7. Классификация методов расчета газожидкостного потока по моделям течения.

Основные модели течения:

1. Гомогенная модель,

2. модель со скольжением (относительной скоростью) фаз.

Все существующие методы расчета газожидкостного потока классифицируются по особенностям модели.

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».

1. Метод Поэтмана—Карпентера —для газожидкостных потоков в вертикальных трубах круглого сечения.

2. Метод П. Баксендела— для газожидкостных потоков в вертикальных кольцевых каналах.

Методы, основанные на модели течения со скольжением:

Существует несколько разновидностей данной модели в зависимости от структурных форм потока и характера распределения газовой фазы в потоке непрерывной жидкой фазы. Общая особенность - конкретизация структурных форм потока на основе параметров, определяющих область их существования, определение необратимых потерь давления, обусловленных трением, скольжением и ускорением, с учетом влияния на них относительной скорости.

1. метод А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина.

2. метод Ж. Оркишевского.

3. метод ВНИИ газа.

Метод расчета	Год создания	Эксплуат. условия
		Q ж.с., м3/сут	Rг, м3/м3	Dт, м	ж, мПа*с
Ф. Поэтмана - П. Карпентера	1952	9,5-238,5	5,6-910	0,0507-0,0762	1-12 (при t=38,8°C)
П. Баксендела	1958	230-2240	50-230	кольцо	-
Крылова - Лутошкина	1958	8-540	0-400	0,0381-0,0762	1-15,2
Ж. Оркишевского	1967	5-500	20-240	0,032-0,089	1-100
ВНИИ газа	1981	-	-	0,15-0,106	1-250

8. Последовательность гидравлического расчета движения гжс

1. Подготовка исходных данных, характеризующих режим работы скважины и физические свойства флюидов,

2. Составление ряда последовательных значений давления в сечениях колонны, для чего разбивают общий диапазон изменения давления на равные интервалы

;

3. Рассчитывают температурный градиент потока и температуру на устье скважины

4. Определяют температуру потока, соответствующую заданным давлениям

5. Определяют физические свойства Н, Г, В и водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (Р, Т),

6. Рассчитывают расходные параметры газожидкостного потока при соответствующих термодинамических условиях (Р, Т)

7. Вычисляют приведенные скорости жидкой и газовой фаз, а также скорости потока ГЖС

8. Оценивают параметры для определения структуры потока (если предусмотрено методикой расчета) – безразмерные скорости газа и жидкости, критерий Рейнольдса смеси, критерий Фруда смеси, расходную объемную концентрацию газа в смеси,

9. Согласно структуре потока выбирают систему уравнений, описывающих движение смеси и вычисляют градиент давления на устье скважины и в точках с заданными давлением и температурой,

10. Рассчитывают величины, обратные градиентам давления,

11. Вычисляют длину участков колонны НКТ, на которых движется ГЖС в диапазоне соответствующего изменения давления,

12. По результатам расчета строят профиль давления в колонне НКТ на участке движения ГЖС

9 . Исследование скважин при установившихся режимах работы. Типичные индикаторные линии и причины их искривления. Интерпретация результатов исследований. Цели исследованийОпред-ие пар-ров ПЗС и ПЗП (прониц-ть, неоднородность, глинистость, насыщенность); Опред-е св-в флюидов, насыщающих залежь (физич-е св-ва, хим-й состав, давление и t-ра, Рнас, газонасыщенность); Опред-е комплексных пар-ров, хар-щих систему «коллектор—флюид»: (kh/μ; к/μ; β*= (mβж + βн); æ = k/μ∙β)Получение сведений о режиме дренирования: (однофазная или многофазная ф-ция; наличие газовой шапки; расположение ВНК и ГНК); Получение сведений о темпе падения Рпл (или о его изменении).Оценка необх-ти применения искусственного воздействия на залежь в целом или на ПЗС;Опред-е основных хар-к скв-н: коэф-т продуктивности (приемистости); приведенный радиус скважины; максимально возможный и рациональный дебиты скважины; коэф-ты обобщенного уравнения притока.Исслед-е скв-н на стац-ных режимах работыИсследование проводится м-дом установившихся отборов, кот-е хар-ся стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени Рзаб и Ру и дебита скв-ы Q.При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряют Рзаб, Ру , Qн, Qв и Qг, кол-во мех-х примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы. Изменение режима работы скважины зависит от способа эксплуатации:на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде;на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента - давление и (или) расход; на скв, оборудованной ШСНУ, изменяют длину хода и (или) число качаний на скв, оборудованной УЭЦН (УЭВН) изменяют диаметр штуцера на устье скважины (для высокодеб. скв. с УЭВН), или изменяют число оборотов электродвигателя. Время переходного процесса с одного режима на другой T пер ~ R² / æ R — размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м; æ— коэффициент пьезопроводности (скорость перераспр. Р по пл.), м2/с. Тпер (от нескольких часов до нескольких суток) зависит от: размеров пласта, расстояния до контура питания, коэффициента пьезопроводности, степени изменения давления. Переходный процесс с одного режима на другой м.б. связан с выд-ем в ПЗС свободного газа (при Pзаб. <Pнас.), а также с реол-ми св-ми нефти Стационарные режимы работы скважины:

Могут существовать только теоретически (т.к. залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются). Не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины. при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы. Графическое изображение зависимости Q = f(Pk—Pc) или Q = f(Pc)-индикаторная линия.

