Lc = 1600 м, находим расчетное забойное давление Pзаб p = 11,4 МПа.

19. Оцениваем погрешность результата расчета

Рис. 3.1. Определение на забое скважины по расчетному профилю давления

Скважинная добыча нефти (стр. 7 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Этот процесс может происходить за счёт энергии двух видов:

— природной (Wприр) – и этот способ эксплуатации

носит название «фонтанирование» и

— искусственной – вводимой в скважину с земной

поверхности (Wиск) – и этот способ эксплуатации носит название «механизированный, т. к. подача Wиск на забой скважины осуществляется механизированными приспособлениями (наосами или компрессорами).

Фонтанирование нефтяных скважин происходит под влиянием энергии:

-сжатых пород и пластовых жидкостей,

-сжатой и растворённой в нефти газовой фазы,

выделяющейся из нефти и расширяющейся в процессе подъёма её на поверхность,

Если бы в нефти не содержался растворённый газ, то подъём её на поверхность происходил бы только за счёт пластового давления и только при условии превышения напора, развиваемого пластом, глубины скважины, т. е. когда имело бы место неравенство

.

Такое фонтанирование называется артезианским и при нём, очевидно, должно иметь место соотношение

Однако такое фонтанирование встречается довольно редко – при наличии продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением. В большинстве же случаев гидростатического напора пласта ( в метрах столба дегазированной или газонасыщенной нефти, но без выделения пузырьков газа) бывает недостаточно для фонтанирования скважины. Поэтому такие скважины могут начать работу фонтанным способом в процессе их освоения только после замены

бурового раствора на воду или дегазированную нефть на пластовую нефть, содержащую растворённый газ, который, выделяясь из нефти в скважине, расширяется по мере движения к поверхности (из-за снижения давления) и совершает работу по подъёму жидкости. Такое фонтанирование называется газлифтным. Механизм газлифтного фонтанирования, т. е. передачи энергии газа потоку жидкости, очень сложен и до конца не изучен из-за нестационарности движения ГЖС, поэтому для решения задач, связанных с фонтанированием скважин, применяется ряд логических и эмпирических допущений и упрощений.

Считается, что энергия газа затрачивается на увеличение объёма ГЖС, что сопровождается уменьшением её плотности.

Подъёму жидкости в некоторой степени способствует также относительная скорость движения фаз с различными плотностями (при всплытии в нефти пузырьков газовой фазы возникают силы трения между газом и нефтью, увлекающие часть нефти – жидкой фазы). Вместе с тем проскальзывание газа сопровождается бесполезной потерей некоторой части его энергии, и поэтому этот процесс нежелателен.

Эффективность процесса повышается с ростом дисперсности газовых пузырьков вследствие уменьшения общих потерь энергии на скольжение. Большое количество мелкодисперсных пузырьков газа всплывает (скользит) в нефти значительно медленнее, чем малое количество крупнодисперсных пузырей. По этой причине диспергирование пузырьков газа – одно из средств повышения эффективности работы ГЖС.

Итак, говоря о балансе энергии в скважине в самом общем виде можно представить левую часть этого баланса в виде суммы двух видов энергии – природной и искусственной (Wпр + Wиск).

Правая же часть этого баланса состоит из затрат этой энергии:

W1 – на подъём жидкости и газа с забоя до устья скважины,

W2 – на движение ГЖС через устьевое оборудование,

W3 – уносимая струёй жидкости и газа за пределы устья скважины, т. е. в сепараторы (отделители жидкости от газа ), замерные устройства и промысловые трубопроводы. Тогда энергетический баланс скважины выглядит так:

На забое скважины жидкость и газ обладают потенциальной энергией, обусловленной величинами Wпр и Wиск, т. е. левая часть баланса энергии в скважине выразится как

Wпот = Wж + Wг, т. е. сумма потенциальных энергий жидкости и газа.

Рассмотрим эти величины подробнее:

Wж – потенциальная энергия одной тонны (1000кг) жидкости, необходимая для совершения работы по подъёму этой жидкости на некоторую высоту h (это и есть цель скважинной добычи нефти):

Выразим высоту h через забойное давление:

P°- атмосферное давление, равное 9,81×104 н/м2 = 0,0981 МПа.

,

и потенциальная энергия жидкости выразится как

, дж.

