Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам реферат

Обновлено: 30.06.2024

При движении газожидкостной смеси по вертикальным трубам ее структура зависит от объемных расходов жидкой и газовой фаз, ГС, Dлифта, ФХС фаз и т.д. Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

1. Эмульсионный/Пузырьковый/Пенный режим (рис. а), когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости. Проявляется при малой ГС, характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении

2. Снарядный/пробковый режим (рис. б),когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. Пузырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно.

3. Стержневой/Дисперсно-кольцевой режим (рис. в), когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости. Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления (значительное увеличение ГС), и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси.

2)Схема улавливания легких фракций углеводородов.

1 - резервуар; 2 - предохранительный клапан; 3 - манифольд; 4 - блок регуляторов давления; 4 - уклон; 6 - линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар; 7 - линия связи; 8 - привод (двигатель); 9 - скруббер; 10 - регулятор верхнего предела

уровня жидкости в скруббере; 11 - компрессор; 12 - трехходовая задвижка;

13 - обратный клапан; 14 - регулятор предельного давления на выкиде компрессора;

15 - линия выхода газа в систему газосбора или на продажу; 16 - газовый счетчик.

Назначение системы следующее:отбирать из резервуаров пары углеводородов во время их заполнения и при расширении газа в результате повышения температуры; вводить в резервуары сухой газ во время откачки из них нефти и уменьшения давления в них при снижении температуры газа; обеспечивать получение дополнительной прибыли за счет снижения пожароопасности объектов, уменьшения коррозии резервуаров, улучшения условий работы обслуживающего персонала и создания благоприятных условий для сохранения окружающей среды. Система должна работать автоматически, иметь устройства самозащиты от случайных отклонений, быть работоспособной в условиях высокоагрессивных сред.

Система состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения, приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в резервуарах, и компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На приеме коспрессора обычно поддерживается давление, близкое к атмосферному, а на выкиде- давление газосборной системы.

Для сбора углеводородов из резервуаров применяются тонкостенные трубы большого диаметра, так как система должна обеспечивать отбор большого объема газа при низких перепадах давления.

3)Особенности разработки нефтяных оторочек.

Основные сложности при разработке нефтегазовых залежей связаны с технологическими трудностями извлечения нефти, зависящими от режима их разработки. При этом в основном проявляют себя режимы растворенного газа и упруговодонапорный; первый имеет главенствующее значение и определяет конечный коэффициент нефтеотдачи, в большинстве случаев несущественный. Рациональным способом извлечения запасов нефтяной оторочки считается опережающая выработка ее с сохранением энергии газовой шапки. Однако, как показывает мировая практика, иногда полезен способ одновременного извлечения запасов нефти и газа из нефтегазовых залежей с сохранением неподвижности газонефтяного контакта.Во многих случаях при разработке нефтегазовых залежей (НГЗ) вскрываются газоводонефтяные зоны или нефтяные оторочки при разработке газоконденсатнонефтяных залежей (ГКНЗ) с подошвенной водой.

азработка таких залежей обусловливается следующими характерными особенностями

полной гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водоносным пластом и вероятной подвижностью газонефтяного и водонефтяного контактов в окрестности скважин в процессе разработки залежи

практически неподвижностью контуров газоносности и нефтеносности в пласте; равномерным распределением пластовой энергии по площади нефтеносности;

равенством начального пластового давления и давления насыщения

относительной близостью расположения к забоям скважин водонефтяного и газонефтяного контактов при дренировании нефтяной оторочки

неустойчивостью процесса вытеснения нефти газом, приводящей к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и их загазованности и в конечном счете к значительной потере пластовой энергии и снижению нефтеотдачи

возможностью проявления ретроградной конденсации из-за снижения давления в газонасыщенной зоне пласта, предопределяющей пластовые потери конденсата

трудностью регулирования перемещением ГНК и ВНК и др.

При разработке НГЗ и ГКНЗ с подошвенной водой темп отбора нефти обусловливается деформацией контактов и прорывом газа и воды к забоям скважин. При этом весьма важным параметром при установлении режима работы скважин и прогнозировании технологических показателей разработки является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи. М. Маскет также указывает, что анизотропность коллектора существенно влияет на эффективность размещения скважин. Низкая проницаемость по вертикали препятствует быстрому поднятию вершины конуса и способствует выполаживанию поверхности раз дела вода-нефть. Высокая проницаемость по вертикали (малая анизотропия пласта) способствует быстрому продвижению вершины конуса к забою скважины, что обусловливает концентрированную деформацию поверхности раздела вблизи скважины с низким коэффициентом охвата вытеснения нефти подошвенной водой.

Подъем газожидкостной смеси сопровождается относительным движением в жидкости газовых пузырьков различных размеров (скольжение газа). Скорость всплывания газового пузырька зависит от многих факторов: от размера пузырька, от вязкости жидкости, от плотности жидкости и газа, от физических свойств поверхности раздела, взаимодействия пузырьков, влияния стенки трубы. Пузырьки газа в жидкости могут быть в различной степени раздроблены (диспергированы). Структура газожидкостной смеси зависит от объемных расходов жидкой и газовой фаз, от газосодержания, диаметра лифта, физико-химических свойств фаз и т.д. В зависимости от этого выделяют следующие структуры газожидкостной смеси (рис. 3.5): эмульсионная (пузырьковая, пенная); четочная (снарядная, пробковая); стержневая (дисперснокольцевая).

Рис. 3.5. Структуры газожидкостных смесей:

а - эмульсионная; б - четочная; в - стержневая;

Эмульсионная структура характеризуется тем, что газовые пузырьки различных размеров (но меньших, чем диаметр трубы) более или менее равномерно распределены в жидкости. Расстояния между пузырьками могут быть различны. Такая структура обычно проявляется при малой газонасыщенности (если она несоздается искусственно) и характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении.

Например, многие фонтанные скважины девонских месторождений восточных районов имеют эмульсионную структуру движения смеси. Диаметры газовых пузырьков колеблются от 0,1 до 0,3 мм, а относительная скорость их всплывания в жидкостях различной вязкости изменяется от 1 см/с до 30-40 см/с Необходимо отметить, что на сохранение эмульсионной структуры и ее стабильность влияет физико-химический состав жидкости и газа.

Четочная структура образуется при повышении газосодержания смеси и характеризуется наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четками жидкости. Четки газа содержат капельки жидкости, а четки жидкости - пузырьки газа. Размеры и взаимное расположение четок самое различное. При такой структуре относительные скорости газа могут иметь самое различное значение, достигая значительных величин. Исследования показывают, что относительные скорости газа при такой структуре изменяются от нескольких см/с до нескольких м/с Средняя величина относительной скорости колеблется от 40 до 120 см/с.

Стержневая структура образуется при значительном увеличении газосодержайия смеси. При такой структуре основная масса газа движется по центру трубы в виде стержня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя. В слое жидкости имеются малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капельками жидкости. При такой структуре относительные скорости движения газа достигают больших величин.

В реальных условиях движение газонефтяных смесей в скважинах может иметь все три структуры. В нижней части лифта при больших давлениях движущаяся смесь имеет эмульсионную структуру. По мере подъема, а следовательно снижения давления, эмульсионная структура может переходить в четочную. Значительное снижение давления в верхней части лифта создает предпосылки для возможного перехода четочной структуры в стержневую.

Характеристика подъемника

Характеристикой подъемника называют графическую зависимость дебита жидкости q в функции объемного расхода газа V,T.e.q =f(V).

Для постоянного диаметра подъемника (d=const) характеристика определяется постоянным значением полного градиента потерь давления .

На рис. 3.6 представлены характеристики подъемника постоянного диаметра для различных значений градиентов давлений . Анализ этих зависимостей показывает, что дебит жидкости для данного диаметра подъемника при постоянном расходе газа определяется только параметром ; к тому же при возрастании растет и дебит.

Влияние диаметра подъемника на его характеристику для постоянного значения проследим по рис. 3.7: по мере увеличения диаметра подъемника область его работы (дебит жидкости и расход газа) также увеличивается.

Для реальных длинных подъемников форма характеристики подъемника не изменяется. Рассмотрим более подробно характеристику подъемника, представленную на рис. 3.8.

На ней можно отметить четыре характерные точки — 1,2,3 и 4.

Точка 1 называется точкой начала выброса. Количество газа V в данном случае является тем минимально необходимым объемным расходом, при котором уровень смеси поднимается

до устья (от точки 0 до точки 1 происходит процесс насыщения жидкости свободным газом).

Касательная из начала координат к характеристике подъемника дает точку 2. Точка 2 называется точкой оптимальной работы подъёмника (q_onm), т.е. в данной точке энергетические затраты на подъем единицы жидкости минимальны (КПД максимален), а режим работы подъемника в этой точке оптимальный.

