Idea Transcript
Авторы выражают признательность и благодарность ПАО «Газпром» за поддержку и участие в издании настоящего учебного пособия для студентов ВУЗов нефтегазового профиля
Y.A. Kharchenko, A.I. Gritchenko
HYDRODYNAMIC OF GAS-LIQUID FLOW AND ITS APPLICATION IN THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS OFFSHORE FIELDS A Textbook
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 2016
Ю.А. Харченко, А.И. Гриценко
ГИДРОДИНАМИКА ГАЗО-ЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА Учебное пособие Учебное пособие рекомендовано к изданию учебно-методической комиссией факультета разработки нефтяных и газовых месторождений
ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 2016
ÓÄÊ 622.276.1/4.004+532.5 Õ22 Ð å ö å í ç å í ò û: çàâåäóþùèé êàôåäðîé «Òåõíîëîãèè íåôòè è ãàçà» Êóáàíñêîãî ãîñóäàðñòâåííîãî òåõíîëîãè÷åñêîãî óíèâåðñèòåòà, äîêòîð òåõíè÷åñêèõ íàóê, ïðîôåññîð ~.o. ß“üÿ…; çàâåäóþùèé ëàáîðàòîðèåé ÈÏÍà ÐÀÍ «Ãèäðîãàçîäèíàìèêà â ïðîöåññàõ ðàçðàáîòêè ìåñòîðîæäåíèé Ó», äîêòîð òåõíè÷åñêèõ íàóê, ïðîôåññîð b.l. là*“,ì%"
Õ22
Õàð÷åíêî Þ.À., Ãðèöåíêî À.È. Ãèäðîäèíàìèêà ãàçîæèäêîñòíûõ ñìåñåé â ñêâàæèíàõ è òðóáîïðîâîäàõ è åå ïðèìåíåíèå ïðè îñâîåíèè ìåñòîðîæäåíèé êîíòèíåíòàëüíîãî øåëüôà: Ó÷åáíîå ïîñîáèå. Ì.: Ðîññèéñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò íåôòè è ãàçà (ÍÈÓ) èìåíè È.Ì. Ãóáêèíà, 2016. 303 ñ., èë. ISBN 978-5-91961-198-1 Èçëîæåíû îñíîâû ãèäðîäèíàìèêè ãàçîæèäêîñòíûõ ñìåñåé â òðóáàõ. Ïðèâåäåíû îñíîâíûå ïîíÿòèÿ è äàí âûâîä óðàâíåíèÿ èìïóëüñà äëÿ ãàçîæèäêîñòíîé ñìåñè. Ïðèâåäåí îáøèðíûé ýêñïåðèìåíòàëüíûé ìàòåðèàë ïî èññëåäîâàíèþ çàâèñèìîñòåé èñòèííîãî ñîäåðæàíèÿ ôàç è êîýôôèöèåíòà ãèäðàâëè÷åñêîãî ñîïðîòèâëåíèÿ îò ðàñõîäíûõ, ôèçè÷åñêèõ è ãåîìåòðè÷åñêèõ ïàðàìåòðîâ ïîòîêà äëÿ ïðîáêîâîãî è êîëüöåâîãî ðåæèìîâ òå÷åíèÿ â òðóáàõ ðàçëè÷íîé ïðîñòðàíñòâåííîé îðèåíòàöèè. Ðàññìîòðåíû íåñòàöèîíàðíûå ðåæèìû òå÷åíèÿ ãàçîæèäêîñòíûõ ñðåä â ðåëüåôíûõ òðóáîïðîâîäàõ. Ïðåäëîæåíû ýêñïåðèìåíòàëüíûå è òåîðåòè÷åñêèå ìåòîäû èññëåäîâàíèÿ íåñòàöèîíàðíûõ ãèäðîäèíàìè÷åñêèõ ïðîöåññîâ â ñèñòåìàõ äîáû÷è, ñáîðà è âíóòðèïðîìûñëîâîãî òðàíñïîðòà óãëåâîäîðîäîâ. Ïðèâåäåíû ðåçóëüòàòû ïðîìûñëîâûõ ýêñïåðèìåíòàëüíûõ èññëåäîâàíèé äèíàìèêè ãàçîæèäêîñòíûõ ñìåñåé â ñêâàæèíàõ è òðóáîïðîâîäàõ íà ðàçëè÷íûõ ìîðñêèõ íåôòåãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèÿõ. Ðàññìîòðåíû ïðàêòè÷åñêèå ïðèëîæåíèÿ ãèäðîäèíàìèêè ãàçîæèäêîñòíûõ ñðåä â ðàçëè÷íûõ çàäà÷àõ, íàïðàâëåííûõ íà ïîâûøåíèå ýôôåêòèâíîñòè ýêñïëóàòàöèè ñêâàæèí, ñèñòåì ñáîðà è ïîäãîòîâêè óãëåâîäîðîäîâ íà ìåñòîðîæäåíèÿõ êîíòèíåíòàëüíîãî øåëüôà. Îòìå÷åíû îñíîâíûå ïðèíöèïû ñîçäàíèÿ ýôôåêòèâíûõ ñèñòåì îáóñòðîéñòâà ìåñòîðîæäåíèé àðêòè÷åñêîãî øåëüôà è âàæíîñòü íàëè÷èÿ òî÷íûõ ìîäåëåé ãàçîæèäêîñòíûõ ïîòîêîâ óæå íà ýòàïå âûáîðà îñíîâíûõ òåõíè÷åñêèõ ðåøåíèé. Äëÿ àñïèðàíòîâ è ñòóäåíòîâ, îáó÷àþùèõñÿ ïî íàïðàâëåíèþ «Íåôòåãàçîâîå äåëî», âêëþ÷àÿ ñïåöèàëüíîñòü «Îñâîåíèå ìîðñêèõ íåôòåãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèé» è øèðîêîãî êðóãà ðàáîòíèêîâ íàó÷íûõ è ïðîèçâîäñòâåííûõ îðãàíèçàöèé íåôòåãàçîâîé îòðàñëè.
Kharchenko Y.A., Gritchenko A.I. Hydrodynamic of gas-liquid flow in wells and pipelines and its application in the development of oil and gas offshore fields. The presented materials cover fundamentals of gas-liquid mixtures hydrodynamics in pipelines. The basic concepts and impulse equation conclusion for gas-liquid mixtures are analyzed. The engineering approach to the problem is based on extensive experimental research study on true content of the phases and hydraulic resistance coefficient dependence on consumption, physical and geometrical flow parameters for slug and annular flow in different spatial orientation pipelines. Much attention is given to nonstationary flow patterns of gas-liquid mixtures in terrain pipelines. The book proposes experimental and theoretical methods of non-stationary hydrodynamic processes research in hydrocarbon production, gathering and intrafield transportation systems. It gives a detailed analysis of field experimental research results on gas-liquid mixtures dynamics in wells and pipelines for different offshore oil and gas fields. Practical applications of gas-liquid fluids hydrodynamics are considered for various tasks aimed at increasing operation efficiency of wells, gathering and treatment systems on offshore fields. Particular attention is given to basic guidelines for setting up the effective systems of Arctic fields development, which give the possibility to identify accurate gas-liquid flow patterns, as early as at a concept design stage. The material presented in the book can be useful for petroleum engineering students and postgraduates, including the speciality «Offshore oil and gas field development», as well as a wide range of those, who work in oil and gas industry.
ÓÄÊ 622.276.1/4.004+532.5 Äàííîå èçäàíèå ÿâëÿåòñÿ ñîáñòâåííîñòüþ ÐÃÓ íåôòè è ãàçà (ÍÈÓ) èìåíè È.Ì. Ãóáêèíà è åãî ðåïðîäóöèðîâàíèå (âîñïðîèçâåäåíèå) ëþáûìè ñïîñîáàìè áåç ñîãëàñèÿ óíèâåðñèòåòà çàïðåùàåòñÿ. ISBN 978-5-91961-198-1
4
Õàð÷åíêî Þ.À., Ãðèöåíêî À.È., 2016 Ðîññèéñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò íåôòè è ãàçà (ÍÈÓ) èìåíè È.Ì. Ãóáêèíà, 2016 Ãîëóáåâ Â.Ñ., îôîðìëåíèå ñåðèè, 2007
5
Содержание
Введение ...................................................................................................................
8
1. Методы описания двухфазных потоков ......................................................... 1.1. Термины и общие соотношения................................................................. 1.2. Баланс импульса и энергии для однофазного потока .............................. 1.3. Баланс импульса и энергии для двухфазного потока .............................. 1.4. Структуры газожидкостных потоков в трубах ......................................... 1.5. Критерии подобия .......................................................................................
9 9 13 14 18 22
2. Гидродинамические характеристики пробковой структуры течения смеси..................................................................................................................... 2.1. Полуэмпирическая модель пробкового потока ........................................ 2.2. Исследование и обобщение истинного газосодержания при пробковом течении газожидкостных смесей в скважинах .................................. 2.3. Профили локального газосодержания в вертикальном двухфазном потоке ........................................................................................................... 2.4. Гидравлическое трение на стенке при пробковом режиме течения смеси в вертикальных трубах..................................................................... 2.5. Вывод обобщенной зависимости для расчета гидравлического сопротивления в пробковом режиме ................................................................... 3. Гидродинамические характеристики течений с кольцевой структурой ... 3.1. Истинное газосодержание при кольцевом течении газоконденсатных смесей в скважинах ..................................................................................... 3.2. Гидравлическое сопротивление при кольцевом течении газожидкостных смесей ................................................................................................... 3.3. Влияние обводнения пластовой продукции на гидравлические характеристики скважин ...................................................................................... 3.4. Гидродинамические принципы выбора и обоснования оптимального диаметра газожидкостных скважин .......................................................... 3.5. Движение газа в противотоке с жидкостью .............................................. 3.6. Исследование истинного объемного газосодержания ............................. 3.7. Исследование явления захлебывания противоточного течения двухфазной смеси в вертикальных трубах ....................................................... 3.8. Описание процесса захлебывания ............................................................. 3.9. Критерии, описывающие механизм захлебывания ..................................
24 24 31 40 42 44 47 47 51 53 55 59 63 66 67 69
4. Движение газожидкостных смесей в системах сбора и промыслового транспорта .......................................................................................................... 74 4.1. Диагностика режимов течения газожидкостных смесей в рельефных трубопроводах ............................................................................................. 74
6
4.2. Влияние сопряженных участков на истинное газосодержание двухфазных потоков в рельефных трубопроводах .......................................... 4.3. Исследование процессов накопления жидкости при конденсации тяжелых углеводородов в трубопроводах .................................................... 4.4. Структуры потоков в трубопроводах, транспортирующих газоконденсатные смеси от промысла до ГПЗ ...................................................... 4.5. Исследование и разработка методов определения гидравлического сопротивления при течении газа с конденсацией тяжелых углеводородов в трубах .............................................................................................
79 81 86
93
5. Гидродинамические параметры нисходящих газожидкостных потоков ................................................................................................................ 97 5.1. Истинные концентрации фаз при течении нисходящих газожидкостных смесей................................................................................................... 97 5.2. Влияние геометрических размеров межтрубного пространства на истинное газосодержание .............................................................................. 99 5.3. Структурные формы потока при нисходящем течении газожидкостных смесей................................................................................................... 101 5.4. Влияние геометрических размеров межтрубного пространства на структуры течения смесей в нагнетательных скважинах ....................... 103 5.5. Влияние вязкости жидкого компонента на режим течения и истинное газосодержание при нисходящем течении смеси .................................... 105 5.6. Расчет закачки сжиженных углеводородных газов в пласт .................... 106 5.7. Метод определения технологических параметров ингибирования ствола газовой скважины ........................................................................... 109 5.8. Разработка пленочного способа ингибирования ствола газовой скважины ............................................................................................................ 111 6. Нестационарные процессы в системах добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья ................................................ 114 6.1. Методы описания и исследования нестационарных процессов в газожидкостных средах..................................................................................... 115 6.2. Кинематические нестационарные процессы ............................................ 124 6.3. Динамические нестационарные процессы ................................................ 166 6.4. Исследования пульсаций давления в системах сбора продукции скважин на морском нефтяном месторождении...................................... 171 6.5. Взаимодействие трубопровода с сепарационным оборудованием......... 177 6.6. Классификация нестационарных процессов в однотрубных системах сбора нефти и газа ...................................................................................... 182 7. Практические приложения гидродинамики газожидкостных смесей в задачах добычи и транспорта углеводородов .............................................. 189 7.1. Опыт применения различных технологий транспорта углеводородов во внутрипромысловых и магистральных трубопроводах ..................... 189
7
7.2. Виды осложнений в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородов при различных технологиях транспорта и методы борьбы с ними ................................................................................... 194 7.3. Инженерные методы расчета объектов добычи, сбора и промыслового транспорта углеводородного сырья ..................................................... 205 7.4. Влияние технологических параметров на эффективность работы внутрипромысловых транспортных систем............................................. 220 7.5. Эксплуатация трубопроводов в гидратном режиме (с использованием шаровых разделителей) ............................................................................. 223 7.6. Разработка технологии очистки промысловых трубопроводов с использованием гелевых поршней ............................................................... 230 7.7. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием волн разрежения ................................................................ 237 8. Технологии транспорта углеводородов и принципы освоения морских нефтегазовых месторождений ......................................................................... 242 8.1. Виды обустройства морских нефтегазовых месторождений. Критерии выбора видов обустройства ................................................................ 245 8.2. Оптимизация выбора основных технических решений по освоению морского месторождения ........................................................................... 269 8.3. Перспективные системы обустройства морских месторождений Арктики .............................................................................................................. 276 9. Энергосберегающая технология сбора и транспорта газожидкостных смесей в подводных трубопроводах ............................................................... 282 9.1. Анализ технических решений, направленных на снижение потерь давления в однотрубных системах сбора ................................................. 282 9.2. Внедрение энергосберегающей технологии сбора нефти и газа ............ 287 9.3. «Энергосберегающие» технологии эксплуатации нефтегазовых месторождений континентального шельфа ................................................. 293 Литература ............................................................................................................... 295
ВВЕДЕНИЕ Посвящается памяти крупного российского исследователя в области гидродинамики газожидкостных потоков д.т.н. Клапчука Олега Викторовича
Первое издание монографии «Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах» вышло 20 лет назад, в 1994 г. В работе были обобщены исследования, выполненные группой специалистов ВНИИГАЗа за предыдущие 20 лет, т.е. с середины 70-х годов. К сожалению, теоретические и экспериментальные исследования по дальнейшему развитию полуэмпирических моделей гомогенного потока со взаимным скольжением фаз, которые использовались специалистами ВНИИГАЗа для описания движения газожидкостных смесей, в настоящее время в России фактически приостановлены. Между тем практическое использование технологий двухфазного транспорта углеводородов в последние десятилетия получило широкое развитие, особенно при освоении морских нефтегазовых месторождений. Наибольшая длина действующей трубопроводной системы на морском месторождении, в которой используется технология двухфазного транспорта, достигает 360 км (трубопровод NCSP в Южно-Китайском море). На стадии проектно-изыскательских работ находится Штокмановский проект, протяженность транспортной системы которого составляет 570 км. Один из вариантов обустройства этого месторождения предполагает использование технологии двухфазного транспорта газа и конденсата. В ходе предпроектных работ по этому проекту проведены расчетные исследования процессов движения газожидкостных потоков в сверхдлинных рельефных трубопроводах большого диаметра с использованием норвежского программного комплекса OLGA. Выявлены ряд особенностей использования технологии многофазного транспорта, которые оказывают существенное влияние на показатели надежности технологической цепочки «пласт – потребители» и эффективности всего проекта в целом. На шельфе о. Сахалин в 2014 г. введено в эксплуатацию Киринское ГКМ – первое в России газоконденсатное месторождение с полностью подводным типом обустройства. Подача продукции скважин к береговым сооружениям осуществляется с использованием технологии многофазного транспорта. Во многом благодаря широкой востребованности методов расчета движения многофазных сред в практике освоения нефтегазовых месторождений, работы по совершенствованию этих методов в последние годы стали чисто коммерческими проектами, которые либо финансируются ведущими нефтегазовыми ком-
Введение
9
паниями и используются только ими, либо предлагаются на рынке программных продуктов компаниями в качестве закрытого вычислительного комплекса, для эксплуатации которого необходимо оплачивать его ежегодную техническую поддержку. Причем адаптация таких программ к конкретному трубопроводу может осуществляться только компанией-владельцем этой программы. Фактически, непосредственные пользователи таких программных продуктов не знают особенностей физических моделей, которые заложены в данные программы и поэтому не могут обоснованно интерпретировать результаты расчетов без поддержки представителей компании владельца данного программного комплекса. Можно констатировать наметившуюся тенденцию разрыва уровня знаний в области гидродинамики газожидкостных смесей между разработчиками программ расчета теплогидравлических характеристик многофазных потоков и пользователями этих программ. Поэтому во втором дополненном издании авторы сохранили методологию изложения материала, которая включает теоретическое описание поставленной проблемы, выбор метода экспериментальных исследований, обобщение полученных экспериментальных данных и разработку инженерных методов расчета движения газожидкостных смесей в различных элементах систем сбора углеводородов. За последние 20 лет накоплен определенный опыт применения разработанных инженерных методов расчета при анализе работы действующих или проектируемых систем многофазного транспорта углеводородов. Получены и обобщены промысловые данные по нестационарным процессам в системах сбора и транспорта продукции скважин на морских нефтяных и газоконденсатных месторождениях. Установлены дополнительные обратные связи в технологической цепочке «пласт – система обустройства – система транспорта – потребитель» и выделено их влияние на выбор оптимальной стратегии освоения морского месторождения. Показано, что выбор технологии транспорта углеводородов с морского месторождения, наряду с другими критериями, во многом определяет оптимальные технические решения по типу обустройства и принципам разработки этого месторождения. Поэтому главы, посвященные нестационарным процессам и практическому применению гидродинамики газожидкостных сред в задачах добычи и транспорта углеводородного сырья подверглись переработке и расширению. Настоящую книгу авторы адресуют студентам, аспирантам, специалистам нефтегазовых и других смежных специальностей, сталкивающихся в своей научной и производственной деятельности с вопросами гидродинамики газожидкостных смесей.
Глава 1 МЕТОДЫ ОПИСАНИЯ ДВУХФАЗНЫХ ПОТОКОВ
1.1. ТЕРМИНЫ И ОБЩИЕ СООТНОШЕНИЯ Движение газожидкостных смесей имеет ряд особенностей, связанных с формированием поверхности раздела фаз, гидравлическим и термическим взаимодействием фаз между собой и стенкой канала, а также ориентацией потока в пространстве. Вследствие разных физических свойств фаз при движении двухфазного потока в трубах абсолютные скорости жидкости и газа различны. При восходящем течении скорость движения газовой фазы выше скорости жидкой фазы, а при нисходящем течении – наоборот: жидкая фаза опережает газовую. Вследствие этого такие данные, как расход жидкости и газа, геометрия канала, физические свойства фаз, достаточные для характеристики однофазного потока, не дают полного представления о гидродинамической картине двухфазного потока. Наряду с параметрами, определяемыми по материальному и тепловому балансу, необходимыми для описания однофазного течения, для двухфазных потоков требуется введение дополнительных величин, учитывающих движение отдельных фаз. Условимся все параметры, рассчитанные по уравнениям теплового и материального баланса, называть расходными параметрами, а величины, характеризующие движение каждой из фаз в канале, – истинными параметрами. К числу расходных параметров двухфазного потока можно отнести следующие характеристики. Приведенная скорость жидкости: w1 Q1 / F ;
(1.1)
w2 Q2 / F ;
(1.2)
приведенная скорость газа где Q1 и Q2 – объемные расходы жидкости и газа; F – площадь сечения канала. Как видно, под приведенной скоростью понимается некоторая средняя скорость, которую приобрела жидкая или газовая фаза, заполняя все сечение канала, т.е. w1 и w2 представляют объемы жидкости и газа, протекающие через единицу поперечного сечения в единицу времени. Объемное расходное газосодержание β2 есть объемный расход газа, отнесенный к полному объемному расходу смеси:
Глава 1
2
11
Q2 , Q1 Q2
(1.3)
при этом β1+ β2=1. Условия β1=0, β2 = 1 соответствуют движению в канале только газовой фазы, при β1 = 1, β2 = 0 в канале имеет место движение одной жидкой фазы. Используя определение приведенной скорости, выражение (1.3) может быть преобразовано к виду w2 2 . (1.4) w1 w2 Движение газожидкостной смеси можно также характеризовать массовой скоростью: отношением массового расхода в единицу времени к поперечному сечению канала: (w)CM GCM / F , (1.5) где Gсм = G1 + G2 – массовый расход соответственно смеси жидкости и газа. При течении газожидкостной смеси в канале постоянного сечения линейные скорости w1, w2, а также массовые скорости фаз ρ1w1 и ρ2w2 изменяются по длине канала вследствие изменения давления и фазовых переходов. Однако массовая скорость смеси, определенная по уравнению (1.5), остается постоянной. Во многих случаях, особенно в задачах, связанных с учетом фазовых переходов, очень важно знать массовое газосодержание G2 G1 G2
(1.6)
G1 1 2 . G1 G2
(1.7)
2 и массовое содержание жидкости 1
К числу важных истинных параметров газожидкостных потоков относится истинное газосодержание, определяемое обычно как доля сечения трубы, занятой газовой фазой: (1.8) 2 F2 / F , Тогда истинное содержание жидкости равно: 1 F1 / F 1 2 ,
(1.9)
где F1 и F2 – площади поперечного сечения трубы, занятые соответственно жидкой и газовой фазами. Расход газовой фазы
G2 GCM 2 2 w2 dF . F2
(1.10)
12
Глава 1
Поскольку для одномерного течения ρ2 и w2 не изменяются в пределах сечения F2, то уравнение (1.10) преобразуется к виду
G2 2 w2 dF 2 w2 2 F .
(1.11)
F2
Аналогично для жидкой фазы G1= ρ1w11F.
(1.12)
Сложение уравнений (1.11) и (1.12) приводит к простой форме записи уравнения неразрывности (ρ1w11 + ρ2w22)F=Gсм.
(1.13)
Деление уравнений (1.11) и (1.12) дает C
w2 2 2 1 , w1 1 1 2
(1.14)
где С – фактор скольжения. Для восходящего течения смеси он всегда больше единицы, т.е. w2 > w1 , а для нисходящего в зависимости от скорости смеси может быть величиной, меньшей единицы, т.е. w2 < w1. Относительную скорость w2 – w1 называют иногда скоростью скольжения. Соотношение между истинным газосодержанием и фактором скольжения определяется как 1 (1.15) 2 . 2 1 1 C 1 2 Если предположить, что скольжения между фазами нет, т.е. С = 1, уравнение (1.15) преобразуется 1 (1.16) . 2 1 1 1 2 Определяя объемные расходы жидкости и газа через соотношения Q1=Gсм1/ρ1;
(1.17)
Q2=Gсм2/ρ2
(1.18)
и подставляя (1.17) и (1.18) в выражение для расходного газосодержания (1.3), получаем 1 (1.19) 2 . 1 2 1 2 1
Глава 1
13
Следовательно, 2 =β2, если С = 1. Таким образом, режим без скольжения фаз называется гомогенным, а истинная плотность смеси может быть рассчитана по величине расходного газосодержания: ρсм = β1ρ1+ β2ρ2. (1.20) Распространенным является также понятие скорости дрейфа, определяемой как разность между скоростью фаз и скоростью смеси: w1др= w1– wсм ;
(1.21)
w2др= w2– wсм .
(1.22)
1.2. БАЛАНС ИМПУЛЬСА И ЭНЕРГИИ ДЛЯ ОДНОФАЗНОГО ПОТОКА
Рассмотрим первоначально основные гидродинамические принципы и понятия для течения в трубе только одной фазы. Баланс сил для элементарного объема потока капиллярной жидкости (рис. 1.1) дает
p
p p z z dF zdS zGwzdF g sin zdF . 0
F
S
F
(1.23)
F
Левая часть этого выражения характеризует силы давления, правая – напряжения от сил трения на стенке, силы за счет изменения импульса и массовые силы соответственно. Для одномерного течения, когда каждая переменная изменяется только по z, уравнение (1.23) принимает вид p p p z z dF 0 Sdz z GwzF g sin zF ,
(1.24)
в пределе при z 0 получаем
p S w 0 w g sin . z F z
(1.25)
Уравнение баланса энергии для одномерного однофазного потока записывается как w2 d ( PV ) dU d ( g sin z ) dq dW , (1.26) 2 где d(PV) – энергия давления; dU – внутренняя энергия; w2 d – кинетическая энергия; g sinαz – потенциальная энергия; 2 dq – подводимая теплота; dW – работа против внешних сил; V = 1/ρ – удельный объем жидкости.
14
Глава 1
Изменение внутренней энергии представляется в виде: dU = dq + dT – PdV.
(1.27)
Здесь dТ – потери энергии на трение. Приравнивая dV к нулю и учитывая, что d(рV) – рdV = Vdp, после несложных преобразований получаем Vdр + dТ – wdw + gsinαdz = 0
(1.28)
dp dT dw w g sin . dz dz dz
(1.29)
или
Сравнение (1.25) и (1.29) показывает, что
S dT 0 . F dz
(1.30)
В правой части уравнений (1.25) и (1.29) соответственно отображены: потери на трение, ускорение и гравитацию, которые можно представить в виде dp dp dp y dprp . dz dz dz dz
(1.31)
Поскольку w = VG, имеем
dp y dz
G
d (VG ) dV . G2 dz dz
(1.32)
1.3. БАЛАНС ИМПУЛЬСА И ЭНЕРГИИ ДЛЯ ДВУХФАЗНОГО ПОТОКА
Для элемента объема двухфазного потока, показанного на рис. 1.1, баланс сил запишется в виде
p
p p z z dF F
S
0CM
GCM wCM zdF CM g sin zdF . (1.33) z F F
zdS
Упрощая это уравнение для случая одномерного течения, получаем
dpx S d 0CM [1G1U1 2G2U 2 ] g sin [11 2 2 ], dx F dx
где G1 GCM (1 2 );
(1.34) (1.35)
G2 GCM 2 ,
(1.36)
Глава 1
15
Рис. 1.1. Схема баланса сил элементарного объема двухфазного потока
U1
G1 , 1
(1.37)
U2
G2 . 2
(1.38)
Подстановка (1.35 – 1.38) в уравнение (1.34) дает
dpx S 22 d (1 2 ) 2 2 0CM GCM g sin [11 22 ]. 2 2 dx F dx 11
(1.39)
Трение смеси на стенке может быть представлено по аналогии с однофазным потоком 2 0CM CM CM wCM . (1.40) 8 При этом могут иметь место два случая записи динамического напора. Используя определение истинной скорости фаз, получаем выражение для касательных напряжений на стенке через истинный динамический напор:
0CM
CM (1w12 1 2 w22 2 ). 8
(1.41)
Выражая плотность смеси через расходное газосодержание, можно выразить касательные напряжения через условный динамический напор
0CM
CM 2 (11 2 2 ) wCM . 8
(1.42)
16
Глава 1
Используя выражения для связи истинных скоростей фаз со скоростью смеси w1
wCM 1 ; 1
w2
wCM 2 , 2
(1.43) (1.44)
выражение (1.41) может быть преобразовано к виду, удобному для экспериментальной оценки трения на стенке: CM
CM 2 12 2 wCM 1 2 2 . 2 8 1
(1.45)
Для случаев, когда инерционными силами можно пренебречь, расчетное уравнение для определения потерь давления при течении двухфазного потока в трубах с учетом возможных форм представления трения на стенке может быть записано как 2 dp CM 2 12 wCM 1 2 2 g sin [11 22 ]; (1.46) dx 2 D 2 1
dp CM 2 wCM 11 2 2 g sin [11 22 ]. dx 2 D
(1.47)
Наибольшее распространение в практике прикладных расчетов получила форма выражения сопротивления трения смеси через приведенные коэффициенты: (1.48) λсм=λ0ψ, (1.49) где λ0 = λ (Reε); (1.50) (FrCM ; Re CM ; ; ; );
ReCM
wCM D – число Рейнольдса смеси;
2 wCM FrCM – число Фруда смеси. gD Такая форма записи означает, что коэффициент сопротивления смеси определяется по формулам для однофазного течения λ(Re; ε) с некоторой поправкой, зависящей от характеристик двухфазного потока: (FrCM ; Re CM ; ; ; ). Тогда уравнения (1.46) и (1.47) перепишутся в виде
2 dp 0 wCM dx 2D
12 22 1 2 g sin [11 22 ]; 1 2
2 dp 0 wCM (11 2 2 ) g sin [11 2 2 ]. dx 2D
(1.51)
(1.52)
Глава 1
17
Уравнение энергии двухфазного потока получается путем вычисления энергии единицы массы каждой фазы, умноженной на массовую долю этой фазы:
d [ 1V1 P 2V2 P] dq dT Pd [ 1V1 2V ] 1 1 1w12 2 w22 g sin dz dq dW . 2 2
(1.53)
После некоторых преобразований это уравнение преобразовывается к виду
2 dp dT 1 d 2 G 2 1 2 2 2 g sin , dz dz 2 dz 11 22
(1.54)
где плотность смеси определяется формулой
1 1 2 . 1 2
(1.55)
Как уже отмечалось, для однофазного течения соответствующие члены в уравнениях энергии и импульса идентичны. Однако из (1.39) и (1.54) видно, что в общем случае двухфазного потока это несправедливо. Идентичность сохраняется только для гомогенного течения и течения в горизонтальной трубе без ускорения, когда равны нулю члены, определяемые ускорением и гравитацией. В этом случае составляющие, определяемые трением в уравнениях импульса и энергии, должны быть равны, поскольку должны дать один и тот же градиент давления. Следует особо подчеркнуть, что член, обусловленный трением в уравdT нении энергии, является необратимым, и поэтому величина всегда полоdz жительна. Все другие члены в уравнениях энергии и импульса могут иметь любой знак. Следовательно, могут иметь место условия течения смеси, когда касательное напряжение на стенке становится отрицательным. Измерения показывают, что эти эффекты проявляются достаточно устойчиво, когда определяющую роль играет изменение скорости жидкости по поперечному сечению. Примером может служить вертикальное течение смеси при β2≈1 (т.е. в барботаже или в режиме, близком к нему), когда всплытие газовых пузырей, происходящее за счет сил гравитации, оттесняет жидкость к стенкам трубы и обусловливает в непосредственной близости от стенок течение жидкости, направленное против движения основного потока. В результате может иметь место отрицательное значение градиента давления вдоль потока. Анализ приведенных уравнений показывает, что расчет двухфазного потока может быть выполнен только при наличии расчетных соотношений для приведенного коэффициента сопротивления ψ и закономерностей изменения истинного газосодержания , т.е. двух основных гидродинамических характеристик газожидкостного потока. Описание закономерностей изменения, методов анализа и обобщения этих параметров зависит от условий реализации двухфазного потока в трубках.
18
Глава 1
Исследования показывают, что указанные характеристики определяются, прежде всего, структурой движения газожидкостного потока. Поэтому в гидродинамике смесей в качестве первоочередной выступает задача изучения структурных форм течения. 1.4. СТРУКТУРА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ В ТРУБАХ
В отличие от однофазных, двухфазные потоки имеют поверхность раздела между фазами, изменяющуюся в пространстве и во времени. Поэтому описание их основывается на классификации всех типов поверхности раздела по структурам с визуально похожими формами границы раздела. Такая классификация является качественной и в определенном смысле субъективной. Структура потока выделяется на основе визуальных наблюдений и не может в полной мере отображать режим течения смеси при данных количественных (расходных и геометрических) параметрах потока. Чтобы упорядочить терминологию, ограничим классификацию режимов визуальными структурами, с едиными принципами обобщения основных гидродинамических характеристик (истинного газосодержания и гидравлического сопротивления). Визуальными и количественными исследованиями обнаружено множество различных режимов и предложено много вариантов названий. Горизонтальное течение (рис. 1.2) Пузырьковое течение 1– легкие пузырьки газа распределены в несущем потоке жидкости и движутся у верхней образующей трубы. Расслоенное течение – жидкость и газ движутся послойно с гладкой 2 или волновой 3 поверхностью раздела. Пробковое течение 4 – пузырьки газа расширяются, их диаметр приближается к диаметру трубы, форма пузырей становится похожей на снаряд (пробку), движение характеризуется чередованием жидкостных и газовых пробок различных размеров. Течение смешанной структуры, характерной для переходной области, обозначается сложным термином из двух смежных структур (пробко-дисперсная 5). Пузырьково-пробковая 6 и т.д. Кольцевое течение 7 – жидкость течет по стенке трубы в виде пленки, а газ движется в ядре потока с небольшим количеством жидкости в виде мелких капель. Пленка у нижней образующей трубы вследствие гравитационных эффектов намного толще, чем у верхней. При сильно выраженной асимметрии наблюдается серповидная структура 8. Дисперсное течение 9 – жидкость в виде мельчайших капель (аэрозоля) движется полным сечением в несущем потоке газа. Кроме перечисленных терминов в литературе указывается на существование снарядной эмульсионной, распыленной или вспененной структур.
Глава 1
19
Рис. 1.2. Структуры течения газожидкостных смесей в горизонтальных трубах
Вертикальное течение (рис. 1.3) Пузырьковое течение 1 – пузырьки газа движутся в несущем потоке жидкости, равномерно распределившись по сечению. Пробковое течение 2 – движение смеси характеризуется чередованием пробок жидкости и газа. Пробко-диспергироваиное течение 5 – в потоке помимо крупных газовых пробок наблюдаются мелкие газовые пузырьки. Кольцевое течение 4 – жидкость распределена вдоль стенок, газ движется в ядре потока, при этом могут иметь место два случая: спутное течение газа 7 и жидкости и противоток 6. Туманнообразное течение 5 – капли жидкости равномерно распределены в несущем потоке газа.
20
Глава 1
Рис. 1.3. Структуры течения газожидкостных смесей в вертикальных трубах
В целях идентификации режимов течения данные по структурам могут быть представлены графически непосредственно через расходные и физические характеристики смеси. Многими авторами были разработаны и предложены для практического использования диаграммы структур, в которых области существования тех или иных режимов наносятся на график с двумя независимыми координатами. Для горизонтальных течений классической стала диаграмма структур течения Бейкера в координатах G2 / и 1 / 2 (рис. 1.4),
Рис. 1.4. Структурная диаграмма Бейкера
где G – массовая скорость; 1, 2 – массовые соотношения фаз; λ и ψ – параметры, отображающие физические свойства смеси и определяемые как
Глава 1
21
Рис. 1.5. Карта режимов течения Хюитта
2 1 ; A w
(1.56) 1/3
2 1 w , (1.57) w 1 где ρw; ρA – соответственно плотности воды и воздуха в нормальных условиях (20° С и атмосферное давление); μ1; ρ1 – вязкость жидкости, плотность жидкости соответственно; σ – коэффициент поверхностного натяжения, σw – коэффициент поверхностного натяжения воды в нормальных условиях. Для воздухо-водяных смесей при атмосферном давлении λ и ψ равны единице. Для вертикальных и наклонных потоков также имеются различные структурные диаграммы. В качестве примера можно привести диаграмму Хьюитта [24] (рис. 1.5), хорошо учитывающую влияние плотности фаз. Необходимо отметить, что в общем случае режим течения определяется множеством переменных, и естественно, двумерная диаграмма не может обладать достаточной общностью представления областей существования режимов с различным механизмом течения. Эти факторы делают структурные диаграммы по существу качественными, указывающими на вероятность возникновения того или иного режима, при заданных расходных и физических параметрах смеси. В качестве количественных показателей структур могут быть только критерии, отображающие механизм смены режимов. Поэтому в дальнейшем при подробном рассмотрении каждой структуры будут получены критерии, определяющие механизм перехода одной структуры в другую и на их основе построены обобщенные границы существования отдельных режимов. w
22
Глава 1
1.5. КРИТЕРИИ ПОДОБИЯ
Система уравнений, описывающая движение газожидкостных смесей – неразрывности, импульса и энергии – является незамкнутой, а для ее замыкания необходимы зависимости для истинного газосодержания и гидравлического сопротивления. Эти закономерности могут быть установлены только экспериментальным путем. Теоретической основой эксперимента является теория подобия. Для правильной постановки экспериментов необходимо иметь систему определяющих критериев подобия для рассматриваемого процесса. Ее можно получить методом анализа размерностей или из дифференциальных уравнений. Для одномерных течений второй способ более надежен, так как позволяет исключить появление возможных не определяющих критериев и установить физически обоснованные зависимости для искомых величин. Из системы дифференциальных уравнений для двухкомпонентного потока получены критерии подобия: критерий Фруда w2 22 w22 FrCM 1 1 1 ; (1.58) (11 22 ) gD критерий Рейнольдса w2 22 w22 ReCM 1 1 1 . (1.59) 11w1 2 2 w2 В [10, 16] Frсм и Reсм представлены в более удобной для практического использования форме. Для одномерных течений, исходя из определения истинной весовой или массовой концентрации компонентов 1=1ρ1/ρсм и 2=2ρ2/ρсм, критерий Frсм представлен в форме w2 FrCM CM . (1.60) gD Аналогично преобразован критерий Рейнольдса Re
w1 D w2 D . v1 v2
(1.61)
Из уравнений энергии получены безразмерные параметры Нуссельта, Прандтля, Вебера. Для изотермических условий, когда критерии Нуссельта и Прандтля не являются определяющими, интерес представляет только критерий Вебера We
. g (1 2 ) D 2
(1.62)
Из кинематического подобия вытекает ряд характерных безразмерных величин:
Глава 1
23
отношение плотностей 2 / 1 ;
(1.63)
2 / 1 ;
(1.64)
отношение вязкостей для течения в межтрубном пространстве D = d / D.
(1.65)
Критерий динамического подобия представляется в виде отношения сил давления к силам инерции P Pg (1.66) 2 11 w1 2 2 w22 или к силам свободного падения Pg
P . (11 2 2 ) D
(1.67)
Таким образом, критериальное уравнение установившегося изотермического процесса течения газожидкостной смеси может быть представлено в виде ;FrCM ; ReCM ; We; ; ;cos( gz ) .
Глава 2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОБКОВОЙ СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ СМЕСИ
Пробковая структура течения газожидкостной смеси является одной из трех основных структур – расслоенной, пробковой и кольцевой, которые отличаются характером зависимостей истинных параметров потока от расходных. В вертикальных и восходящих участках трубопроводов могут быть реализованы только пробковый, кольцевой и дисперсный режимы, включая их разновидности (пузырьковый, серповидный, дисперсно-кольцевой и т.д.). Пробковый режим течения характеризуется чередованием газовой и жидкой фаз и сопровождается их интенсивным перемешиванием. При этом практически невозможно визуально и инструментально зафиксировать и описать границу раздела фаз, в отличие от расслоенной, пузырьковой или кольцевой структур. Поэтому попытки прямого аналитического описания межфазного трения на границе раздела фаз для учета дополнительных, к однофазному трению, фрикционных потерь давления в пробковом потоке оказались малорезультативными. В данном режиме течения существенную роль в формировании общих потерь давления играет гравитационная составляющая, которая в основном определяется величиной истинного содержания жидкости. Данная величина, как было отмечено в предыдущей главе, является функцией расходных и геометрических параметров потока и может быть определена на основе экспериментальных исследований. Таким образом, для достоверного описания пробкового режима течения газожидкостной смеси необходимо: 1) определить границы существования данного режима в пространстве расходных и геометрических параметров; 2) получить экспериментальные зависимости для коэффициента гидравлического сопротивления (ψ) и истинного содержания жидкости φ1 (или газа) в потоке от расходных и геометрических параметров потока; 3) решить систему уравнений сохранения массы, импульса и энергии с использованием замыкающих экспериментальных данных для ψ и φ1 при установленных граничных условиях. 2.1. ПОЛУЭМПИРИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОБКОВОГО ПОТОКА В известных к настоящему времени работах двухфазная смесь часто рассматривается как локально гомогенная жидкость, на которую переносятся те или
Глава 2
25
иные гипотезы из гидродинамики однофазных потоков. При этом из рассмотрения выпадают крупномасштабные пульсации гидродинамических величин – скорости, давления, газосодержания. Роль крупномасштабных пульсаций в газожидкостном потоке показана в [16] путем анализа баланса турбулентной энергии, согласно которому в двухфазном потоке имеет место переход энергии пульсационного (макропульсационного) движения в энергию осредненного движения. Наличие крупномасштабных пульсаций необходимо учитывать в исходных уравнениях сохранения массы, импульса и энергии двухфазных потоков. Построением системы дифференциальных уравнений, описывающих движение многофазных систем, занимались многие советские и зарубежные исследователи. Центральным вопросом является выбор масштабов осреднения интегральных уравнений сохранения. Большинство исследователей рассматривают двухфазную смесь в виде несжимаемой жидкости с диспергированными твердыми частицами. В объеме смеси, на который распространяется осреднение, заранее предполагается присутствие обоих компонентов, причем объемная концентрация не зависит от размеров объема осреднения вплоть до бесконечно малых значений последнего. В результате в осредненных уравнениях появляются корреляции, содержащие пульсацию концентрации. Такой подход может быть использован для смесей, где размер включений значительно меньше масштабов пространственного осреднения. При движении газожидкостных смесей в пробковом режиме характерный размер включений соизмерим с масштабами потока (диаметром трубы). Для такого течения можно принять, что в любой момент времени объем δV, по которому проводится осреднение, занят одной из фаз:
xi (t ) 1, если dV i1 ,
(2.1)
xi (t ) 0, если dV i2 ,
(2.2)
где xi(t) – некоторая характеристическая фазовая переменная. Осредняя xi(t) за большой промежуток времени и вводя понятие вероятности пребывания i-й фазы в контрольном объеме αi, получаем
xi (t ) i xi(t ).
(2.3)
Принимаем, что пульсация характеристической переменной удовлетворяет требованиям эргодичности, а при осреднении за достаточно большой промежуток условию 1 xi(t ) xi(t )dt 0. (2.4) TT Поскольку в пробковом газожидкостном потоке изменение хi(t) носит дискретный характер и отвечает условиям (2.1) и (2.2), пульсационную составляющую х'i(t) можно представить как функцию локальной концентрации фаз (рис. 2.1). Так, при прохождении через контрольный объем жидкой фазы имеем
26
Глава 2
х'i (t) = 1 – αi.
(2.5)
Соответственно для газовой фазы х'i (t) = – αi .
(2.6)
Вместе с тем осреднение пульсаций гидродинамических величин внутри i-й фазы fi(t) за время прохождения через контрольный объем этой фазы дает
fi (t )
1 Ti
f (t )dt 0. i
(2.7)
T
Рис. 2.1. Графики изменения во времени гидродинамических величин при пробковой структуре течения газожидкостной смеси
Поэтому все корреляционные моменты, содержащие пульсации х'i (t) и f'i (t), независимо от прохождения через контрольный объем жидкости или газа обращаются в нуль xi(t ) f i (t ) (1 i ) f i (t ) (1 i ) f i (t ) 0 (2.8) для жидкой фазы. И аналогично для газовой фазы
xi(t ) f i (t ) (i ) 0 0.
(2.9)
Глава 2
27
В этом случае корреляции, содержащие пульсацию концентрации, обращаются в нуль и осредненные уравнения сохранения массы и импульса сводятся к следующим уравнениям [36]: (i i ) (i iU i ) 0; (2.10) t (i iU i ) (iU i ) iU i i i g (i Pi ) (iTi ). (2.11) t Тензор Рi в декартовой системе координат (m; n = x, y, z) имеет вид
Pimn Pi mn i (U im / n U im / n),
(2.12)
где δmn – тензорная единица. Компоненты тензора второго ранга U in Timn i U im
(2.13)
нельзя трактовать как вызванные только турбулентными пульсациями, поскольку отклонения от средних величин могут иметь и регулярный характер. Для расчета этих компонентов необходимо ввести определенные гипотезы о связи пульсационных составляющих скоростей с полем осредненных во времени гидродинамических потоков. Энергетические спектры пульсаций давления и трения на стенке [16] указывают на наличие в двухфазном пробковом потоке пульсаций гидродинамических величин двух видов – мелкомасштабных, порожденных общей неустойчивостью, аналогичных пульсациям в однофазном потоке, и крупномасштабных: f f f i f k,
(2.14)
где f – действительное мгновенное значение гидродинамической величины; f't – мелкомасштабная (чисто турбулентная) составляющая пульсация; f'k – крупномасштабная составляющая. В широком диапазоне изменения расходных параметров потока максимум спектральных функций пульсаций [10, 16, 46] лежат в области низких частот, а это означает, что основная энергия приходится на крупномасштабные пульсации. Подставив соотношение (3.14) в (3.13), получаем U int U imt U ink U imk U int U imk U ink ). Timn i (U imt
(2.15)
Поскольку мелкомасштабные и крупномасштабные пульсации имеют разную природу, вполне разумной будет гипотеза о слабом взаимодействии между крупномасштабным движением, порожденным пульсацией концентрации [16], и «однофазной турбулентностью». Согласно введенной гипотезе, второй и третий члены правой части уравнения (2.15) равны нулю и уравнение принимает вид U int U imk U ink ). Timn i (U imt
(2.16)
28
Глава 2
Первый член в правой части (3.16), обозначающий касательные напряжения, обусловленные турбулентными пульсациями скорости, имеет тот же смысл, что и в обычной однофазной турбулентности. Кроме того, из (3.16) следует, что в газожидкостном потоке касательные напряжения возрастают за счет дополнительного крупномасштабного перемешивания. Выражение для касательных напряжений в двухфазном потоке с продольной компонентой скорости U' и поперечной V' при пренебрежении вязким трением можно записать в виде 11 (U1tV1t ) (U1kV1k ) 22 (U 2tV2t ) (U 2 kV2k ),
(2.17)
где α1(2) – вероятность пребывания фазы 1(2) в данной точке (локальное газосодержание). Индекс 1 везде относится к жидкой фазе, 2 – к газовой. Моменты корреляции, содержащие мелкомасштабные пульсации скорости, могут быть выражены при помощи известных соотношений полуэмпирических теорий турбулентности однородной жидкости, например, при помощи гипотезы пути перемешивания Прандтля: dU i U itVit æ y dy 2 t
2
2
,
(2.18)
где I = 1,2; æt – константа Кармана; у – расстояние от стенки. Полагая, что профили скоростей обеих фаз и профиль скорости смеси U CM 1U1 2U 2 подобны, получим U U itVit œ y i UC 2 t
2
2
dU i . dy
(2.19)
Теорию пути перемешивания используем и для оценки моментов корреляции вида U ik Vik . Одной из первых в этом направлении была работа [58], в которой рассматриваются дополнительные касательные напряжения в жидкой фазе, обусловленные движением газового пузырька относительно окружающей жидкости. Осредненное во времени произведение крупномасштабных пульсаций скорости на расстояние от стенки имеет вид [37]: (U ik U ik ) y | U ik || Vik | [1 i ( y1 )],
(2.20)
где у1 – расстояние от стенки, на котором проходит газовый пузырек, создающий дополнительное (крупномасштабное) перемешивание. Соотношение для дополнительных касательных напряжений в жидкой фазе получено в [60] при рассмотрении движения пузырька сферической формы в неограниченном объеме жидкости. Эти напряжения определяются через осредненные по сечению канала значения диаметра пузырька и его скорости относительно окружающей жидкости. При пробковом режиме течения смеси крупные газовые включения движутся в стесненном пространстве, ограниченном стенками трубы. Теория, развитая в
Глава 2
29
[58], не учитывает этого. Кроме того, модель [58] неудобна тем, что зависимость диаметра пузырька от расходных и физических характеристик потока в настоящее время неизвестна. Экспериментальное изучение этой зависимости представляет большие трудности. Поэтому для получения расчетных формул удобнее выразить касательные напряжения через известные характеристики двухфазного потока. Рассмотрим межфазную поверхность, движущуюся с постоянной скоростью с и не изменяющую при этом своей формы. Уравнение межфазной поверхности а(х,t) (d – расстояние от центра канала) можно представить в виде функции одной переменной ξ= х – сt. Функция а = а(ξ) периодическая, ее период равен длине газожидкостной пробки l1,2 (рис. 2.2). Частицы газа движутся относительно межфазной поверхности со скоростью u2 c , жидкости – со скоростью u1 c . Вследствие такого относительного движения возникает дополнительное перемешивание. В случае u2 c 0 дополнительного перемешивания внутри фазы i нет и крупномасштабные пульсации скорости в этой фазе отсутствуют. При пробковом течении газожидкостной смеси почти вся газовая фаза сосредоточена в крупных включениях (газовых пробках). Следуя модели, предложенной в [34], предположим, что обтекание газовой пробки жидкостью происходит как обтекание идеальной жидкостью цилиндрического тела переменной толщины а(ξ). При этом линии тока в жидкости отклоняются на некоторое расстояние Y(ξ) от своего первоначального положения. Если расстояние, на котором жидкость сохраняет свой первоначальный импульс, пропорционально Y, путь перемешивания в крупномасштабном флюктуационном движении lk (ξ) ~ Y(ξ). Для двухфазного потока, в котором газовые пробки симметричны относительно оси трубы (пробковое течение в вертикальных трубах, а также в трубах любой ориентации при значении числа Фруда, большем автомодельного), характерными размерами являются расстояние от стенки у, диаметр трубы D, а также а(ξ).