Потенциальная энергия свободного газа при изотермическом его расширении определяется соотношением

, дж,

где G° — объёмное количество газа, поступающего в свободном виде с одной тонной к забою скважины, м3; если давление на забое скважины больше давления насыщения нефти газом и отсутствуют прорывы газа из газовой шапки, то G° = 0, и подъём жидкости происходит за счёт энергии жидкости и энергии выделяющегося из раствора газа в стволе скважины. При этом в каждой тонне нефти содержится какое-то количество растворённого газа, который будет выделяться (освобождаться из раствора) по мере понижения давления от забоя к устью скважины. Этот газ также обладает некоторым количеством энергии, которое обозначим А° — энергия растворённого газа.

Таким образом, суммарное количество потенциальной энергии, которой обладает жидкость и газ на забое скважины выразится в виде суммарной потенциальной энергии как

, дж.

Слагаемые правой части этой формулы представляют собой следующее:

первое – энергию гидростатического напора,

второе – энергию свободного газа и

третье – энергию выделившегося газа при снижении давления от забойного до устьевого.

Необходимо отметить, что эта энергия при эксплуатации скважины не полностью используется для подъёма жидкости (за исключением случаев открытого фонтанирования), т. к. на устье скважины всегда имеется какое-то противодавление Ру.

При подъёме жидкости за счёт гидростатического напора давление на забое скважины определяется уравнением

Рзаб = Нс×r×g + Ру + Ртр,

где Ртр – потери давления на преодоление трения, определяемые по формуле Дарси – Вейсбаха

,

где l — коэффициент гидравлических сопротивлений, зависящий от шероховатости, в том числе и связанной с отложениями парафина и определяемый по величине параметра Рейнольдса

;

при Re 2320 ;

w — линейная скорость движения жидкости в трубах, м/с;

dт – диаметр НКТ, м;

r — плотность жидкости, кг/м3;

n — кинематический коэффициент вязкости жидкости, м2/с.

Для предотвращения парафинизации эксплуатационной колонны и для промывки скважины применяются специальные фонтанные (насосно – компрессорные) трубы с условным диаметром 2²; 2,5²; 3² и 4² или 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенки 3,5- 7,0 мм.

Если фонтанная скважина закрыта, то давление на её устье равно пластовому.

В общем случае ГЖС состоит из трёх фаз (несмешиваюшихся жидкостей): газообразной, жидкой и твёрдой; жидкая фаза часто состоит из двух несмешивающихся жидкостей: воды и нефти. Твёрдой фазой могут быть песок или механические примеси, поступающие в скважину из продуктивной толщи, или частицы парафина, образовавшиеся в пористой среде или в подъёмных трубах.

Общий перепад давления на концах трубы зависит от плотности смеси и гидравлических сопротивлений.

На численное значение гидравлических сопротивлений существенно влияют:

— свойства ГЖС – плотность, вязкость, соотношение

— структура (режим) потока (его строение).

Исследования на вертикальных прозрачных трубах показали,

что, режимы потока ( или структуры потока бывают:

— пузырьковый (рис.56), когда газ более или менее

равномерно распределён в жидкости в виде небольших (по сравнению с диаметром трубы) диспергированных пузырьков; небольшие концентрация и размеры пузырьков газа позволяют им свободно передвигаться в жидкой фазе;

— снарядный (пробковый) (рис.57), когда газообразная

фаза представлена в виде крупных пузырей, поперечные размеры которых соизмеримы с диаметром трубы; по форме пузыри напоминают снаряды с головкой параболического очертания; при этом газовые пузыри чередуются с жидкостными перемычками;

— эмульсионный (рис.58), когда газообразная фаза распределена в потоке в виде мелких пузырьков, разделённых жидкими плёнками;

— кольцевая (стержневая) (рис.59), когда газообразная фаза образует ядро потока, а жидкость в виде плёнки движется по стенкам трубы;

— дисперсная, когда мелкие капли жидкости

распределены равномерно в общем потоке газа.

Имеется и целый ряд других промежуточных и сложных структур потока ГЖС.

Характеристики движения ГЖС по вертикальным трубам

Движение ГЖС характеризуется нижеследующими параметрами, с помощью которых определяются гидравлические сопротивления (обозначим: объёмный расход газа v, а объёмный расход жидкости – q);

— ;

при определении объёмных расходов, м3/с необходимо учитывать в рассматриваемом давление и температуру сечении трубы.

По мере подъёма смеси газовое число возрастает за счёт увеличения v – из-за систематического снижения давления и уменьшения расхода жидкости q вследствие возрастания плотности жидкости за счёт «усадки» вследствие выделения газа из нефти и за счёт уменьшения температуры, однако это изменение незначительно; с достаточной степенью точности в расчётах иногда можно принимать плотность жидкой фазы неизменной по длине НКТ и равной средней плотности жидкой фазы;

— расходное объёмное газосодержание

— расходное массовое газосодержание

,

где mг и mж – массовые расходы соответственно

газообразной и жидкой фаз; расходное массовое газосодержание во всех сечениях трубы постоянно, если по пути движения ГЖС в трубу не вводится дополнительно газ;

-истинное (в отличие от расходного) объёмное газосодержание

,

где fг – площадь поперечного сечения трубы, занимаемая газообразной фазой,

f – полная площадь сечения газожидкостного потока, проще говоря – площадь поперечного сечения трубы;

— истинное объёмное содержание жидкой фазы

rсм = j×rг + (1- jг)×rж,

где rг и rж – плотности соответственно газа и жидкости;

если жидкость состоит из двух компонентов (вода и нефть), то плотность смеси определяется по формуле

rсм = jн×rг + jн×rн + jв×rв,

где jн и jв – истинные объёмные соответственно нефте — и водосодержания,

rн и rв – плотности соответственно нефти и воды;

плотность смеси может быть также рассчитана, исходя из расходного объёмного газосодержания

— истинная скорость движения фаз:

,

;

(здесь берутся отношения средних во времени объёмных расходов данной фазы и средней площади сечения потока, занятого данной фазой);

— относительная скорость движения ГЖС

,

где С° — разность истинных скоростей газовой и жидкой фаз;

если в состав потока, кроме нефти и газа, входит вода, то в этом случае будет несколько значений относительной скорости, а именно – разность скоростей: газовой и нефтяной фаз, газовой и водной фаз, нефтяной и водной фаз; вследствие этого концентрация фаз изменяется по длине НКТ;

— приведённая скорость фазы – отношение среднего

объёмного расхода фазы к полной площади потока, т. е. к площади внутреннего сечения НКТ,

,

;

— скорость ГЖС – отношение объёмного расхода ГЖС

через поперечное сечение потока к площади этого потока

;

для определения гидравлических сопротивлений при движении ГЖС в НКТ могут быть использованы и другие соотношения

— средневзвешенная по объёмным расходам жидкости и газа скорость движения ГЖС

— средневзвешенная по массовым расходам жидкости и газа скорость движения ГЖС; исходя из постоянства количества движения (m×v)

где mг и mж – соответственно массы газа и жидкости; если газовая и жидкая фазы движутся с одинаковыми линейными скоростями, то

( раздел не завершён)

7.1.1.Зависимость подачи фонтанного подъёмника от относительного погружения, диаметра труб и расхода газа; характерные точки и КПД подъёмника; подъём жидкости за счёт энергии расширяющегося газа

В большинстве фонтанных скважин одновременно используются напор жидкости и энергия расширяющегося газа. В этом случае должно выдерживаться соотношение

где L – высота подъёма ГЖС, т. е. расстояние между уровнями III – III и II — II,

rсм – плотность ГЖС.

В процессе движения ГЖС по внутренней поверхности НКТ появляются гидравлические сопротивления, например, трение Ртр.

Кроме того, чтобы ГЖС проходила через сечение II – II, необходимо преодолеть противодавление Р2 в этом сечении.

Тогда давление Р1 в сечении III –III, будет складываться из суммы

Р1 = h1×r ×g = L×rсм×g + Ртр + Р2,

где h1 – высота столба жидкости, соответствующая давлению Р1, т. е. расстояние между сечениями I – I и III – III.

Рассмотрим механизм движения ГЖС в трубке а1. Воздух или газ, подаваемый через сечение III – III, распыляется в жидкости в виде отдельных пузырьков; поскольку

для определения места установки рабочего клапана, контролирующего расход газа

и др. по графикам в безразмерных координатах

Результаты расчётов согласуются с методикой

(Более подробно этот вопрос рассмотрен ниже)