Файл: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 289
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
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]; рж<12 мПа-с; 2, 3 — по данным
В. А. Сахарова и С. К. Абишева: 2 —
= 700 < цж < 2000- мПа-с; 3 — рж
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 Rr, 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/СУТ | НГ' м;ум> | £>т, м | цж. 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>тя = 2/^мРсм JDT, (5.24)
где Wcm — скорость потока газожидкостной смеси.
wcu = Qa CTVC„/(86400F) = [* ст (1 - Рв) Ус„]/(86400Д), м/с, (5.25 }
VCM — 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
)
=
Угв, Rr — соответственно удельный объем выделившегося из нефти газа и удельный расход газа (в случае газлифтной эксплуатации скважин); Ьп — объемный коэффициент нефти; рсми — плотность идеальной газожидкостной смеси (без учета влияния относительной скорости фаз)
Рем И “ Мсм/Усм, (5.27)
Мси — 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- 10-50ж ст (1 - Рв) AfCM/0T3)-n-2S_ 17 713 (5 2д)
Уравнение движения газожидкостной смеси с учетом (5.24— 5.28) в форме, удобной для инженерных расчетов, будет