Для рассматриваемого подъемника (d, = const) условия подъема жидкости в любой точке характеристики одинаковы, однако энергетические затраты существенно различны.

Точка 3 — максимальная точка — указывает ту максимальную производительность q_макс, которую возможно получить на данном подъемнике.

Точка 4 называется конечной точкой; область между точками 2 и 3 — рациональной областью работы подъемника.

Рассматривая работу газожидкостного подъемника, необходимо отметить два принципиально различных режима его работы:

1. работа на режиме нулевой подачи (q = 0);

2. работа на режиме q > 0.

Работа на режиме нулевой подачи возможна в двух случаях.

Во-первых, когда V V_H (работа подъемника за точкой 4). Физически этот случай работы подъемника отражает движение газа, причем вся энергия расходуется на преодоление сил трения (весом газа пренебрегают).

Работа на режиме q > 0 осуществляется между точками 1 и 4. Начиная от точки 1, рост объемного расхода газа У приводит к росту объемного расхода жидкости q, что связано со снижением плотности смеси р_см и незначительным увеличением потерь на трение. При этом градиент суммарных энергетических затрат , снижается. В данном случае снижение плотности смеси р_см при увеличении доказывается преобладающим по сравнению с ростом потерь на трение. Это явление наблюдается до точки 3, в которой суммарный градиент потерь невысок, а объемный расход жидкости максимален. Начиная от точки 3, увеличение объемного расхода газа V приводит к снижению объемного расхода жидкости q, что связано со значительным ростом потерь на скольжение и трение, причем незначительное снижение плотности смеси не компенсирует их роста. Суммарный градиент потерь возрастает, что ведет к снижению дебита жидкости.

Расчетные формулы Крылова

Для практических целей параметры работы фонтанных и газлифтных скважин можно определить по формулам, предложенным А.П. Крыловым. Формулы получены при условии, что вязкость жидкости равна 5 мПас. Для вывода формул А.П. Крылов принял следующие допущения: расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта; давление по длине труб изменяется по уравнению прямой линии; поток движущейся смеси имеет пробковую структуру.

Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погружении:

где Р_б - давление у башмака подъемных труб.

Обычно эти значения лежат в пределах 0,3-0,65. Для условия 0,3 Р_нас, то в эти формулы необходимо подставить вместо Р_б давление насыщения Р_нас, а вместо L расстояние L от устья до точки, где давление равно Р_нас.

Анализ формул (3.21) и (3.22) показывает, что с увеличением относительного погружения от 0 до 1 значение максимальной подачи Q_max возрастает от 0 до 55d 3 , а оптимальная подача Q_onm возрастает от 0 до наибольшего значения (10,225d 3 ) при =0,6, затем уменьшается до нуля. Отсюда следует, что для достижения наибольшей оптимальной подачи необходимо обеспечивать относительное погружение =0,6.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Рассмотрев существующие точки зрения на физическую сущность процесса подъема жидкости, приходим к выводу: основной причиной подъема жидкости является увеличение объема системы путем ввода любого рабочего агента желательно с меньшей плотностью, чем поднимаемая жидкость

Движение газожидкостных смесей по вертикальным трубам изучалось многими исследователями. Все они условно выделяют существование трех структур при движении газожидкостной смеси с плавными переходами между ними. Установлено, что структура ГЖС зависит от объемных расходов жидкой q и газовой V фаз, от газосодержания, диаметра лифта, физико-химических свойств фаз и т.д. Схематично структуры ГЖС показаны на рисунке 1.

Рисунок 1 – Схематичные структуры ГЖС:

а – эмульсионная (пузырьковая); б – четочная (пробковая); в – стержневая;

1.1 Эмульсионная (пенная, пузырьковая) структура

Газовые пузырьки различных размеров (но меньших, чем диаметр трубы) более или менее равномерно распределены в жидкости. Расстояния между пузырьками могут быть различны. Такая структура обычно проявляется при малой газонасыщенности (если она не создается искусственно) и характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении.

Например, многие фонтанные скважины девонских месторождений восточных районов имеют эмульсионную структуру движения смеси. Диаметры газовых пузырьков колеблются от ОД до 0,3 мм, а относительная скорость их всплывания в жидкостях различной вязкости изменяется от 1 см/с до 30-40 см/с. Необходимо отметить, что на сохранение эмульсионной структуры и ее стабильность влияет физико-химический состав жидкости и газа.