Qпотенц. (при Рзаб=0). Типичные индикаторные линии скважин:а)в координатах Q=f(∆P)б)в координатах Q=f(Pзаб). Индикаторные линии могут быть прямолинейными (1), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов.

Форма индикаторной линии зависит от: режима дренирования пласта, режима фильтрации, природы фильтрующихся флюидов, наличия переходных неустановившихся процессов в пласте,фильтрационных сопротивлений, строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт)

Прямолинейная индикаторная диаграмма может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при движении однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

- приток жид-ти из пл.

В общем виде для всех индик. диагр. Q=Кпр*(Рпл-Рзаб)ⁿ ; n-опред-т тип и режим фильт-ии. n=1 – прям. ИЛ (приток по з. Дарси). Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2) характерны, как правило, для режимов истощения. Причины такой формы - двухфазная фильтрация (нефть + газ). Расчет процесса установившегося движения такой смеси проводится с использованием функций С.А. Христиановича. Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3). Возможны в следующих случаях:увеличения притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижении фильтрационных сопротивлений, либо формировании новых трещин; некачественных результатов исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Интерпретация прямолинейных ИЛ: В зав-ти от урав-я притока (ф-ла Дюпюи). Q= Кпр*(∆P) => Кпр= Q/∆P. 1.Рассчитывается коэффициент продуктивности по любым двум точкам ИЛ:

2.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ:=> kh/μ=(Кпр*lnR_k/r_c)/(2π) 3.Рассчитывается коэффициент подвижности k/μ: k/μ=(kh/μ)*(1/h) 4.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.: k= k/μ*μ

5. Рассчитывается коэффициент упругоемкости β^*: β* = mβж + βс 6.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ: æ = k/μβ* Интерпретация нелинейных ИЛ. Нелинейные индикаторные линии могут быть интерпретированы с использованием двухчленного уравнения фильтрации, записанного с учетом сил инерции:

где ∆Р/∆l - перепад давлений на единицу длины (градиент давления), Па/м; υ — скорость фильтрации, м/с;b — комплексный коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид.

выразим скорость фильтрации скорость фильтрации υ- через объемный расход и площадь

F-площадь фильтрации;Q-объёмный расход

Подставим в двухчленное уравнение фильтрацииПолучим следующее выражение:

Введя обозначения, получим двучленное уравнение притока

А, В — постоянные коэффициенты в определенный промежуток времени для каждой скважины =>∆Р = A*Q + B*Q^2…A*Q-потери депрессии на трение при фильт-ии жид. в порист. среде;

B*Q²-инерционные потери. =>∆Р расх-ся на трение и инерцию. Интерпретация изогнутых ИЛ1.Линеаризуют (перестраив.) ИЛ почленным делением нелинейного уравнения на Q =>

b_н показ. переход оп пл. к поверх. усл.

2.Рассчитывают коэффициент продуктивности Кпр= 1/А. Так как численное значение А по результатам исследования известно, вычисляют все характеристики аналогично:3.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ;. 4.Рассчитывается коэффициент подвижности k/μ;.5.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.6.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ = k/μβ* …(β* = mβж + β_п)

Приведенные расчеты справедливы если Рзаб»Рнас (т.е. на заб. и в пл. не происх. выдел. газа). Причины появления сложных ИЛ:

-облитерация – закупоривание пор разруш-ся цементир-м в-вом или мелкими частицами зерен терриген. породы. -2-хфазность течения и наличие отн-х фазховых прониц-тей; -фильтр-ция газиров. жид-ти, фильт-я смесь «нефть-вода». Раз в 3 года провод. Исслед. по изм. Реж.

Сложные ИЛ: а) S-образная; б) S-образная переверн-я; в) серповидная. Причины появления сложных ИЛ. 1. облитерация – закупо-ривание пор (разруш. цементир. в-вом или мелкими частиц. зерен терриг. породы); 2. двухфазность течения и наличие относит. фазовых прониц.; 3. фильтрация газиров. ж-ти, фильтрация смеси «нефть—вода» и др.