Теоретические основы подъема смеси по трубам

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэто­му для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения га­зожидкостных смесей в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожид­костных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движе­ния однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним коэффициентом трения то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать, по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою

очередь зависят от многих других параметров процесса и усло­вий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Принципиальная схема газожидкостного подъемника по­казана на рис.3.1.

В водоем с постоянным уровнем погружены подъемные тру­бы 1 длиной L на глубину h₁ К нижнему концу подъемных труб (к башмаку труб) по трубам 2 (линия подачи газа) подводится газ. В подъемных трубах газ всплывает в жидкости и образуется газожидкостная смесь, которая поднимается на высоту h¹. По­скольку трубы 1 и водоем являются сообщающимися сосудами, то у башмака будет абсолютное давление с одной стороны

и с другой стороны

где р,р_см- плотность соответственно жидкости и газожид­костной смеси; Р₀ - атмосферное давление воздуха над уровнем жидкости; Р₂ - противодавление на выкиде подъемных труб (устьевое давление).

Приравнивая эти уравнения, в случае одинаковых давле­ний газа над жидкостью в трубах и водоеме (Р₂=Р₀), получаем h₁p= h¹p_cм. Так как средняя плотность смеси жидкости и газа

р_см меньше плотности жидкости р (р_см<р), то h¹>h_r Для любого тела при постоянной массе плотность тем меньше, чем больше объем. Увеличивая объем газа в смеси (объемный расход его), уменьшаем плотность смеси и соответственно повышаем h¹. Такая смесь может существовать только при движении одной или обеих фаз. Таким образом, принцип работы газожидкост­ного подъемника заключается в уменьшении плотности смеси в подъемных трубах.

Эксперименты показали, что с увеличением расхода газа увеличивается высота подъема жидкости h¹ и при определенном расходе его начинается перелив жидкости (h¹>L). Расход жид­кости при увеличивающемся расходе газа сначала возрастает, достигает максимума, а затем уменьшается вплоть до нуля.

Это связано с тем, что труба заданной длины L и диаметра d при постоянном перепаде давления Р=Р₁ - Р₂ может про­пустить вполне определенный расход жидкости, газа или газо­жидкостной смеси. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V₀ называют кривой лифтирования (подъема) (рис 3.2). поэтому газожидкостный подъемник можно называть также газлифтом.

Рис. 3.2. Зависи­мость подачи q подъемника, коэф­фициента полез­ного действия и удельного расхода газа R₀ от расхода газа
На кривой лиф­тирования имеются четыре характерные точки. Точка А соот­ветствует началу подачи (перелива) жидкости, точка В соответ­ствует оптимальной подаче подъемника, точка С - максималь­ной подаче подъемника, точка D - срыву подачи подъемника по жидкости. Оптимальный режим работы характеризуется максимальным значением КПД подъемника.

Графическая зависимость q(V₀) получена при заданном от­носительном погружении труб под уровень жидкости:

=h₁/L (3.3)

или с учетом противодавления Р₂ на выкиде

Эксперименты показали, что в общем случае подача q газожидкостного подъемника является функцией многих па­раметров:

где p*,u* - соответственно отношение плотностей и абсо­лютных вязкостей жидкости и газа; о - поверхностное натяже­ние на границе раздела газ-жидкость.

Баланс энергии в скважине

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основ­ную задачу эксплуатации скважин - осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи W_n, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности W_u, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий W_n + W_u.

Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энер­гии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W (без учета скольжения газа).

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W .

3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.

Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:

Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование W_лс,

- потери на трение, связанные с движением смеси по трубе W_mр , и потери на трение, связанные с относительным скольже­нием газа в жидкости W_ck;

- потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) W_mc

- инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси W_ин.

С учетом этого выражение (3.6) может быть переписано следующим образом:

Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие W_Mc и W_uh настолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешно­сти пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать: