Многофазный поток в скважинах

По методу Омана и др. получим:

0,263A^"3,49iVp1’19A°’657 J

и из (5.28) получаем то же значение:

N D = 120,8724,. ( г г ) 172 = 18,21.

Тогда dch = 19,3 мм.

3.Если поток является докритическим, необходимо применять корреляцию TUFFP при Со =

=0,50. Отметим, что для расчета диаметра штуцера на границе критического потока

вмодели TUFFP используется то же значение С о, что и в методе Гилберта:

Ар = Pn' VmBl

и Со 0,50,

2 g c C % ( U 4 )

Чь = 0,022 м3/сек,

Чд = 0,021 м3/сек,

Рп = 385,08 кг/м3

С другой стороны, найдем перепад между устьевым давлением (117,13 бар) и давлением в сепараторе (55,12 бар):

(385,08)т&в

117,13-55,12

2(9,8) (0,50)2 (144) ’

d<:/i = 25,53 мм

при давлении p2 = 159 бар, dch = 27,23 мм

ипри р2 = 82,68 бар, drjt = 29,6 мм.

Втаблице 5.4. приведены обобщенные результаты расчетов.

Из сравнения обобщающих расчеты таблиц видно, что для критического потока корреля­ ции Гилберта и Омана и расчеты по модели TUFFP дают совершенно различные результаты.

трубопровода расположены близко друг к другу. Чтобы учесть этот фактор, необходимо использовать значения эквивалентных длин, превышающие установленные.

Пример 5.2. Расчет падения давления для течения многофазного потока через компоненты трубопровода.

Условие задачи соответствует примеру 3.2, но непосредственно перед устьем скважины рядом друг с другом помещаются пять колен трубопровода в форме прямого угла. Необходимо рассчитать общее падение давления в этих компонентах.

vTn = 2,39 м/с,

рп = 433,14 кг/м3,

NRetl = 3,15 1СГ5,

d = 152,4 мм

и

е = 18,288 х 10“° м.

По рис. 5.11 определяем, что для колена 90° диаметром 152,4 мм К = 0,15, а для задвиж­ ки К = 1,8.

Литература

[1]Cook, Н. L. Jr. and Dotterweich, F. H.: Report on the Calibration of Positive Flow Beans as Manufactured by Thomhill-Craver Company, Houston, Texas College of Arts and Industries, Kingsville, Texas (1946).

[2]Instructions and Parts List, Catalog 4230A, Willis Oil Tool Co., Long Beach, California (1971).

[3]Brill, J. p. and Beggs, H. D.: «Two-Phase Flow in Pipes», U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1991).

[4]Darby, R.: «Chemical Engineering Fluid Mechanics», Marcel Dekker Inc., New York City (1996).

[5]«Flow of Fluids Through Valves, Fittings, and Pipe», Technical Paper 410, Crane Co., New York City (1981)-

[6]Perkins T. К • «Critical and Subcritical Flow of Multiphase Mixtures Through Chokes», SPEDc (December 1993) 271.

[7]Beggs, J-L D • «Gas Production Operations», OGC1 Publications, Tulsa, Oklahoma (1984).

[8]Ashford, F. E . and Pierce, P. E.: «Determining Multiphase Pressure Drops and Flow Capacities in Downhole Safety Valves», JPT(September 1975) 1145.

[9]Gould, Т. L.: «Discussion of An Evaluation of Critical Multiphase Flow Performance Through Wellhead Chokes», JPT (August 1974) 849.

[10]Sachdeva, R. et al.: «Two-Phase Flow Through Chokes», paper SPE 15657 presented at the 1986 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 5-8 October.

[11]Fortunati, F.: «Two-Phase Flow Through Wellhead Chokes», paper SPE 3742 presented at the 1972 SPE European Spring Meeting, Amsterdam, 16-18 May.

[12]Wallis, G. B.: «One-Dimensional Two-Phase Flow», McGraw-Hill Book Co. Inc., New York City (1969).

[13]Nguyen, D. L., Winter, E. R. F., and Greiner, M.: «Sonic Velocity in Two-Phase Systems», Inti. J. Multiphase Flow (1981) 7, 311.

[14]Omana, R. el al.: «Multiphase Flow Through Chokes», paper SPE 2682 presented at the 1969 SPE Annual Fall Meeting, Denver, Colorado 28 September-1 October, 1969.

[15]Nind, T. E. W.: «Principles of Oil Well Production», McGraw-Hill Book Co. Inc., New York City (1964).

[16] Ros, N .C .J.: «An Analysis of Critical Simultaneous Gas-Liquid Row Through a Restriction and Its Application to Flowmetering», Appl. Sci. Res. (1960) 9.

[17]Gilbert, W. E.: «Flowing and Gas-Lift Well Performance», Drill. & Prod. Prac. (1954) 126.

[18]Baxendell, P. B.: «Bean Performance — Lake Maracaibo Wells», Internal Company Report, Shell Oil Co., Houston (October 1967).

[19]Achong, I.: «Revised Bean Performance Formula for Lake Maracaibo Wells», internal company report, Shell Oil Co., Houston (October 1961).

[20]Sookprasong, P., Brill, J. P., and Schmidt, Z.: «Two-Phase Flow in Piping Components», J. Energy Res. Tech. (September 1986) 108, 197.

Г л а в а 6

Применение принципов проектирования скважин

6.1. Введение

Дебит потока зависит от наличия дополнительных устройств (сопротивлений)

влюбом компоненте трубопровода. Чтобы достичь оптимального дебита, необходи­ мо провести проектирование соответствующей конструкции скважины. Обязательным условием проектирования является изучение гидромеханических особенностей потока

вкаждом компоненте трубопровода по всей длине скважины, начиная от забоя (области контакта с продуктивным пластом) до устья, где установлено оборудование первой сте­ пени сепарации. Целью данной главы является рассмотрение практических примеров применения теории многофазной гидромеханики к проектированию скважин и задачам оптимизации. Также мы остановимся на свойствах пластовых флюидов, поступающих из пласта, которые необходимо учитывать при расчетах течения по стволу скважины.

Вданной главе будет представлено несколько методов проектирования скважин, позволяющих успешно решать проблемы, возникающие при добыче сырья. При про­ ектировании скважин должны учитываться такие явления, как возможное заводнение газовых скважин, образование естественных газовых гидратов и эрозия конструкций.

Система трубопроводов соединяет продуктивный пласт с поверхностным обору­ дованием. Чтобы пластовые углеводороды стали материальными активами и при этом достигался оптимальный уровень добычи, инженерам-проектировщикам скважин необ­ ходимо приложить максимум усилий. В зависимости от конструкции трубопровода

иего отдельных компонентов перед инженерами возникает различный набор практиче­ ских задач. Заметим, что оптимизация добычи подразумевает не максимальную добычу сырья, а максимальную прибыль с вложенных инвестиций. На рис. 6.1. представлена конструктивная схема скважины, показаны основные компоненты трубопровода с ука­ занием соответствующих потерь давления на каждом участке. Систему добычи углево­ дородов можно условно разделить на следующие основные компоненты [1-9].

•Цористая среда.

•Участки заканчивания (область интенсификации добычи, перфорации и гравийная цабивка).

•Трубопровод с предохранительным клапаном и штуцером.

•Система механизированной добычи (насос, газлифтные клапаны и др.).

•Трубопровод со штуцером и другими компонентами (клапанами, коленами и т. д.), соединяющий устье скважины с сепаратором первого уровня.

Псистеме добычи газа или нефти поток флюидов проходит путь от контурной гра­ ницы в продуктивном пласте до сепаратора на поверхности. Среднее давление в пре­ делах границы контура называют средним пластовым давлением. Поток флюидов в си­ стеме добычи управляется давлением. Считается, что по мере истощения давление

соотношение описывается следующим образом:

где pwf — гидродинамическое забойное давление в узле 6, р аср — давление сепаратора, Aph — общие потери гидростатического давления, ( Арц -f A p t + А р с/г)/ + А расс — потери давления на трение внутри трубопровода от устья скважины к сепаратору, на­ порно-компрессорной трубы, штуцера или ограничителей, А р асс — потери давления на ускорение.

Отметим, что при отсутствии участка трубы, связывающей устье скважины с се­ паратором, значение psep в уравнении (6.2) можно принять равным устьевому давле­ нию pwh, а потери давления на трение Д pji — нулю. Как правило, давление сепаратора или устьевое давление известно. В предыдущих главах были рассмотрены методы опре­ деления падения давления в каждом сегменте системы трубопровода. В данной главе при расчетах мы будем опираться на график зависимости pwf от q (при постоянном дав­ лении на устье/в сепараторе), называемый кривой потребления добывающих скважин. Условию стабильности потока будет соответствовать область (на рис. 6.3), где выпол­ няется условие dp/dq ^ 0 в любой заданной точке. Дебит скважины, рассчитанный для области нестабильного потока, соответствует прерывистой добыче, неустойчивому по­ току или заполнению жидкостью газовой скважины. Чтобы этого избежать, необходимо провести правильно проектирование конструкции скважины. Принципы проектирова­ ния будут рассмотрены в последующих разделах.

Рис. 6.3. Характерная для добывающих скважин кривая потребления

При определении перепада давления по уравнению (6.2) необходимо соблюдать правило алгебраических знаков. Потери давления на трение и ускорение всегда про­ исходят в направлении потока, тогда как потери гидростатического давления — в на­ правлении роста гравитации. В уравнении (6.2) составляющие по трению и ускорению необходимо записывать со знаком «плюс» для добывающих скважин. Для нагнетающих скважин давление в сепараторе psep необходимо заменить давлением на выходе из насо­ са, а составляющие по трению и ускорению соответственно брать со знаком «минус». Следовательно, по мере увеличения темпа нагнетания давление на забое скважины

уменьшается. На рис. 6.4 показано несколько характерных кривых производительности трубопровода для нагнетательной скважины.

Рис. 6.4. Характерные для нагнетательных скважин графики добычи

Отметим, что для нагнетательных скважин производительность трубопровода можно называть оттоком трубопровода, поскольку скважина закачивается насосом, на­ гнетающим флюид из трубопровода в пласт. В процессе добычи сырья из скважины производительность трубопровода характеризуется его приемистостью (то есть прито­ ком). Далее мы будем использовать кривую производительности трубопровода (КПТ) как для нагнетательных, так и для добывающих скважин.

Уравнение (6.2) можно применять для построения так называемых кривых гра­ диента давления, выражающих зависимость гидродинамического давления от глубины (рис. 6.5). Такие кривые для давления довольно часто используют при проектирова­ нии систем механизированной добычи (газлифтов, погружных бесштанговых насосов), описание которых будет дано в разделе 6.5.

6.3. Характеристика притока

Идею анализа работы скважин с учетом параметра, называемого характеристикой притока (показывающего зависимость между дебитом и гидродинамическим забойным давлением), предложил использовать Гилберт [2]. Соотношение дебита и гидродинами­ ческого давления определено в пределах изменения давления между средним пласто­ вым и атмосферным давлением. Дебит потока, соответствующий атмосферному гидро­ динамическому давлению на забое скважины, называют абсолютным потенциальным дебитом (АПД) скважины. Когда гидродинамическое давление на забое соответствует