1.2 Четочная (пробковая) структура

Образуется при повышении газосодержания смеси и характеризуется наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четками жидкости. Четки газа содержат капельки жидкости, а четки жидкости – пузырьки газа. Размеры и взаимное расположение четок самое различное.

При такой структуре относительные скорости газа могут иметь самое различное значение, достигая значительных величин. Исследования показывают, что относительные скорости газа при такой структуре изменяются от нескольких см/с до нескольких м/с Средняя величина относительной скорости колеблется от 40 до 120 см/с.

1.3 Стержневая структура

Образуется при значительном увеличении газосодержания смеси. При такой структуре основная масса газа движется по центру трубы в виде стержня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя. В слое жидкости имеются малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капельками жидкости. При такой структуре относительные скорости движения газа достигают больших величин.

1.4 Реальная структура ГЖС

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Одна группа исследователей считает, что реальные подъемники работают при указанных чередующихся структурах смеси, другая группа – что большинство скважин работает при четочной структуре, а третья – что работа скважин происходит при эмульсионной структуре.

Рассмотренные выше структуры смесей можно наблюдать, когда жидкая фаза представлена одной жидкостью или раствором жидкостей.

Рисунок 2 – Основные формы движения смесей:

а – однофазное движение нефти; б – движение нефтеводяной смеси; в – движение водонефтяной смеси; г, е – нефтеводогазовой смеси; д, ж – движение водонефтегазовой смеси.;

Капли воды, взвешенные в потоке нефти, движутся вверх только в том случае, если скорость восходящего потока нефти больше скорости оседания капель воды.

Капли нефти взвешены в воде и движутся вверх под действием силы Архимеда. Эта форма соответствует двум случаям: во-первых, когда вода неподвижна (барботаж нефти), во-вторых, когда нефть и вода движутся совместно.

Капли нефти, внутри которых формируются газовые пузырьки, также представляют конгломераты, скорость которых возрастает. При определенных условиях газовые пузырьки разрывают поверхность нефтяной капли и попадают в водную фазу. Относительная скорость газовых пузырьков возрастает, что приводит к увеличению плотности смеси.

Капли нефти и пузырьки газа движутся раздельно.

Рассмотренные формы движения смеси относятся к типу эмульсионных структур (пузырьково-капельных).

Такое многообразие форм движения флюидов на рассматриваемом интервале (от забоя до устья скважины) существенно осложняет математическое описание самого процесса движения

Для осуществления движения жидкости по вертик. трубе, необходимо создать перепад давления между входом подъемника и выходом. Он будет обусловлен:

При восходящем движении газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных скоростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стесненных условиях движения смеси в НКТ она может быть высокой.

Скорость всплытия одиночных пузырьков газа в сосуде неограниченного диаметра определяется свойствами газа и жидкости и линейными размерами пузырьков (рис. VII.5). Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (закон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их меняется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не

могут сохранить целостность пузырьков. Происходит их дробление, и более мелкие всплывают с несколько меньшей скоростью.

Итак, максимальная скорость всплытия одиночных пузырьков газа в жидкости ограничена и зависит от свойств и газа, и жидкости. Например, максимальная скорость всплытия пузырьков воздуха в дистиллированной воде порядка 26 см/с, а газа в нефти обычно не превышает 20 см/с.

В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры НКТ. При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырьковая структура, рис. VII.6,а). Их формы и размеры определяются соотношениями между силами сопротивления и поверхностного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10—20 см/с.

С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается четочная (пробковая) структура (см. рис. VII.6,б). Относительная скорость газа достигает 50—100 см/с.

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (см. рис. VII.6,в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увлекаемая газом за счет сил трения. Относительная скорость при такой структуре течения может быть значительной (достигать десятков метров в секунду) и небольшой (когда толщина кольцевого слоя жидкости на стенках трубы незначительна и жидкость переносится в основном потоком газа в виде мельчайших капель). Помимоуказанных структур можно выделить также и промежуточные виды. Вид структуры зависит не только от газонасыщенности, но и от скоростей фаз и свойств жидкости и газа.

Различают два вида газонасыщенности: расходную β — отношение объемного расхода газа к расходу смеси при данных термодинамических условиях и истинную φ— это отношение средней площади трубы, занятой газом, к площади сечения трубы. Если бы газ и жидкость двигались с одинаковой скоростью, то ф была бы равна р. В восходящем потоке смеси газ движется с большей скоростью, поэтому φ

Читайте также: