Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей. Учебное пособие
.pdf
Таблица 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Объемный расход
нефти Qн, м3/с
1,25∙10
-3
1,11∙10-3
9,72∙10
-4
8,33∙10-4
6,94∙10-4
5,56∙10-4
4,17∙10-4
2,78∙10-4
1,39∙10-4
1,39∙10-5
Объемный расход
воды Qв, м3/с
1,39∙10-4
2,78∙10-4
4,17∙10-4
5,56∙10-4
6,94∙10-4
8,33∙10-4
9,72∙10-4
1,11∙10-3
1,25∙10-3
1,38∙10-3
Объемный расход
газонасыщенной
нефти Qs, м3/с
1,40∙10-3
1,25∙10-3
1,09∙10-3
9,34∙10-4
7,79∙10-4
6,23∙10-4
4,67∙10-4
3,11∙10-4
1,56∙10-4
1,56∙10-5
Объемный расход
газа Qг, м3/с
2,42∙10-3
2,15∙10-3
1,88∙10-3
1,61∙10-3
1,35∙10-3
1,08∙10-3
8,07∙10-4
5,38∙10-4
2,69∙10-4
2,69∙10-5
Объемное расходное газосодержание βг, м3/с
0,611
0,586
0,556
0,520
0,477
0,425
0,359
0,274
0,161
0,019
Средняя скорость
движения ГЖС
ω
гжс
, м/с
0,808
0,750
0,692
0,633
0,575
0,517
0,458
0,400
0,342
0,289
Число Фруда ГЖС
Fr
0,843
0,726
0,617
0,517
0,427
0,344
0,271
0,206
0,151
0,108
Объемная доля
окклюдированного
газа φгж
0,0177
0,0152
0,0130
0,0109
0,0090
0,0072
0,0057
0,0043
0,0032
0,0023
41
Результаты расчета требуемого давления в начале трубопровода от скважины А
41
Продолжение табл. 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Критическое истинное содержание
дисперсной фазы в
эмульсии φ
ф.кр
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
0,77
Тип эмульсии
вода в
нефти
вода в
нефти
вода в
нефти
вода в
нефти
вода в
нефти
вода в
нефти
вода в
нефти
нефть в
воде
нефть в
воде
нефть в
воде
Плотность ГЖС
ρ
гжс
, кг/м3
354
390
431
479
537
608
696
809
960
1147
Плотность эмульсии ρэ, кг/м3
871
905
938
972
1005
1038
1072
1105
1139
1169
Динамическая
вязкость газированной эмульсии
μ
гжс
, Па·с
1,78∙102
2,39∙102
3,33∙102
4,88∙102
7,69∙102
13,4
27,5
2,36∙102
1,49∙103
1,17∙103
Число Вебера We
1,16∙103
1,34∙103
1,58∙103
1,88∙103
2,28∙103
2,83∙103
3,60∙103
4,72∙103
4,63∙103
6,46∙103
Средний объемноповерхностный
диаметр капель
воды в первом
приближении d1, м
1,91∙10-3
2,09∙10-3
2,31∙10-3
2,56∙10-3
2,88∙10-3
3,27∙10-3
3,78∙10-3
4,45∙10-3
4,39∙10-3
5,37∙10-3
Дополнительное
напряжение сдвига эмульсии τ0
0 0 0 0 0
0,229
0,457
0 0 0
42
42
Продолжение табл. 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Параметр
Ильюшина И
0 0 0 0 0
0,261
0,286
0 0 0
Число Рейнольдса
Re
1267
966
707
491
317
177
87
1081
17406
22364
Параметр
Медведева Md
1,25
1,04
0,84
0,64
0,47
0,30
0,17
2,53
33,55
53,83
Расчетный
параметр Mi
5,65889∙107
4,52014∙107
3,54543∙107
2,72∙107
2,04∙107
1,48∙107
1,03∙107
6,85887∙108
4,27∙108
2,59181∙108
Коэффициент
гидравлического
сопротивления
ГЖС λ
0,051
0,066
0,091
0,130
0,202
0,356
0,718
0,059
0,028
0,026
Уточненный диаметр капель воды
в первом приближении d1*, м
2,00∙103
2,31∙103
2,69∙103
3,19∙103
3,86∙103
4,82∙103
6,25∙103
4,98∙103
4,70∙103
5,53∙103
Уточненное
дополнительное
напряжение сдвига
эмульсии τ0
0 0 0 0 0
0,156
0,276
0 0 0
Уточненный
параметр
Ильюшина И
0 0 0 0 0
0,178
0,173
0 0 0
43
43
Продолжение табл. 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Уточненное
Число Рейнольдса
Re
180
89
Число
Кутателадзе K
6,12
5,68
5,24
4,81
4,38
3,96
3,57
3,33
2,99
2,58
Кинематическая
вязкость ГЖС ν
гжс
5,04∙105
6,13∙105
7,73∙105
1,02∙104
1,43∙104
2,21∙104
3,95∙104
2,92∙105
1,55∙106
1,02∙106
Параметр С
8056
5441
3429
1972
999
421
131
23972
8513220
19619023
Расчетная
скорость потока
при безнапорном
течении ω0э
0,40
0,31
0,23
0,16
0,11
0,06
0,03
0,38
0,53
0,55
Эквивалентный
диаметр dэ
0,113
0,124
0,138
0,157
0,184
0,227
0,301
0,081
0,064
0,057
Число Рейнольдса
на участке
с безнапорным
течением Re0э
620
395
233
125
58
22
6
1024
26825
42295
44
44
Продолжение табл. 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Коэффициент
гидравлического
сопротивления
при безнапорном
течении λ0
0,103
0,162
0,274
0,512
1,095
2,850
10,133
0,063
0,025
0,022
Критическое
число
Кутателадзе Kкр
5,36
5,09
4,8
4,51
4,21
3,89
3,53
3,23
2,88
2,54
Структура потока
на нисходящем
участке
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
пробко-
вая
Расчетный
коэффициент ψ1
1,29
1,28
1,26
1,24
1,22
1,19
1,16
1,12
1,07
1,01
Приведенный
коэффициент
гидравлического
сопротивления на
восходящих
участках трассы
ψп
1,217
1,211
1,203
1,193
1,182
1,168
1,149
1,066
1,033
1,004
45
45
Окончание табл. 5
Параметр
Значение
Обводненность
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
0,99
Приведенный
коэффициент
гидравлического
сопротивления
на нисходящих
участках трассы ψс
1,108
1,123
1,136
1,144
1,149
1,150
1,140
1,044
1,029
1,003
Истинное газосодержание на восходящих участках
трассы φгп
0,429
0,399
0,364
0,324
0,278
0,223
0,162
0,176
0,103
0,012
Истинное газосодержание на нисходящих участках
трассы φгс
0,521
0,476
0,428
0,374
0,314
0,245
0,173
0,208
0,110
0,012
Общие потери
давления при
пробковой структуре потока ГЖС
в восходящих и
нисходящих
участках трубопровода ∆P
56998
64251
73521
86020
104233
136196
196911
86156
90524
101075
Требуемое давление в начале трубопровода P
2,480
2,487
2,497
2,509
2,527
2,559
2,620
2,509
2,514
2,524
45
46
4.3. ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Рис. 13. Зависимость вязкости ГЖС
от обводненности скважинной продукции
НА ВЕЛИЧИНУ ТРЕБУЕМОГО ДАВЛЕНИЯ
В НАЧАЛЕ ТРУБОПРОВОДА
Проанализируем полученные данные, занесенные в табл. 5.
По данным таблицы видно, что по мере приближения процентного
содержания воды в нефти к критическому, наблюдается рост давления в трубопроводе, а при переходе значения обводненности через точку инверсии, происходит резкое снижение давления.
Увеличение требуемого давления связано с возрастанием гидравлического сопротивления за счет увеличения вязкости водонефтяной
эмульсии. Вязкость эмульсионной нефти с увеличением обводненности постепенно возрастает, достигая максимума, после чего происходит обращение фаз эмульсии, что сопровождается резким падением
вязкости (рис. 13). По сравнению с вязкостью чистой нефти, вязкость
эмульсии может увеличиваться в десятки раз.
Для большинства нефтей значение критической обводненности,
характеризующей точку перехода обратной эмульсии в прямую,
47
находится в пределах 65–75 %. Трубопроводы, эксплуатируемые
при обводненности вблизи критических, но не проходящих точку инверсии значений, испытывают дополнительные нагрузки под действием большего давления. Это значительно увеличивает риски возникновения порывов труб с последующим разливом продукции и загрязнением почвы.
Однако перенос результатов исследований свойств водонефтяных
эмульсий на свойства газожидкостной смеси не всегда может быть
правильным. Газосодержание продукции, перекачиваемой по системе
сбора нефти и газа, является ключевым фактором, так как газ, растворенный в нефти, снижает ее вязкость, а следовательно, и потери давления при перекачке скважинной продукции.
Так как перекачка скважинной продукции происходит при давлении до 3,5 МПа, что существенно ниже давления насыщения, то
при движении газонефтяной смеси количество газа в трубопроводе
непрерывно увеличивается.
Согласно методике В.Ф. Медведева [6], физические свойства
трехфазной системы складываются из свойств отдельных фаз.
По графику требуемого давления в начале трубопровода
(рис. 14), построенного по результатам аналитического расчета выкидного трубопровода от скважины А, также видно существенное
увеличение требуемого давления (до 2,62 МПа) по мере приближения
процентного содержания воды в нефти к критическому.
Для перекачки смеси с большим газосодержанием требуется создание более высоких давлений по причине возможной неравномерности потока по составу и скоплению выделяющегося газа в верхних
частях трубопровода. При выделении газа в трубопроводе гораздо
более существенную роль начинает играть рельеф местности, где
проложен трубопровод. Так, при подъеме и спуске потока давление
не уравновешивается по причине резкого отличия плотностей газа и
нефти, и требуется создание большего давления на входе в трубопровод. Усложняется процесс перекачки планового объема нефти из-за
наличия свободного газа в потоке, который по мере своего движения
48
расширяется, увеличивает свою скорость и приводит к возрастанию
Рис. 14. Зависимость требуемого давления в начале трубопровода
от обводненности продукции, полученная с помощью аналитического расчета
гидравлических потерь [6].
4.4. ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ТРУБОПРОВОДА
По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная
энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти
водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. На новых месторождениях обеспечивается заданная
динамика отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения. Однако закачка воды в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления является основной причиной
обводнения добывающих скважин, так как часто происходит прорыв
нагнетаемой воды из-за одинаковой плотности закачиваемой и добываемой воды (рис. 15).
49
Рис. 15. Совмещенная характеристика насоса ЭЦН-125-2350
и выкидного трубопровода от скважины А
В процессе прохождения жидкости через ЭЦН образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в десятки раз по сравнению
с чистой нефтью. Максимальные значения вязкости характерны
для эмульсий с обводненностью 60–70 %. Увеличение вязкости негативно отражается на рабочих характеристиках ЭЦН [9]. При работе
насоса в интервале обводненности 60–70 % уменьшается подача
насоса, а также сокращается продолжительность безотказной работы.
Контрольные вопросы к разделу 4
1. В каком интервале значений давлений допускается работа погружных
насосов?
2. Какие исходные данные необходимы для выполнения гидравлического
расчета газонасыщенных эмульсий?
3. Как определить средний угол наклона нисходящих участков трассы?
4. Какая структура потока в приведенном примере?
5. Как влияют характеристики перекачиваемого продукта на величину дав-
ления в начале участка?
6. Какими процессами обусловлена высокая обводненность скважин на со-
временном этапе?
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]