Рис. 2.2. Схема поверхности раздела между жидкостью и газом при пробковой структуре течения
Поскольку форма межфазной поверхности неизвестна, положим lk ( ) Y ( ) y
где R = D/2 – радиус трубы.
a () , R
(2.21)
30
Глава 2
Выражение (2.21) удовлетворяет граничным условиям lk(ξ) = 0 при y = 0 и a(ξ) = 0;
(2.22)
lk(ξ)= a(ξ) при y = R.
(2.23)
Осредняя (2.21) по периоду a(ξ), получим
lk y 2 ,
(2.24)
где для круглой трубы радиусом R 2
2 a / R . a
1 l1,2
(2.25)
a()d .
(2.26)
l1,2
Следуя теории пути перемешивания, запишем | U1k || V1k | lk
d (u1 c) . dy
(2.27)
Экспериментальные данные свидетельствуют о том, что локальная концентрация фаз при пробковом течении газожидкостной смеси почти не изменяется по сечению трубы. Исключение составляет пристенный слой, где α2 резко возрастает от 0 до < α2> =φ2. Полагая αi = φi, выражение (2.20) при помощи (2.26), (2.28) и введенной ранее гипотезы о подобии профилей скорости обеих фаз и смеси можно преобразовать к виду: 2
2
u c ducm U1kV1k æ y 1 , ucm dy 2 k
2
2 2
(2.28)
где æi – постоянная. Аналогичное выражение можно записать для крупномасштабных пульсаций скорости в газовой фазе, имеющих место при движении жидких пробок: 2
2
u c ducm U 2 kV2k æ 2k y 2 1 1 . ucm dy Подставив (3.20), (3.28), (3.29) в (3.17), получим
du CM Ay 2 CM dy
,
(2.29)
(2.30)
где
u 2 (u c) 22 A 1 1 æt2 1 æ 2k 1 u2 CM CM uCM
2 u 2 (u c) æt2 2 æ 2k 2 , (2.31) uCM uCM
CM 11 22 .
(2.32)
Глава 2
31
Таким образом, для получения профиля скоростей и коэффициента гидравлического сопротивления смеси на основе разработанной модели необходимо знать закономерности изменения локального и осредненного газосодержаний, а также оценить значения æk на основе фактических данных по профилям скоростей пробкового потока. Это определяет необходимость поставки специальных исследований истинного газосодержания для газожидкостных потоков в широком диапазоне изменения расходных и физических параметров смеси. 2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОБЩЕНИЕ ИСТИННОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ ПРИ ПРОБКОВОМ ТЕЧЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В СКВАЖИНАХ
Существование относительной скорости фаз приводит к тому, что истинное газосодержание не равно расходному. Истинное газосодержание является важнейшей характеристикой газожидкостного потока, отражающей гидродинамическую обстановку и в целом диссипативные процессы в потоке. Поэтому исследование истинных концентраций фаз является одной из центральных проблем гидродинамики смесей, требующих детального исследования и обобщения. История исследования истинного газосодержания, отсчитываемая со времени изобретения газлифта, неразрывно связана с работами крупных советских и зарубежных исследователей. Известны два направления при исследовании истинного газосодержания в вертикальных трубах. Основу первого составляют модели всплытия пузырей, развитые Н. Зубером и Г. Бонковым. Сущность этих исследований заключается в измерении абсолютных скоростей всплытия пузырей в жидкостях. Истинное газосодержание определяется пересчетом по данным измерения скорости пузырей Q2 2 . (2.33) c1 (Q1 Q2 ) c2 w0 Для определения истинного газосодержания по этому выражению необходимо знать закономерности изменения скорости всплытия пузырей в потоке. Считается, что для пузырей, размер которых значительно больше диаметра трубы, влиянием длины пузыря на скорость его подъема можно пренебречь. Тогда скорость подъема пузырей зависит только от сил трения, тяжести и поверхностного натяжения. Аналитические выражения для скорости всплытия пузырей строятся для экстремальных условий течения смеси. Так, для случая доминирующего влияния инерционных сил (газожидкостные смеси, воздухо-водяные и др.) скорость пузыря определяется выражением w0 k110,6 gD 1 2 . 0,5
(2.34)
32
Глава 2
Для воздухо-водяных смесей получено значение k1 = 0,345. Для потоков с доминирующим влиянием сил вязкости скорость подъема пузыря определяется из соотношения gD 2 (1 2 ) 0 k1 . (2.35) 1 Установлено, что для вязких двухфазных систем (μ1 < 50 Н·с/м2) величина k1 изменяется в пределах 0,01÷0,0096. В этом подходе считается также, что доминирующее влияние сил поверхностного натяжения имеет место в том случае, когда пузырь практически неподвижен. Основным недостатком этого подхода является то обстоятельство, что общие и переходные случаи, имеющие место в большинстве практических реализаций, по существу не поддаются обобщению. Дело усложняется еще и тем, что коэффициенты С1 и С2 в исходном уравнении (2.33) также не являются константами, а зависят от геометрии канала и физических свойств смеси и ориентации потока. Поэтому получил распространение другой подход исследования истинного газосодержания на прямом измерении доли сечения потока, занятой жидкостью или газом. Методической основой этого направления является экспериментальный поиск параметрической зависимости 2 (2 FrCM , ReCM , We, , , ). (2.36) Из известных методов обобщения более удачной представляется рекомендация [16]:
2 ki2 (1 e
n FrCM
).
(2.37)
Представление результатов в форме (2.37) позволяет получить более общий вид расчетных формул. Так, ограничиваясь первым членом разложения экспоненты в степенной ряд в формуле (2.37), приходим к уравнению Уоллиса [46]. Используя тождество 2 / 2 w2 / wCM , путем простых преобразований получаем соотношения для истинного газосодержания в форме Зубера [45] w2 = w0 + Cwсм.
(2.38)
В свою очередь, коэффициенты ki и n в уравнении (2.37) являются функциями геометрии канала, физических свойств смеси и могут быть определены путем измерений. Известен и другой метод исследования истинного газосодержания, в котором в качестве определяемой величины используется относительная скорость фаз wот = w2 – w1. Однако он не нашел распространения из-за очевидных трудностей измерения wот. Зависимость истинного газосодержания от критерии Фруда и расходного газосодержания Экспериментальная оценка влияния Frсм и β2 на φ2 указала, что во всем интервале изменения расходного газосодержания 0 < β2 < 1 имеет место четкая за-
Глава 2
33
висимость истинной концентрации от расходной (рис. 2.3). В зоне пробкового течения истинное и расходное газосодержания связаны линейной зависимостью с коэффициентом пропорциональности, зависящим от числа Фруда смеси φ2 = β2·f(w). С ростом числа Frсм при β2 = сonst истинное газосодержанис возрастает и φ2 → β2, однако этот рост не приводит к равенству истинного газосодержания и расходного. Влияние критерия Frсм на φ2 наблюдается только до определенного его значения. Измерения показывают, что для воздухо-водяных смесей при атмосферном давлении автомодельность наступает при Frсм = 4. Существование такого режима при горизонтальном течении говорит о том, что возникновение автомодельного течения связано с достижением условий, когда вязкостные и инерционные силы достигают определенного значения, исключающего влияние сил тяжести. С изменением физических свойств смеси параметры автомодельности претерпевают существенные изменения. Для воздухо-водяных смесей при атмосферных условиях в зоне автомодельности. т.е. в зоне преобладающего влияния инерционных сил, истинное газосодержание связано с расходным соотношением φ2 = 0,81 β2.
Рис. 2.3. Зависимость истинного газосодержания от расходного и критерия Frсм при μ1 = const: а – среда – масло – воздух; d = 15,2 мм, μ1 = 0,0173 Н·с/м2; ρ1= 860 кг/м2 ; I – Frсм = 0,1; 2 – 0,3; 3 – 4; 4 – 1; 5 – 10; 6 – 20; 7 – 40; 8 – Frсм = 30; б – среда – воздух – масло; μ1 = 0,053 Н·с/м2; ρ1= 860 кг/м2 ; 9 – Frсм = 20; 10 – 16; 11 – 4; 12 – 2; 13 – 1; 14 – Frсм = 0,5
С уменьшением скорости смеси влияние сил гравитации увеличивается, числовой коэффициент в (2.37) снижается и определение истинного газосодержания можно осуществлять по формуле [16]
34
Глава 2
2 0,182 (1 e
2,2 FrCM
).
Следует отметить, что известная формула Уоллиса [46] дает близкие результаты. Влияние вязкости жидкости на истинное газосодержание при пробковом режиме течения смеси в вертикальных трубах Одним из опережающих параметров, характеризующих физические свойства компонентов смеси и оказывающих значительное влияние на величину φ, является вязкость. Как показывают многочисленные литературные данные, скорость всплытия газовых пузырей и жидкости зависит от формы течения. Поэтому оценка влияния вязкости на φ через скорость всплытия пузыря в жидкостях с различными вязкостями приводит в ряде случаев к противоречивым результатам. Наиболее обоснованным является прямое экспериментальное определение влияния μ1 на φ2, которое производится путем сопоставления зависимости φ2 = f(β2Frсм). Анализ экспериментальных данных показывает, что при закрепленном расходном газосодержании величины а/φ2 уменьшается с увеличением вязкости жидкости [рис. 2.3]. Кроме того, автомодельный по параметру Frсм режим течения с увеличением μ1 наступает при меньших скоростях смеси. Граничное значение числа Фруда Fra определялось по графической зависимости φ2/β2 = f(Frсм) (μ1 – соnst). При Frсм > Fra функция φ2/β2 не зависит от Frсм (рис. 2.4). Функции (φ2/β2)а = f(μ1) и Fra = f(μ1) изображены на рис. 2.5. Как видно, в области изменения вязкостей (0,001–0,05 Н·с/м2) наблюдается значительное уменьшение величин (φ2/β2)а и Fra с увеличением вязкости. С дальнейшим ростом параметра μ1 кривые становятся более пологими, а при значениях вязкости 0,08–0,1 Н·с/м2 практически не изменяются. На основании обработки результатов экспериментов для смесей с различными вязкостями жидкого компонента установлены эмпирические соотношения, определяющие зависимость величин (φ2/β2)а и Fra от приведенной вязкости: Kμ = (φ2/β2)а = (1 + 4,5 ) –
0,14 ; 0,15
Fra = 1150 079 при < 0,001; Fra = 9,8 0,1 при 1 > 0,001.
(2.39) (2.40)
Глава 2
Рис. 2.4. Зависимость φ2/β2 от критерия Фруда смеси и вязкости жидкости [16]: а – среда – воздух – вода; μ1 = 0,001 Н·с/м2; ρ1 = 100 кг/м3; Fra = 6,5; (φ/β)a = 0,805; б – среда – воздух – масло; μ1 = 0,014 Н·с/м2; ρ1 = 860 кг/м3; (φ/β)a = 0,63; Fra = 5,5; в – среда – воздух – масло; μ1 = 0,0224 Н·с/м2; ρ1 = 860 кг/м3; (φ/β)a = 0.58; Fra = 0,58; г – среда – воздух – масло; μ1 =0,0172 Н·с/м2; ρ1 = 860 кг/м3; (φ/β)a = 0,615; Fra = 0,615
35
36
Глава 2
Рис. 2.5. Зависимость (φ/β2)а и Fra, от вязкости жидкости в автомодельной зоне: 1 – трубы круглого сечения; 2 – межтрубное пространство; 3 – α = 0; 4 – α = 4˚
Влияние поверхностного натяжения на истинное газосодержание при пробковом режиме течения в вертикальных трубах Результаты исследований влияния поверхностного натяжения на истинное газосодержание в вертикальных трубах приведены в работах Г.С. Лутошкина, В.А. Мамаева, Е.Г. Леонова, Г.З. Гарммати, Н. Хаттори, Ф.П. Байхентора и др. Однако анализ данных этих авторов не дает однозначного ответа на вопрос о зависимости величины φ от σ. В работе [16] показано, что зависимость истинного газосодержания от поверхностного натяжения наблюдается только при определенных комбинациях σ и D (где D – диаметр трубы). На рис. 2.6 показана зависимость концентрации фаз от критериев Frсм и We для труб различного диаметра. Как видно из графиков, степень влияния We на истинное газосодержание уменьшается с ростом Frсм, увеличение β также приведет к усилению влияния Wе. Анализ приведенных экспериментальных данных позволяет утверждать, что особенно существенное влияние Wе на φ2 наблюдается при малых диаметрах труб. Истинное газосодержание в межтрубном пространстве Результаты исследования истинного газосодержания в межтрубном пространстве в зависимости от расходного и критерия Фруда смеси для различных значений относительного диаметра d/D представлены на рис. 2.7. Почти во всем диапазоне изменения расходного газосодержания имеет место линейная зависимость истинного газосодержания от расходного. Линейность нарушается в области малых расходных газосодержаний из-за залипания пузырьков газа на стенках труб. При этом, чем меньше ширина кольцевого зазора, тем больше отклонения от линейной зависимости φ 2 = f (β2, Frсм).
(2.41)
Глава 2
37
Рис. 2.6. Зависимость критерия Вебера от истинного газосодержания при восходящем пробковом течении смеси: а – Frсм = 100; б – Frсм = 40; в – Frсм = 10; г – Frсм = 0.1; 1 – Wе = 2.38·10–3; 2 – Wе = 32,3·10–3; 3 – Wе = 83,8·10–3; 4 – We = 0,229
Из результатов, представленных на рис. 2.8, видно, что с увеличением отношения d/D уменьшается не только значение числа Фруда, при котором наступает автомодельное течение, но и величина отношения (φ2/β2)а. Эмпирическое соотношение для определения Fra, имеет вид Fra = (4 – 2d/D).
(2.42)
Для трубы круглого сечения зависимость (2.42) дает Fra = 4. Величина φ2/β2 в автомодельной зоне относительно размера зазора может быть описана соотношением (2.43) Kз= 1 – 0,31 d/D.
38
Глава 2
Рис. 2.7. Зависимость истинного газосодержания от расходного и критерия Frсм для различных значений относительного диаметра d/D при восходящем течении газожидкостной смеси: l – Frсм = 0.2; 2 – 0,5; 3– 1; 4 – 2; 5 – 5; 6 ~ Frсм = 10
Тогда обобщенное выражение для истинного газосодержания в восходящем пробковом потоке примет вид 2 K K 3 (1 e
4/ 4 FrCM /Fra
).
(2.44)
Выражение (2.44) рекомендуется для определения значения истинного газосодержания в трубах и кольцевых каналах при вертикальном течении смеси.
Глава 2
39
Рис. 2.8. Зависимость отношения φ2/β2 от критерия Frсм и размера зазора при восходящем течении газожидкостной смеси.
На рис. 2.4 приведены результаты измерения (φ2/β2)a и Fra, в зависимости от вязкости жидкости в межтрубном пространстве. Анализ этих зависимостей показывает, что с увеличением вязкости жидкости (φ2/β2)a и Fra уменьшаются. Обработка этих данных показывает, что при μ1 > 5·10–2 Н·с/м2 величины (φ2/β2)a и Fra не зависят от μ1. Эмпирические выражения для определения (φ2/β2)a и Fra в зависимости от вязкости жидкости двухфазного потока в межтрубном пространстве имеют несколько иной вид, чем в трубе круглого сечения (см. 2.39):
Fra 0,55[1 6exp(72)]
(2.45)
40
Глава 2
2 / 2 0,35[1 77 exp(72)].
(2.46)
2.3. ПРОФИЛИ ЛОКАЛЬНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ В ВЕРТИКАЛЬНОМ ДВУХФАЗНОМ ПОТОКЕ
Более глубокое понимание физических явлений, присущих двухфазному потоку, и обоснованное использование его интегральных характеристик может быть достигнуто при изучении локальной структуры потока. Поэтому экспериментальные исследования распределения локального газосодержания в двухфазном потоке представляют большой интерес и получают развитие у нас в стране и за рубежом. Знание закономерностей изменения локального газосодержания может быть полезным как для построения аналитических моделей течения смеси, так и для получения обобщенных методов расчета истинного газосодержания. Литературные данные свидетельствуют о зависимости профиля газосодержания от параметров системы и физических свойств компонентов. Это означает, что распределение локального газосодержания является сложной многопараметрической функцией, определяющей относительную скорость между фазами, и при описании требует учета в исходных предпосылках физических свойств смеси. Д. Делей и его сотрудники [15] проводили измерения пробкового потока на воздухо-водяных смесях в вертикальной трубе диаметром 32 м. Анализ их данных свидетельствует о наличии в профилях локального газосодержания максимума, приходящегося на геометрическую ось потока. На отдельных режимах обнаружено искажение профилей, появление второго слабо выраженного максимума или его смещение от центра потока на периферию. Авторы отмечают высокую степень неустойчивости профилей пробкового потока при трех числах Frсм < 4. Исследования Института теплофизики СО АН СССР [24] посвящены изучению локального газосодержания в пузырьковом потоке. Измерения проводились в горизонтальных и вертикальных трубах с помощью электрохимического метода. При малых концентрациях газа и размерах пузырей (R < 0,25 мм) происходит резкое возрастание интенсивности пульсаций скорости в жидкости при небольших числах Rе, соответствующих ламинарному течению. В этом случае отчетливо проявляется скин-эффект в распределении газосодержаний – максимум значения φ наблюдается в окрестности стенки трубы (рис. 2.9). В развитом пробковом режиме форма профиля близка к параболической. В переходном режиме от пузырькового к снарядному профиль имеет два слабо выраженных максимума у стенок и один – в центре канала. Обработка подобных профилей с целью поиска их обобщенной зависимости представляет большие трудности. В работе [24] опыты проводились на воздухо-водных смесях в вертикальной трубе диаметром 38 мм, длиной 3 м. Сечение, в котором измерялся профиль локального газосодержания, располагалось на расстоянии шестидесяти
Глава 2
41
Рис. 2.9. График распределения газосодержания по радиусу r трубы при малых концентрациях газа: 1– R = 0,5 мм; 2 – R = 0,25 мм
калибров от входа, т.е. за зоной гидродинамической стабилизации потока. На рис. 2.10 приведен график распределения локального газосодержания для Frсм = 6(а) и Frсм = 8(б) (φотс – значение газосодержания, полученное методом отсечки). Как видно, профиль локального газосодержания имеет максимум, расположенный вблизи оси трубы. С увеличением расходного газосодержания при закрепленном числе Frсм профили локального газосодержания становятся более неравномерными. Это говорит о том, что с увеличением расхода газа последний стремится занять центральную часть потока. Анализ и обработка экспериментальных данных, проведенные в работе [16], показали, что величины φ2/β2, начиная с некоторого значения β2, независимо от Frсм группируются вдоль линии, которую можно аппроксимировать прямой в зависимости от относительной поперечной координаты (y/R):
2 / 2 C1 ln( y / R) C2 .
(2.47)
Экспериментальные точки, относящиеся к числам Frсм = 0,8; 1; 2 при обработке в форме (2.47) также удовлетворительно укладываются в соответствующие прямые. При этом константы С1 и С2 в уравнениях, описывающих эти прямые, изменяются в зависимости от числа Frсм. Для получения обобщенной зависимости для локального газосодержания необходимо установить закономерности изменения коэффициентов С1 и С2 от критерия Frсм и расходного газосодержания. Анализ профилей φ2 по сечению трубы и результатам их обработки показывает, что С1 зависит от Frсм, β2 и определяет наклон зависимости φ2/β2 = f (Frсм, lgy/R) и кривизну профилей φ2 = f(y/R). Величина С2 практически определяет локальное газосодержанис на оси потока и является функцией β2.
42
Глава 2
Рис. 2.10. Графики распределения локального газосодержания при пробковом течении газожидкостных смесей в вертикальных трубах
Из зависимости
2 y f для воздуховодяной смеси при Frсм > 6 получим 2 R
С1 = 0,025; С2= 1,15. Интеграл профиля локального газосодержания в области автомодельного течения с учетом численных значений С1 и С2 должен согласовываться с истинным газосодержанием, полученным на воздуховодяных смесях с помощью отсечек. Интегрирование профиля локального газосодержания даст φ2 = β2 (С2 –1,5С1).
(2.48)
Для воздухо-водяных смесей в области автомодельного течения с учетом значений С1 = 0,225; С2 = 1,15 получим φ2 =0,81β2.
(2.49)
2.4. ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ТРЕНИЕ НА СТЕНКЕ ПРИ ПРОБКОВОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ СМЕСИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
Подобно тому, как при исследовании движения однородной жидкости в трубах были установлены закономерности изменения коэффициента гидравлического сопротивления от основных определяющих критериев (числа Rе и относительной шероховатости ε), так и при движении двухфазных смесей в трубах следует искать зависимость коэффициента сопротивления от определяющих критериев. Такими критериями, которые получаются из уравнений гидродинамики газожидкостных смесей, являются объемное расходное газосодержание β2, крите-
Глава 2
43
рий Фруда смеси Frcм, критерий Рейнольдса смеси Rеcм, приведенная плотность , приведенная вязкость , критерий Вебера Wе. Поэтому в общем случае критериальное уравнение для коэффициента гидравлического сопротивления смеси можем записать в виде
CM f (2 , FrCM , ReCM , We, , , ).
(2.50)
Исследования этой функциональной зависимости представляют значительную трудность из-за сложности выполнения работ по экспериментальной оценке влияния каждого критерия в отдельности на коэффициент гидравлического сопротивления. В этой связи выполненные С.Г. Телетовым и Н.И. Семеновым исследования по обоснованию возможности представления многопараметрической функции в виде CM (Re; ) ( 2 , FrCM , , ). (2.51) значительно упростили задачу экспериментальных исследований. Форма записи уравнений (2.51) означает, что коэффициент гидравлического сопротивления смеси может быть выражен через аналогичный коэффициент сопротивления однофазного потока λ = f(Rе; ε) для соответствующего значения критерия Рейнольдса и относительной шероховатости и поправочный коэффициент ψ, не зависящий от критериев Rе и ε. При этом возможны вариации в выражениях вязкости и скорости смеси. А. Армандом [1] было предложено экспериментальные данные по трению в двухфазном потоке представлять в виде CM / 0 f (1 2 ) n ,
(2.52)
где τсм – трение в двухфазном потоке; τ0 – трение в однофазном потоке со скоростью, равной приведенной скорости двухфазной смеси; n – эмпирический коэффициент. Такое представление гидравлического сопротивления описывает многие формы течения, что было подтверждено для умеренных вязкостен смеси на воздухо-водяных, пароводяных, криогенных и органических смесях. Значение показателя степени n изменяется в пределах 1,53–1,75. Однако экспериментальные данные, полученные с использованием термоанемометра, показывают, что при малых скоростях смеси Frсм < 8 наблюдается отклонение от соотношений Арманда, кроме того, в этом диапазоне изменения скорости смеси кривые расслаиваются по параметру Frсм. В работе [16] значительные отклонения от формулы (2.52) отмечались в области расходных газосодержаний β < 0,1 и малых расходов смеси. На рис. 2.11 показана зависимость приведенного коэффициента гидравлического сопротивления, определенного по истинному динамическому напору (см. гл. 1), от величин β2 и Frcм. Увеличение расходного газосодержания всегда приводит к росту параметра ψ.
44
Глава 2
Рис. 2.11. Зависимость приведенного коэффициента сопротивления смеси для пробковой структуры от расходного газосодержания и числа Frсм: 1– Frсм = 1; 2–4; 3 – 8; 4 – Frсм = 16
Зависимость ψ от критерия Frсм наблюдается только в области Frсм < Frав. При значениях Frсм> Frав приведенный коэффициент гидравлического сопротивления не зависит от Frсм. Влияние критерия на приведенный коэффициент гидравлического сопротивления можно оценить по данным ЭНИИ. В этих исследованиях критерий изменялся в пределах 0,001 ≤ ≤ 0,103, что соответствует интервалу изменения давления от 0 до 12 МПа. Обработка и анализ этих данных приведены в [10]. Установлено, что по мере сближения плотностей газа и жидкости приведенный коэффициент гидравлического сопротивления уменьшается и в пределе становится равным 1, что соответствует условию равенства коэффициентов гидравлического сопротивления смеси и однофазного потока. 2.5. ВЫВОД ОБОБЩЕННОЙ ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ В ПРОБКОВОМ РЕЖИМЕ
При пробковом течении смеси на стенке трубы всегда имеется слой жидкости толщиной σ, внутри которого течение ламинарно. Полагая α2 = 0 при 0 < y < σл, α2 = φ, y > σл и вводя определения динамической скорости и динамической длины (2.53) u* / CM ; l* 1 / u* примем л l ; u1л 1uсмл / 1 u* ,
(2.54)
где u1л – скорость жидкости на внешней границе ламинарного подслоя; γ – числовой множитель. Причем, как и для однофазного потока, γ = 11,5 [54].
Глава 2
45
Проинтегрировав (2.31) с учетом (2.53), (2.54), получим распределение скорости смеси по сечению трубы uCM yu 1 1 ln * 1 ln . u* A * 1 A
(2.55)
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления смеси используем выражение [4] см см B ucм 2 , (2.56) где B
22 1 12 1 2 . CM 1 2
(2.57)
При помощи (2.54), (2.56), (2.57) обычным путем [26] можно получить
0,813 B lg(Re CM ) lg B 2, 47 4,07 1 B , 1 A
(2.58)
где Re uCM D / 1 . В случае течения смеси в шероховатой трубе условие на высоте выступов шероховатости запишем в виде
y K Э ; u1 u1K
K u 1 uсмк Ф Э * , 1 1
(2.59)
где КЭ – эквивалентная шероховатость стенки; u1k – скорость жидкости, касательная к стенке трубы; uсмк – скорость смеси, касательная к стенке трубы. Проинтегрировав (2.31), получаем uсм 1 y 1 K Эu* ln Ф . u* A K Э 1 1
(2.60)
Для квадратичного режима Φ=8,48. Тогда коэффициент гидравлического сопротивления для шероховатой трубы принимает вид 2
3 D 0,813 B 0,65 1 B , lg 2 KЭ A 1
(2.61)
0,16(1 2 ) 2 æ 2k 12 (1 K ) 2 (1 2 ) 2 B . , (1 K 2 ) 2 (1 K 2 ) 2 При β2 = 0 формулы (2.58), (2.61) переходят в формулу коэффициентов гидравлического сопротивления однофазного потока [54]. Отсутствие достаточного числа надежных экспериментальных данных по профилям осредненных скоростей смеси в пробковом потоке не позволяет определить постоянную æk из формулы (2.56). Поэтому æk вычислялось путем сопос-
где A
46
Глава 2
тавления формул (2.58), (2.61) с экспериментальными данными [10]. Для постоянной æk получено численное значение 1,73. Для практических расчетов пробкового течения двухфазной смеси получена интерполяционная формула: 2K 18,7 CM (3 1, 26a) 2a lg Э Re CM D
,
(2.62)
0,5
2 где a 1 18,8(1 K ) 2 22 ; K 2 . 1 2 Анализируя соотношение (2.55), можно заметить, что распределение осредненных скоростей в двухфазном потоке не подчиняется универсальному логарифмическому закону. Отличие состоит в том, что коэффициент при члене, содержащем логарифм, и свободный член в уравнении (2.54) не являются постоянными, а зависят от соотношения объемных расходных и объемных истинных концентраций компонентов смеси. Условия, при которых профиль осредненных скоростей смеси более равномерный, чем при турбулентном течении однородной жидкости, определяются неравенством A > æ2k. При ρ1 » ρ2 это соответствует
2
0,32 . 3(1 K ) 0,16(1 K )
(2.63)
Для воздуховодяной смеси при Р = 0,1 МПа (К = 0,81) получим σ2 > 0.372. Распределение скорости жидкой фазы в двухфазном потоке получим путем подстановки в (2.55) очевидного равенства u1 (1 / 1 )uсм При ρ1 » ρ2 u1 yu 1 1 ln * ln . (2.64) u* 1 0,16 3(1 K ) 2 22 / 12 0,16 3(1 K ) 2 22 / 12
Можно заметить, что профиль u1(y) более равномерный, чем профиль скорости в однофазном турбулентном течении, поскольку подкоренное выражение в первой части уравнения (2.63) при всех β2 ≠ 0 больше æ2k = 0,16. По той же причине коэффициент гидравлического сопротивления λсм, вычисленный по формуле (2.61), всегда больше коэффициента гидравлического сопротивления течению однородной жидкости, причем эта разница увеличивается с ростом β2.
Глава 3 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕЧЕНИЙ С КОЛЬЦЕВОЙ СТРУКТУРОЙ
Кольцевой режим является одним из наиболее распространенных режимов движения газожидкостной смеси в вертикальных и рельефных трубопроводах. Для этого режима разность между расходным и истинным газосодержанием весьма незначительна и зависит от условий выхода смеси из трубы, конструкций смесителя, размеров экспериментального участка, физических свойств жидкости и газа. Эти обстоятельства предъявляют особые требования к организации экспериментов по изучению кольцевого течения, точности получаемых результатов и методам их обработки. 3.1. ИСТИННОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ПРИ КОЛЬЦЕВОМ ТЕЧЕНИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ В СКВАЖИНАХ Исследования истинного газосодержания при кольцевом режиме течения смеси в вертикальных трубах, проведенные различными авторами, показывают, что данная величина зависит от большой совокупности определяющих параметров. В связи с этим результаты многих авторов носят неоднозначный характер. Так, например, уравнение Уоллиса, связывающее истинное содержание жидкости с критерием Фруда, получено на основании предположения о малом влиянии сил вязкости и поверхностного натяжения на трение
Fr2* Fr1* 0,775 1 2,85(1 2 ) 2,85(1 2 ) Fr2*
w22 2 gD 1 2
Fr1*
w12
.
(3.1)
2 gD 1 1
Однако эта гипотеза находится в противоречии с данными У. Яги и Т. Сасаки, которые установили зависимость истинного газосодержания от вязкости фаз при кольцевом режиме течения:
w 1 700 1 2 w2
0,88
( w11 ) 0,66 0.22 .
(3.2)
Наиболее обоснованными следует признать результаты исследований истинного газосодержания, выполненных авторами [10]. В данной работе осуществлялся поиск обобщающих зависимостей в форме
(Re СМ ; FrСМ ; ; ; ; D ) .
(3.3)
48
Глава 3
В ходе экспериментов варьировались диаметры труб в диапазоне 5–100 мм, вязкость жидкой фазы – 0,001 ÷ 0,14 Н·с/м2; угол наклона трубы – от 0 до 90º. Результаты исследований показали, что при кольцевом режиме течения критерий Фруда смеси, учитывающий диаметр трубы, в отличие от пробкового потока, не является обобщающим параметром. Этим объясняются расхождения расчетных данных, выполненных по уравнению Уоллиса с фактическими данными для труб с различными диаметрами. В работе [10] также показано, что с уменьшением диаметра при Frсм = const сближение кривых φ1 = f(β1) объясняется переходом кольцевой структуры в пробковую, в которой гравитационные силы соизмеримы с инерционными. При больших скоростях газа, когда волны на поверхности жидкой пленки отсутствуют, инерционные силы преобладают над гравитационными. На рис. 3.1 приведены зависимости φ1 = f(β1) при постоянном Reсм = 2·10(4) для различных диаметров труб d. Расслоение кривых по параметру D показывает, что критерий Rесм также не является определяющим.
Рис. 3.1 Зависимость φ1 от β1 для различных диаметрах труб в кольцевом режиме течения смеси при Re = const
С учетом описанных закономерностей, до изменения истинного газосодержания от критериев Frсм и Rеcм сделан вывод о том, что в кольцевом режиме определяющим параметром для истинного содержания жидкости должен быть критерий, не содержащий линейного размера и характеризующий инерционные силы, действующие на поток. На рис. 3.2 показана зависимость φ2 = f(β2) при различных диаметрах и скоростях смеси. Как видно, кривые независимо от диаметра трубы удовлетворительно группируются вдоль линий постоянной скорости смеси. С учетом конкретных условий проведения эксперимента получена формула для определения φ1:
Глава 3
49
0,07 w2 2w1 1,0 . 1 3,11 3,11
(3.4)
Рис. 3.2. Зависимость φ2 от β2 при различных диаметрах D и скоростях смеси wсм [16]
На рис. 3.3 приведено сравнение опытных данных авторов [16] с данными, полученными по уравнению (3.1) в координатах w2 и w1. Из рисунка видно, что при больших значениях приведенной скорости жидкости, когда по данным Уоллиса доля уносимой жидкости превышает 20%, линейная зависимость постоянного газосодержания нарушается. Для описания зависимости истинного содержания жидкости при кольцевом режиме авторы воспользовались критерием
g w 3,3 1 2 *
0,25
0,5 .
(3.5)
Этот критерий получен при исследовании режима реверса пленки теоретически и используется при обработке экспериментальных данных. При w*=3,3 наступает режим реверса пленки независимо от диаметра, угла наклона трубы и вязкости жидкости. В критерий входят скорость смеси и физические свойства компонентов смеси. Критерий характеризует взаимодействие
50
Глава 3
Рис. 3.3. Линии постоянного газосодержания для кольцевого режима течения: 1 – по данным Уоллиса [46]; 2 – по данным [16]
газа с пленкой жидкости при кольцевом режиме течения жидкости. Он обобщает скорость реверса пленки, поэтому естественно предположить, что он должен обобщать зависимость истинного содержания жидкости при кольцевом режиме. Для воздуховодяных смесей с использованием критерия w* получено эмпирическое соотношение для истинного содержания жидкости при кольцевом режиме течения 1 (0,523 0,02w* ) 1 (0, 267 0,01w* ) при w* > 3,3; (3.6) *
2 0,074(3,3 w* ) (0,67 0,048( w* 2,0)2 10,730,12 w при w* ≤ 3,3. Если β1 = 0, то эти соотношения преобразуются в зависимость истинного содержания жидкости при барботаже: φ1 = 0,074(3,3 – w*) при w* ≤ 3,3; φ1 = 0 при w* > 3,3.
(3.7)
В уравнении (3.6) не учитывается влияние вязкости жидкости на истинное содержание жидкости. Влияние вязкости на истинное содержание жидкости при кольцевом режиме течения оценивалось сопоставлением опытных кривых φ1= f(β1,wсм), полученных при различных вязкостях жидкости. Установлено, что с увеличением вязкости жидкости истинное содержание жидкости увеличивается. Анализ полученных зависимостей для различных вяз-
Глава 3
51
костей жидкости показал, что влияние вязкости на истинное содержание жидкости зависит также от скорости смеси и расходного содержания жидкости. Поэтому при выводе обобщенного выражения для истинного содержания жидкости, вследствие сложности зависимости φ1= f(β1,wсм, μ), использовалось соотношение K 1 , (3.8) K 2 / 1 0,2 где K 0, 44() .
3.2. ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ПРИ КОЛЬЦЕВОМ ТЕЧЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ
При исследовании сопротивления трения при кольцевом режиме течения получили распространение два метода. Первый состоит в поиске зависимости падения давления от расхода жидкости в пленке, от толщины пленки и других переменных, которые, в свою очередь, определяются независимыми переменными – расходными, теплофизическими и геометрическими. Связь между этими параметрами дается в виде номограмм, позволяющих определить один параметр по одному или двум известным. Второй метод состоит в поиске зависимости коэффициента гидравлического сопротивления от критериев подобия для двухфазного потока. В каждом конкретном случае зависимость коэффициента определяется не только принятой моделью течения, но и допущениями, используемыми при составлении этой модели. Поэтому методы расчета коэффициента гидравлического сопротивления могут быть приемлемы только для таких условий течения, которые находятся в соответствии с принятыми в модели допущениями и диапазонами изменения переменных, установленными опытным путем. Прямые измерения трения на стенке при постоянном значении Rе=const и изменений параметра Фруда Frсм позволили установить некоторые физические особенности кольцевого течения смеси. Результаты этих измерений показаны на рис. 3.4 в виде зависимости коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса пленки Rе1. Как видно, все опытные точки располагаются ниже линии, отражающей изменение коэффициента сопротивления в ламинарном однофазном потоке. Это, вероятно, объясняется тем, что в спутном турбулентном потоке газа пленка жидкости постоянно испытывает возмущение от турбулентных пульсаций газовой фазы, передаваемых на стенку канала. Пока пленка жидкости остается гладкой, экспериментальные точки располагаются ближе к зависимости λсм = f (Rе1) для ламинарного режима однофазного течения. С появлением волн на поверхности раздела (при уменьшении числа Фруда смеси и утолщении пленки) точки отклоняются в сторону меньших значений λсм, группируясь по параметру Frсм. При этом меньшему значению Frсм соответствует
52
Глава 3
меньшее значение коэффициента гидравлического сопротивления смеси. Это означает, что коэффициент сопротивления в кольцевом потоке не имеет однозначной зависимости от числа Rе1 и его необходимо представить в более сложных координатах.
Рис. 3.4. Зависимость λсм от критерия Re1 при различных значениях Frсм: 1 – Frсм =1500; 2 – 1200; 3 – 1000; 4 – 800; 5 – Frсм = 500
На рис. 3.5 коэффициент гидравлического сопротивления для кольцевого течения смеси представлен в форме (3.9) λсм = f (Rе, ф), 1 2 gD где . (3.10) w12 Зависимость построена таким образом, что при малых значениях Rеф коэффициент гидравлического сопротивления определяется только критерием Rе1. Это объясняется тем, что с увеличением скорости газа при постоянном значении Rе1 истинное газосодержание жидкости уменьшается и значение ф резко падает. С уменьшением скорости газа величина ф возрастает, а λсм падает, что объясняется ростом влияния массовых сил жидкости. Следует также отметить, что кривизна линий λсм = f (Rе1ф) при малых значениях Re1 увеличивается и уменьшается при больших. Линия А является границей устойчивости кольцевого режима течения. Представление гидравлического сопротивления в кольцевом режиме в виде отношения ψ = λсм/λ(Rе, ε) позволяет получить линейные выражения для приведенного коэффициента гидравлического сопротивления, что значительно упрощает их использование при практических расчетах. Эмпирическое уравнение для приведенного коэффициента в кольцевом режиме течения в зависимости от критерия Rе1 и ф будет иметь вид
Глава 3
0,95 (0, 22 0,0055 Re1 ) lg
53
1500 . Re1
(3.11)
Рис. 3.5. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления кольцевого потока от Re1= Φ
При Rе1 > 1500 приведенный коэффициент гидравлического сопротивления можно с достаточной точностью принять ψ = 0,95. Полученные соотношения для ψ следует использовать при уносе жидкости в ядро газового потока, не превышающем 20%. При большем значении уноса структура течения становится дисперсно-кольцевой и данная методика оказывается малоприемлемой. 3.3. ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ НА ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИН
В процессе разработки газоконденсатных месторождений пластовая продукция постоянно обводняется и скважины переходят на работу с водой. В этом
54
Глава 3
случае в стволе скважины имеет место движение трехфазной системы: газ – конденсат – вода. В настоящее время практически отсутствуют данные о гидравлических характеристиках таких систем в вертикальных трубах. Поэтому была предпринята попытка экспериментальной оценки влияния обводнения скважин на основную в данном случае характеристику многофазных потоков – истинное влагосодержание. Под расходным влагосодержанием β3 в трехфазном потоке будем понимать отношение расхода воды Qз к расходу газа, конденсата и воды: Q3 3 . (3.12) Q1 Q2 Q3 В этом случае истинное влагосодержание удобно определять как отношение сечения трубы, занятой водой, к сечению трубы, занятой жидкостью: Φ3 = Fз/F.
(3.13)
При отсутствии эмульсии влияние обводнения сводится к увеличению объемного расхода жидкой фазы; уравнение движения для трехфазного потока может быть записано в виде
32 22 dP CM FrCM 12 dz 3 (11 22 33 ) , 1 2 dx 2 2 3 dx 1
4(Q1 Q2 Q3 ) 1 где FrCM gD . D 2
(3.14) (3.15)
При таком подходе исследование истинного влагосодержания можно осуществлять по методике, использованной уже при исследовании двухфазного потока. Исследование истинного влагосодержания осуществлялось методом отсечки в трубе диаметром 0,0327 м высотой 4,5 м. В качестве рабочих жидкостей использовались керосин и вода. Опыты проводились для различных значений числа Фруда смеси керосина и воды в диапазоне изменения расходного содержания керосина от 0 до 1. Результаты представлены на рис. 3.6. Относительное движение фаз наблюдается во всем диапазоне изменения концентраций фаз. Это обусловлено разностью их плотностей и структурами течения смеси. Исследование структурных форм такого потока визуальным методом крайне затруднено вследствие его слабой оптической проницаемости. При малых значениях скорости смеси удается выделить пульсационный режим, аналогичный пробковому в газожидкостном потоке. Но с ростом скорости смесь быстро эмульгирует и четкое определение структуры крайне затруднено. Видно, что истинное влагосодержание в трубе почти линейно зависит от расходного, за исключением небольшой области течения при малых β3. Чем меньше скорость смеси, тем больше задержка воды относительно керосина и тем больше их относительная скорость. С ростом Frсм относительная скорость уменьшается и φз →β3. Эмпирическое уравнение для влагосодержания может быть записано в виде:
Глава 3
3
3 . 1,04 0,015 / Fr 2
55
(3.16)
Рис. 3.6. Зависимость истинного влагосодержания от обводнения скважин и критерия Фруда для жидкой фазы (вода+конденсат): 1 – Frсм= 1; 2 – 0,5; 3 – 0,3; 4 – 0,1; 5 – Frсм = 0,07
Анализ составляющих уравнения (3.14) показывает, что влияние обводнения (если не образуется эмульсия) сводится в основном к увеличению гравитационных потерь в скважине, которые с достаточной для практики точностью могут быть определены по предложенной формуле. 3.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА И ОБОСНОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СКВАЖИН
Полученные закономерности и принятая модель движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах дают возможность построения физически обоснованных принципов оптимизации параметров лифтовых колонн и повышения эффективности их работы. Особенно важно поддерживать устойчивость работы скважин в процессе изменения технологических режимов их работы, снижения дебита и обводнения пластовой продукции. Выражение полного сопротивления двухфазного потока через взаимодействие сил трения и гравитации позволяет увязать закономерности изменения истинного газосодержания и гидравлического сопротивления с общими потерями давления и выделить режимы течения, соответствующие рациональным параметрам работы скважин с любым конденсатным фактором. Представим коэффициент полного сопротивления скважины СD как отношение суммарных потерь давления к числу Фруда смеси, высоте скважины и плотности газовой фазы. На примере газожидкостного подъемника (D = 0,1 м,
56
Глава 3
L = 1500 м, ρ = 0,001, v1 = 1,01·10–6м2/с, v2 = 15·10–6м2/с) покажем изменение удельных затрат энергии на подъем единицы объема газожидкостной смеси с различным соотношением фаз. В качестве основной характеристики потока смеси, отражающей скоростные, геометрические и плотностные параметры газожидкостного потока в скважине, принимаем модифицированное число Фруда. Расчет потерь давления выполняем по уравнению (1.52) с учетом зависимостей для истинного газосодержания и приведенного коэффициента сопротивления для пробковой и кольцевой структур, полученных в предыдущих разделах. Результаты расчета для объемных содержаний жидкости β1 = 0,1; 0,05; 0,01; 0,005; 0,001 и параметра обводнения β3 = 0,001 приведены на рис. 3.7, 2 P CD , FrCМ H 2 где w2 (1 2 ) FrCМ * . 1 gD
Рис. 3.7. График оптимальных параметров лифта для различных значений конденсатного фактора β1
При малых числах Фруда и пробковой структуре, когда потери давления на трение пренебрежимо малы в сравнении с гравитационными потерями, общие потери давления по высоте скважины определяются истинным содержанием жидкости. С увеличением скорости смеси истинное содержание жидкости уменьшается, поэтому вклад в общие потери давления гравитационных сил снижается, кривые постепенно выполаживаются и при определенных числах Фруда смеси становятся почти параллельными оси абсцисс. Дальнейшее увеличение дебита практически не приводит к снижению общих потерь давления, поскольку основной вклад в сопротивление смеси вносят потери на трение, пропорциональные числу Фруда. В этой области общий уровень потерь давления
Глава 3
57
определяется количеством выносимой жидкости, т.е. расходным содержанием фаз β1. Видно, что с уменьшением расходного содержания жидкости общие потери уменьшаются и при β1 = 0 (режим нулевой подачи жидкости) достигают минимально возможных значений. Интересно отметить, что в режиме нулевой подачи жидкости при достижении скорости газа скорости реверса жидкой пленки общие потери давления определяются необратимыми потерями на трение и весом только газовой фазы. Таким образом, пунктирная кривая, приходящая в точку реверса пленки при β1 = 0, отсекает режимы, соответствующие минимальным удельным затратам энергии на подъем единицы объема газоконденсатной смеси. С другой стороны, интерес представляют режимы, характеризуемые равенством сил гравитации и сил трения и соответствующие абсолютному минимуму потерь давления в скважине. Эти режимы отмечены на графике штрихпунктирной линией. Работа скважины на дебитах меньших этих режимов неустойчива из-за характерных для них низкочастотных пульсаций газожидкостных пробок и равенства потерь на трение и гравитацию. В этом случае при пластовых давлениях, близких забойному давлению, скважина может или полностью заполниться жидкостью и остановиться или, в зависимости от конструкции головки, выдавить столб жидкости и самопроизвольно выйти на большие дебиты. Следовательно, режимы, отмеченные пересечением кривых со штрихпунктирной линией, ограничивают сверху область устойчивости скважины. Если при этом забойное давление равно пластовому, то дебиты, соответствующие числам Фруда, на пересечении с этой линией являются минимально допустимыми для данной конструкции лифта. Таким образом, область устойчивых режимов эксплуатации газоконденсатных скважин расположена между минимально допустимыми дебитами и оптимальными режимами работы подъемника. Поиск конкретных параметров устойчивой работы лифта можно выполнить только на основе совмещения индикаторной характеристики скважины с характеристиками лифта, а основные направления поиска следуют из анализа закономерностей изменения общих потерь давления. Так, для сохранения устойчивой работы скважины с уменьшением дебита, в соответствии с диаграммой на рис. 3.7, необходимо или уменьшить диаметр лифта, или уменьшить величину ρ2, что достигается уменьшением устьевого давления или подбором штуцера. Основные принципы обоснования оптимального диаметра лифта без учета накопления конденсирующейся в стволе жидкости предложены С.Н. Бузиновым. Предлагаемая методика позволяет учесть это влияние путем численного интегрирования системы дифференциальных уравнений на ЭВМ с привлечением соответствующих замыкающих соотношений для λсм, φ1, φ3 и уравнения состояния для многокомпонентных углеводородных смесей. Проведем оценку влияния конденсирующейся жидкости на оптимальные параметры лифта, следуя принципам С.Н. Бузинова. За основу взяты следующие исходные данные: пластовое давление ρпл = 18 МПа,; глубина скважины L = 1600 м; температура на забое Тз = 303º С; температура на устье Ту = 290º С, диаметр колонны D = 0,1 м; коэффициенты
58
Глава 3
фильтрационного сопротивления: а = 12,8 сут./тыс. м3 и b = 0,036 (сут./тыс. м3); характеристика штуцера С = 0,069. Состав пластовой смеси в весовых процентах: С1 – 11,92; С2 – 4,09; С3 – 5,17; С4 – 2,24; iС4 – 6,02; С5 – 5,75; iС5 – 6,32; С6 – 16,14; С7 – 17,08; С8 – 12,95; С9 – 6,14; C10 – 2,37; Н2S – 2,15; N2 – 0,98; СО2 – 0,51. Расчет фазовых равновесий и летучести фаз осуществлялся на каждом шаге интегрирования. Сопоставление результатов расчета с данными С.Н. Бузинова приведено на рис. 3.8. Рассмотрены три метода снижения минимально допустимых дебитов для данной скважины: уменьшение диаметра лифта (а), подбор диаметра штуцера (б) и уменьшение давления на блоке выкидных линий Рб (в). Видим, что в сравнении с методикой С.Н. Бузинова во всех трех случаях выпадение конденсата в стволе скважины приводит к увеличению минимально допустимых дебитов и существенно сужает область устойчивой работы скважины. Анализ составляющих общих потерь показал, что увеличение жидкости в стволе скважины за счет обводнения и конденсации при прочих равных условиях приводит в основном к росту потерь давления на трение в области кольцевого течения смеси, т.е. при дебитах, превышающих 200·103 м3/сут. Более всего это проявляется при снижении давления на блоке выкидных линий, что вызвано ростом скорости газа в скважине, уменьшением толщины жидкой пленки, снижением числа Рейнольдса пленки, повышением коэффициента гидравлического сопротивления и, в конечном итоге, ростом потерь давления.
Рис. 3.8. Графики для определения параметров устойчивой работы газоконденсатных скважин с учетом конденсации и обводнения пластовой продукции (сплошные линии – по методике С.Н. Бузинова, штрихпунктирные – по предлагаемой методике): а – d1 = 0,75; d2 = 0,1 м; Py = 12,7 МПа; б – D = 0,1 м; С = 0,069; Pб = 12,3 МПа; в – D = 0,1 м; C = 0,069; Рб – 11,3 МПа
Таким образом, выполненный анализ показывает, что учет обводнения и фазовых переходов в стволе скважины является непременным условием выбора и обоснования оптимальных параметров газоконденсатных скважин. Создание таких методов, в отличие от известных в настоящее время, позволит прогнозировать динамику изменения забойных давлений в процессе разработки месторождений.
Глава 3
59
3.5. ДВИЖЕНИЕ ГАЗА В ПРОТИВОТОКЕ С ЖИДКОСТЬЮ
Характерной особенностью работы таких скважин является кольцевая структура течения смеси, при которой конденсируемая жидкость стекает по стенкам трубы к забою скважины. Рассмотрим совместное движение жидкости и газа в противотоке. Чтобы выполнить интегральный анализ потерь давления в трубе, выделим в потоке некоторый объем цилиндра с образующей dz (рис. 3.9). За положительное направление оси oz примем направление движения газа. Полагаем, что поток изотермический, средняя толщина пленки постоянная и равна δ, перенос энергии поперек потока отсутствует. Составим баланс сил, действующих на объем газа, заключенного внутри межфазовой поверхности. Налагаем условие, что расстояние δ постоянно, т.е. толщина пленки в рассматриваемом объеме не изменяется. К нижнему основанию приложена сила Pπ·y2 , а к верхнему основанию: dP P dz yгр2 . dz
Рис. 3.9. Схема модели противоточного течения жидкости и газа
Касательное напряжение на поверхности раздела фаз имеет вид гр 2 yгр dz . Силы инерции, возникающие в потоке газа за счет ускорения, определяются интегралом
60
Глава 3 yгр
2y 0
d (G2 w2 )dzdy , dz
где G2, w2 – соответственно массовая и приведенная скорости газа. Сила гравитации за счет столба газа определяется из выражения y
2y2 gdydz , 0
где ρ2 – плотность газа; g – ускорение силы тяжести. Результирующая сила, как сумма проекций всех составляющих сил, приложенных к единице объема, на ось z должна быть равна нулю: dp 2 P P dz dz yгр гр 2 yгр dz
yгр
0
d y (dzd ) z
yгр z
2y
гр
2 gdydz 0. (3.17)
0 0
Произведем интегрирование двух последних членов уравнения в указанных пределах: dp 2 2 d 2 P P dz dz yгр гр 2 yгр dz y dz (G2 w2 )dz yгр g 2 dz 0 . (3.18)
Здесь сделано допущение о неизменности массовой и приведенной скорости в поперечном сечении потока. В преобразованном виде уравнение (3.18) запишется следующим образом: yгр2
dP d 2 yгр гр yгр2 (G2 w2 ) yгр2 2 g 0 . dz dz
(3.19)
Теперь составим баланс сил, действующих в контрольном объеме жидкости, сосредоточенного по периферии трубы. Распределение касательного напряжения в пленке жидкости τ(y)·2πугрdz формируется под воздействием: сил касательного напряжения на границе раздела фаз гр 2 yгр dz; напряжений, возникающих у нижнего и верхнего оснований выделенного элемента объема dP P P dz ( y 2 yгр2 ); dz сил инерции потока y z
2y gdzdy , 1
yгр 0
где G1w1 – соответственно массовая и приведенная скорости жидкости;
Глава 3
61
сил гравитации y z
2y 1 gdzdy . yгр 0
Баланс сил, действующих в пленке жидкости в проекции на ось z, имеет следующий вид: dP ( y ) 2ydz гр 2yгр dz P P dz ( y 2 yгр ) dz . (3.20) y y z d (G1w1 ) 2y y1 gdzdy 0 dz yгр yгр 0 Введем граничные условия: τ(у) = τ1,0 при у = R. Это равносильно замене вязкого напряжения в слое жидкости (противоток имеет место для неразвитого турбулентного течения жидкости) касательным напряжением на твердой поверхности. Необходимо признать, что значение τ 1,0 является наибольшим в профиле напряжений τ(у), распределенных в пленке жидкости толщиной δ. А так как τ 1,0 противоположно по направлению общим потерям энергии в газовой фазе, то последние будут занижены. Чтобы учесть высказанное замечание, целесообразно коэффициент гидравлического сопротивления λ1,0 рассчитывать для гладких труб, например, по закону сопротивления Блазиуса. Раскроем интегралы в уравнении (3.20) и совершим переход к граничным условиям: dP dz 1,0 2Rdz гр 2yгр dz P P dz . (3.21) 2 2 2 2 d (G1 w1 ) 2 2 dz ( R yгр )1 g dz 0 ( R yгр ) (R yгр ) dz После упрощения получим
2 R 1,0 2 yгр ( R 2 yгр2 )
d (G1w1 ) dP ( R 2 yгр2 ) ( R 2 yгр2 ) 1 g 0. dz dz
Вычтем из уравнения (3.21) уравнение (3.19):
P z . 2 2 (G1 w1 ) 2 (G2 w2 ) 2 2 2 ( R yгр ) yгр [( R yгр )1 yгр 2 ] g 0 z z
2 R1,0 [ yгр2 ( R 2 yгр2 )]
(3.22)
В полученном уравнении отсутствует член, содержащий диссипативные потери энергии на границе газа с жидкостью. Действие этих сил должно проявляться в распределении скоростей фаз. Однако полученный экспериментально в жидком слое профиль скоростей показывает, что последний слабо зависит от скорости встречного потока газа. Отсутствие корреляции наблюдается в диапа-
62
Глава 3
зоне скоростей потока, не превышающих критические. Тогда приближенно можно принять среднюю расходную скорость газа совпадающей с локальными скоростями во всем ядре потока. Как видно, в этом случае мы имеем проскальзывание фаз. Запишем градиент давления из последнего уравнения, разделив обе части его на R2. Напомним также, что 2 F2 yгр 2 ( yгр / R) 2 F R 2 2 2 F1 F2 R yгр 1 1 ( yгр / R)2 1 ; 2 F1 R
(3.23)
4 P 1,0 2 (G2 w2 ) 1 (G1 w1 ) (11 2 2 ) g 0 . d z z z
Так как изменение количества движения рассматривается в одном направлении, мы вправе перейти от частной к полной производной: 4 d d dP / dz 1,0 2 (G2 w2 ) 1 G1w1 (11 2 2 ) 0 . (3.24) d dz dz В левой части полученного уравнения имеем градиент давления, а в правой – его слагаемые, приходящиеся на касательное напряжение, а также инерционные и массовые силы соответственно. Выразим касательное напряжение жидкости на гладкой стенке как и в случае однофазного потока в виде 1,0
0 1w12 8
(3.25)
а также выполним подстановку G1 w11 ; G2 w22 ;
0 2 d w1 1 (2 w222 1w121 ) (11 22 ) g 0 . (3.26) 2d dz Предельный переход, который мы совершили в уравнении (3.21) (у=R), сводит слой жидкости к пленке, толщина которой совпадает с высотой выступов на шероховатой поверхности трубы. Нетрудно видеть, что такое условие привело нас к пленке, практически не имеющей толщины. В связи с этим становится очевидной необходимость замены трения τ1,0 на трение газа о неподвижную гладкую стенку (принимается во внимание невозмущенное состояние границы раздела в противоточном течении). Поэтому потери давления в противотоке можно рассчитывать по чистому газу, так как гидродинамическая обстановка в трубе мало чем отличается от обстановки при движении одного газа. Такой подход приводит к завышению общих потерь давления потому, что, во-первых, τ1,0 и τ2,0 имеют разные знаки; во-вторых, учет шероховатости усугубляет фактор трения, увеличивая τ1,0. dP / dz
Глава 3
63
Для выделенного элемента объема (см. рис. 3.9) также имеет место уравнение неразрывности потока. Оно строится на положении, что приток массы смеси через поверхность заданного объема равен изменению массы смеси в этом же объеме за тот же промежуток времени. В случае противотока направления движения фаз не влияют на закон сохранения массы двухфазной смеси в фиксированном объеме. Усредненное одномерное уравнение неразрывности для газожидкостной системы, применительно к противотоку, имеет вид (символы усреднения убираются) wCM const или
(11w1 22 w2 ) gF G const,
где ρ1ρ2 – плотности жидкости и газа; w1w2 – скорости жидкости и газа, приведенные к сечению площади F. Смысл объемных расходных содержаний фаз остается прежним 1 Q1 / (Q1 Q2 ); 2 Q2 / (Q1 Q2 ) .
(3.27)
Причем 0 ≤ β1 ≤ 1, 0 ≤ β2 ≤ 1, β1 + β2 = 1. 3.6. ИССЛЕДОВАНИЕ ИСТИННОГО ОБЪЕМНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ
Исследованию нисходящего течения жидкости под воздействием встречного потока газа предшествовали исследования свободно стекающих пленок под воздействием сил гравитации. Признанным авторитетом в изучении этого явления считается В. Нуссельт, который в 1916 г. получил зависимость для свободно стекающего ламинарного слоя жидкости: 0,0144 3
1q1 , 1
(3.28)
где δ – толщина пленки, м; μ1 – кинематическая вязкость жидкости, Па·с; γ1 – плотность жидкости, кг/м3; q – удельная плотность орошения, м2/с. П.Л. Капица рассматривал стекание жидкости по пластине. Выражение, полученное им из решения линеаризованных уравнений и принципа минимума диссипации энергии при волновом стекании пленки, совпадает с (3.28) с точностью до постоянной: q 1,34 1 1 . (3.29) 1 Правая часть формулы представляет собой суперпозицию чисел Фруда и Рейнольдса. Комбинация этих критериев выражает связь между силами тяжести, инерции и вязкости в жидкости как основных сил, определяющих течение смеси в данном режиме.
64
Глава 3
Л.Я. Живайкин, аппроксимируя свои экспериментальные данные и исходя из теории размерности, предложил зависимость
0,317(v1 / g 4 q12 ) y2 ,
(3.30)
где v1 – коэффициент кинематической вязкости, м2/с; g – ускорение свободного падения, м/с2. Данная формула примерно на 10% завышает значение δ, получаемое по формуле (3.28). На рис. 3.10 показано изменение истинного объемного газосодержания в зависимости от скорости и вязкости жидкости, рассчитанной по формуле 1 3,38
w1v . gd 2
(3.31)
Рис. 3.10. График влияния вязкости на истинное влагосодержание смеси в режиме противотока (β=0): 1 – v = 10–6 м2/с; 2 – 7,5·10–6 м2/с; 3 – 35,7·10–6 м2/с
Это выражение вытекает из (3.29) при замене толщины жидкой пленки на истинную концентрацию жидкости (доля объема экспериментального участка, занятая жидкостью) согласно простой связи между ними
1 4 / d .
(3.32)
Из рис. 3.11 следует, что заметного влияния скорости восходящего потока воздуха на величину φ не наблюдается, экспериментальные точки группируются вдоль линий постоянной вязкости независимо от скорости газа. Пунктирные линии соответствуют скоростям газа, ограничивающим область существования противоточного течения фаз. Другими словами, они представляют собой линии захлебывания течения. Для графической иллюстрации эти линии проведены по корреляции Уоллиса. Области, лежащие над линиями захлебывания и прилегающие к области II, определяют режимы пробковых течений смеси. Предельные расходы жидкой фазы, соответствующие границе области I, определяют максимальные расходы жидкости при отсутствии газовой фазы. Дальнейший
Глава 3
65
рост расхода приводит к нарушению пленочного режима течения и переходу в сплошное опускное течение жидкости по всей полости трубы. Вблизи границ существования режима противотока инерционные силы движущегося потока газа тормозят движение жидкости вниз, межфазовая поверхность покрывается волнами, колебания амплитуды которых приводят к заметному увеличению толщины пленки и сужению сечения. Вследствие этого градиент скорости резко возрастает и наступает кризис противоточного течения. При больших скоростях набегающего встречного потока наступает раннее захлебывание. С уменьшением расхода газа допустимый расход жидкости возрастает, что приводит к росту истинного влагосодержания смеси. На рис. 3.11 четко прослеживается влияние вязкости на величину φ. Крайняя верхняя пунктирная линия отсекает на линиях постоянной вязкости определенные расходы жидкости. С увеличением вязкости расход жидкости по захлебыванию противотока снижается. Рост скорости газа постепенно сглаживает влияние вязкости в критических областях. С наступлением скорости реверса газа влияние вязкости совсем исчезает. Это видно по положению пунктирной линии, которая параллельна горизонтальной оси. В целом при постоянном расходе жидкости в области существования противотока силы вязкости вызывают рост величины 1 – φ. Из исследований гидродинамики стекающих пленок следует, что противоточное движение фаз в трубах определяется условием захлебывания. В рассмотренном режиме течения дифференциальный анализ профиля скорости в жидком слое показал на небольшое отклонение от универсального пристенного однофазного профиля скорости. Согласно экспериментальным данным интегральная характеристика пленки – истинная концентрация жидкости в присутствии газового потока – практически не отличается от таковой при покоящемся газе. Определять ее целесообразно по формуле (3.31). Таким образом, становится возможным интегрировать уравнение (3.25) на участках НКТ в указанном режиме течения двухфазной смеси.
Рис. 3.11. Зависимость истинного влагосодержания смеси от приведенных скоростей жидкости и газа: 1 – w2 = 0,3 м/с; 2 – 0,86; 3 – 1,5; 4 – 3; 5 – 4; 6 – w2 = 8
66
Глава 3
Предложенный метод расчета может применяться на той стадии эксплуатации скважин, когда свершается переход от режима восходящего движения жидкости к нисходящему, причем соотношение между расходами сконденсированной жидкости и газовой фазы не должно достигать кризисного состояния захлебывания. 3.7. ИССЛЕДОВАНИЕ ЯВЛЕНИЯ ЗАХЛЕБЫВАНИЯ ПРОТИВОТОЧНОГО ТЕЧЕНИЯ ДВУХФАЗНОЙ СМЕСИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
При эксплуатации газоконденсатных месторождений, содержащих в газе сероводород и углекислый газ, применяется ингибиторная защита оборудования скважин. На таких месторождениях ввод комплексного ингибитора коррозии и гидратообразования (КИГИК) осуществляется по затрубному пространству через ингибиторный или циркуляционный клапан в насосно-компрессорные трубы (НКТ) на уровне пакера. Поступающий агент восходящим потоком газа размывается по внутренней поверхности лифтовых труб и движется в виде пленки в направлении устья скважины. Подпитку с целью поддержания защитной пленки производят постоянно. Этот способ ингибирования эффективен в высокодебитных скважинах, где за счет инерционной силы потока обеспечивается покрытие труб и вынос ингибиторной жидкости на поверхность. В малодебитных скважинах инерционные силы газового потока меньше сил тяжести, поэтому поступающий КИГИК не может двигаться вверх и скапливается в нижней части лифтовых труб. Традиционный способ ингибирования НКТ не достигает своей цели и в тех случаях, когда засоряются ингибиторный и циркуляционный клапаны одновременно. Для предупреждения аварий такие скважины закрывают до наступления срока проведения капитального ремонта. Нарушение рациональных режимов эксплуатации промыслового оборудования снижает коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин, уменьшает отбор газа на месторождении и ухудшает экономические показатели добычи в целом по промыслу. В связи с этим возникает необходимость в разработке мероприятий по нормальной эксплуатации скважин с предупреждением коррозионного воздействия агрессивной среды, способствующих ликвидации вынужденных простоев скважин при нарушении сообщения между эксплуатационной колонной и лифтовым подъемником. Наряду с методами определения забойных давлений эти мероприятия также базируются на закономерностях двухфазных газожидкостных потоков, необходимых для определения структуры и гидродинамических характеристик течения в лифтовых колоннах скважин. Созданные на такой основе методы позволяют программировать режимы работы скважин с применением технологических мероприятий, исключающих коррозию металла НКТ и простои скважин.
Глава 3
67
Установление технологических параметров работы скважин в изложенных случаях возможно путем экспериментального исследования процесса захлебывания противоточного течения газа и жидкости в вертикальных трубах. 3.8. ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА ЗАХЛЕБЫВАНИЯ
Как было уже отмечено, смена структур возможна через промежуточные режимы. Так, при переходе от снарядного течения в кольцевое имеется промежуточная снарядно-кольцевая зона течения и т.д. В случае, если происходит кризис кольцевого однонаправленного подъемного течения, то совершается переход либо в пробковый, либо в противоточный кольцевой режимы течения. При малых расходах жидкости промежуточным является режим зависания пленки, при больших расходах в трубе происходит «захлебывание». В обоих случаях причиной неустойчивости кольцевого течения является уменьшение скорости газа, которое снижает инерционную силу потока, вследствие чего жидкость начинает стекать под действием преобладающей силы гравитации. Наглядное представление о процессе захлебывания в вертикальных трубах можно получить при соответствующей постановке эксперимента, в котором требуется раздельный ввод газа и жидкости. Рассмотрим результаты, представленные на рис. 3.12. Он иллюстрирует гидравлические характеристики в трубе при стекающей вниз жидкости (в виде пленки) и встречном движении газа. Изменение градиента давления в трубе происходит за счет касательных напряжений, возникающих на границе раздела фаз. При незначительных расходах газа жидкость стекает практически без сопротивления. Поэтому объемное газосодержание можно принять за постоянную величину, а среднюю толщину пленки – равной локальной. Постепенное увеличение расхода газа при постоянном расходе жидкости нарушает гладкую поверхность раздела фаз. Касательные напряжения на свободной поверхности возрастают. В каждом элементарном объеме жидкости составляющие силы инерции, с одной стороны, и сил трения и гравитации, с другой – становятся равными по величине и противоположными по знаку. Толщина пленки и объемное газосодержание изменяются за счет волнового течения жидкости. В данный момент резко возрастает гидравлическое сопротивление газовому потоку и наступает захлебывание. Жидкость образует перемычки в трубе, часть ее срывается в виде капель, а часть стекает вниз. Дальнейшее увеличение скорости газа приводит к однонаправленному течению газа и жидкости вверх. Из рис. 3.12 следует, что режим захлебывания имеет две границы: нижняя, в пределах которой осуществляется противоположно направленное течению фаз; верхняя – граница поворота потока в прямоточное восходящее течение, имеющая в основном пробковую структуру.
68
Глава 3
Рис. 3.12. Области существования режимов течений двухфазной смеси в вертикальных трубах
Градиента давления в нижней границе захлебывания приблизительно на порядок больше, чем в точке обращенного течения жидкости. Наименьшие значения ΔР/Δе соответствуют режиму противоточного движения газа и жидкости, который имеет ограниченную область существования. Рассмотрим рис. 3.12, где в координатной плоскости (w1Оw2) схематично изображены возможные режимы двухфазных течений в вертикальных трубах. Допустим, что расходы фаз соответствуют положению точки М. Оставляя расход жидкости постоянным, увеличим скорость газа до положения точки С. Указанные координаты соответствуют запрещенной области – труба захлебнется. При этом часть жидкости будет стекать вниз, что соответствует величине абсциссы ОИ', остальное количество ОС'– ОN' спутным потоком будет захлебываться вверх. Фиксируя расход газа, постепенно увеличим расход жидкости, переходя на плоскости от точки М к точке А. Абсцисса точки М ОС' соответствует части расхода жидкости, стекающей вниз. Разность абсцисс (А'О – ОС') соответствует количеству жидкости, направленной вверх. Графически верхнюю кривую захлебывания можно представить в виде прямоугольного контура, во внешней области которого невозможны никакие виды течений. Контур соответствует гистерезису захлебывания. Он заключен в пределах скорости газа, допускающей противоточное течение, и минимальной скорости спутного восходящего кольцевого потока смеси. Скорости газа, лежащие выше этого контура, в силу разрыва интерпретируются в первой четверти как спутное подъемное течение. Аналогично скорость жидкости, превышающая контурную и соответствующая ей скорость газа, могут быть интерпретированы в третьей четверти. Физический смысл последнего случая состоит в том, что при больших расходах жидкости газ не может подниматься вверх против движущегося вниз потока жидкости. Следует сказать, что точка, лежащая одновременно на кривой захлебывания и вертикальной оси, соответствует скорости газа по оп-
Глава 3
69
рокидыванию движения пленки жидкости. При малых скоростях газа пленка стекает вниз, при больших же скоростях пленка смещается вверх и выдувается из трубы. Режим «висячей» пленки характеризуется нулевым расходом жидкости. Наиболее сильное влияние на критические параметры оказывают условия подачи фаз в экспериментальный участок, смачиваемость и шероховатость стенок. Несмотря на большое число работ по исследованию гидродинамики двухфазных систем, вопрос о границе существования режима противотока остается неясным для конкретных условий, имеющих конструктивные особенности установок и начальные условия. 3.9. КРИТЕРИИ, ОПИСЫВАЮЩИЕ МЕХАНИЗМ ЗАХЛЕБЫВАНИЯ Встречное движение газожидкостной смеси и связанное с ним явление захлебывания изучались многими исследователями. Среди ранних теоретических работ следует выделить работу П.Л. Капицы. Принимая поверхность потока в виде волновой формы, им было получено выражение для критической скорости по захлебыванию: wk 1/2 3,5(vg1/2 Qm2 )1/3 ( / 2 )1/ 2 k , (3.33) где γ – коэффициент, учитывающий неопределенность в условиях срыва; Qm – объемный расход жидкости, отнесенный к периметру смачивания; k – фазовая скорость. Формула носит приближенный характер из-за отсутствия определенности k и γ. Большой объем экспериментальных работ, направленных на изучение широкого разнообразия кризисных состояний двухфазных систем, выполнен в Институте теплофизики СО АН СССР. Экспериментальный материал представлялся в единой системе безразмерных групп. Границы форм потока описываются зависимостью (3.34) k = f(Nn), где
k w2 22 / [ g 2 (1 2 )] ; 1/ 4
N n Fr e1,25 (1
Fr
Qm g 0,5
1 2 Ga
31 ); Ga 0,55
0,75
; e
(3.35) (3.36)
; (1 2 ) d
g (1 2 )1,5 ; v12 1,5
Fr, Gа – критерии Фруда, Галилея; w2* – критическая скорость газа, приведенная к полному сечению трубы, м/с; ρ1, ρ2 – плотность жидкости и газа; g – ускорение свободного падения; σ – коэффициент поверхностного натяжения; d – диаметр трубы.
70
Глава 3
Многочисленные экспериментальные данные различных авторов по исследованию захлебывания вертикального противотока укладываются вдоль линии, расположенной в системе координат k–N. Эта линия получена при минимальных эффектах устройств ввода. Жидкость подводилась к рабочему участку через пористую вставку, установленную в средней части трубы, или с помощью переливного устройства через закругленную кромку. Было установлено: для подобных условий ввода нет различия между минимальной скоростью газа, вызывающей восходящее течение жидкости, и максимальной скоростью газа, при которой жидкость еще не стекает вниз. Очевидно, что эффект подачи жидкости в таком случае аналогичен механизму образования и оседания конденсата на стенки трубы. Поэтому зависимость параметра k от Nn может быть использована в диагностике режима противотока для гидравлического расчета течения, рассмотренного в предыдущей главе. С этой целью получена эмпирическая зависимость в виде полинома третьей степени: k 0,7114 0,8863 x 0, 4948 x 2 0, 458 x 3 ,
(3.37)
где x=lg Nn, 3×10–6 ≤ Nn ≤ 2,5×10–2. Формула (3.37) дает расчетные значения, укладывающиеся в погрешность 1%; она применяется в алгоритме расчета забойных давлений на участках скважин с противоточным течением или в стволе малодебитных скважин с открытым забоем. Г. Уоллис вывел безразмерные параметры скорости газа и жидкости. Он исходил из следующих соображений. Противоточное течение поддерживается подъемной силой, обусловленной разностью плотностей газа и жидкости. Расходы фаз можно связать с толщиной пленки через уравнения движения, в которых подъемная сила уравновешивается силами трения в жидкой пленке. По аналогии с однофазным турбулентным течением можно принять, что усредненные турбулентные напряжения связаны с усредненными потоками количества движения компонентов, а именно – параметрами 2 w22 / и 1w12 / (1 ) . Безразмерные комплексы, связывающие эти потоки количества движения с гидростатическими силами, записываются в виде
w12 w1 11/2 [ gd (1 2 )]1/2 ;
(3.38)
w2 w2 1/2 2 [ gd (1 2 )] . В случае пренебрежимо малого влияния вязких сил и сил поверхностного натяжения режим захлебывания приобретает вид
w2 w1 C .
(3.39)
Позже, исходя из обобщения существующего опыта, была сделана поправка на вязкие силы жидкости
Глава 3
w2 G w1 C ,
71
(3.40)
где а = а(μ), С = С(μ1). Можно привести большое число работ в этой области, где авторы теоретическим или экспериментальным путем пытаются проникнуть в механизм захлебывания. Опытные исследования, проведенные во всех без исключения работах, имели одну методическую основу. Труба предварительно орошалась, т.е. устанавливался определенный расход жидкости. При стационарной толщине пленки снизу подводился газ, расход которого постепенно увеличивался до возникновения захлебывания. Критические скорости обеих фаз фиксировались либо визуально, либо по скачку градиента давления. Такие промысловые задачи, как ингибирование труб НКТ в эксплуатирующейся газовой или газоконденсатной скважине, где всегда присутствует поток газа, потребовали изменить методику эксперимента и в связи с этим получать зависимости для условий подачи ингибитора через выкидную линию непосредственно в НКТ с устья скважины. В основу обработки экспериментальных данных легли предложенные Г. Уоллисом безразмерные скорости газа и жидкости, полученные из баланса инерционных и гравитационных сил в газовой и жидкой фазах. Предварительно рассмотрим основные факторы, которые входят в постановку задачи исследования и последующей обработки данных. 1. Расход жидкости. Скорость газа, соответствующая захлебыванию противоточного течения, имеет тенденцию к снижению с увеличением расхода жидкости. Прямая Уоллиса, характеризующая данные аналогичного эксперимента по захлебыванию для тонких пленок, близка с нашими данными и расходится в сторону больших расходов жидкости. Вероятно, различие объясняется эффектом смачиваемости сухой стенки. 2. Диаметр. Исследования многих авторов справедливо показывают, что критическая скорость больше в трубах повышенного диаметра. Закономерность сказанного очевидна, так как трубы повышенного диаметра имеют большую поверхность контакта. Следовательно, при фиксированных значениях скорости газа больший расход соответствует большему диаметру. Скорость приближенно можно принять пропорциональной 1/2 степени из диаметра при заданной толщине пленки. 3. Длина трубы. С увеличением длины трубки расход жидкости уменьшается. Так, для трубки d = 10 мм при изменении длины от 0,5 до 2 м слабое влияние обнаруживается до Q = 0,021 м3/ч. По исследованиям Хьюитта изменение скоростей газа от 6,6 до 5,8 м/с соответствует изменению длины рабочих участков от 0,9 до 3,65 м при постоянном расходе жидкости Q = 0,045 м3/ч. Хьюиттом установлено, что поверхность гладкой пленки становится все более волнистой по мере приближения к точке захлебывания. Газовый поток взаимодействует с этими волнами. Амплитуда волн на поверхности стекающей пленки возрастает с длиной. Поэтому чем длиннее труба, тем при более низких скоростях газа будет
72
Глава 3
наблюдаться взаимодействие волн с потоком газа. В целом же ни одна из предложенных теорий не учитывает влияние расстояния между местами входа и выхода жидкости. 4. Вязкость жидкости. Силы вязкого слоя препятствуют силе гравитации слоя жидкости. Касательные напряжения на вязкой поверхности раздела фаз больше, чем на поверхности воды и являются причиной более раннего захлебывания, так как силы вязкой диссипации жидкости складываются с силами инерции газа. 5. Поверхностное натяжение. Этот фактор трудно поддается количественной оценке. Отмечается, что влияние σ на скорость захлебывания очень сложно, и своей максимальной величины скорость достигает при σ = 5·10–2 Н/м. В настоящее время однозначного заключения о степени влияния поверхностного натяжения нет, пользоваться незавершенными выводами и количественной оценкой по коэффициенту поверхностного натяжения нельзя. 6. Плотность жидкости. Влияние плотности жидкости на критическую скорость захлебывания в колонне с орошаемыми стенками показано в работе Л. Гриффта. Плотность жидких веществ изменялась от 626 (пентан) до 1593 кг/м3 (тетрахлорметан) при P = 0.1 МПа и T = 20º С. Увеличение плотности жидкости приводит к возрастанию устойчивости режима противотока. При этом критическая скорость газа по захлебыванию приблизительно пропорциональна корню квадратному из плотности жидкости или с точностью до постоянной обратно пропорциональна приведенной плотности газа ρ = ρ2/ρ1. 7. Давление. Из работ Т. Беннста и Дж. Хьюитта следует, что критерий Уоллиса при w2* 1 справедлив для пароводяного течения высокого давления. 8. Шероховатость труб. Влияние этого параметра на критическую скорость не исследовалось. Однако из физических соображений очевидно, что пленка жидкости лучше прилипает к шероховатой поверхности, чем к гладкой. Силы торможения на шероховатой стенке вызывают падение градиента скорости жидкости и, как следствие, уменьшение межфазового касательного напряжения. Следовательно, фактор трения не может являться причиной преждевременного захлебывания течения. Поиск эмпирической зависимости по имеющимся экспериментальным данным привел к уравнению вида Fr2
2 1 1,31(1 0,015v) 4 Fr1 0,72 , 1 2 1 2
(3.41)
где Fr2 w22 / ( gd ) ; ρ1, ρ2 – соответственно плотности жидкости и газа; 1 v 45 ; v v2 / v1 . Очевидно, необходимым условием создания противоточного течения в газовой скважине является условие
Глава 3
Fr2
73
2 0,72, 1 2
(3.42)
1 2 . 1
(3.43)
откуда wKP 0,52 gd
Данное неравенство в области больших газосодержаний показывает, что скорость захлебывания не зависит от расхода жидкости. В выводе приведенного соотношения использовались следующие условия. Значение левой части уравнения в пределе соответствует граничному условию β = 1. Хотя измеренные скорости в исследованном диапазоне вязкости колебались от 7,5 до 9,2 м/с, в целях надежности модели захлебывания параметр С уравнения (4.40) принимался постоянным и равным 0,72. Выбор С = 0,72 оправдан тем, что предельное минимальное значение безразмерной скорости газа, при котором может быть осуществлен противоток после полной осушки трубы, соответствует w2* 0,5 . Закон изменения wкр в зависимости от кинематической вязкости v1 принимался линейным. Таким образом, в результате исследования режима захлебывания пленки, стекающей против восходящего движения газа для выбранного устройства ввода, получено соотношение между расходными и физическими параметрами двухфазного потока. Существенным отличием данного уравнения от аналогичного, полученного Г. Уоллисом, является наличие безразмерной вязкости в виде v . Для определения области существования противоточного течения жидкости и газа в условиях фазовых переходов с образованием конденсатной пленки предложена зависимость (3.37), которая получена математической обработкой точек K=K(N) карты режимов, составленной на основании экспериментальных результатов различных авторов.
Глава 4 ДВИЖЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В СИСТЕМАХ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА
Разработка и широкое внедрение на промыслах страны и за рубежом однотрубных систем сбора и транспорта нефти и газа стимулировали создание аналогичных герметизированных систем сбора и транспорта газа и нестабильного газового конденсата. Большой вклад в создание и развитие совместного транспорта нефти и газа, а также обоснование технико-экономической эффективности герметизированных однотрубных систем сбора и транспорта нефти и газа внес коллектив специалистов Грозненского нефтяного института, возглавляемый А.И. Гужовым [9]. Их разработками, а также технико-экономическими расчетами ряда проектных организаций показано, что за счет рационального использования энергии пласта можно избежать в ряде случаев строительства дорогостоящих насосных и компрессорных станций и иметь значительные экономические преимущества перед раздельными системами сбора и транспорта. Этот вывод в значительной мере может быть распространен и на системы сбора и транспорта углеводородного конденсата. Основными принципами таких систем для газоконденсатных месторождений являются концентрация сепарационных устройств и необходимого технологического оборудования на крупных централизованных установках комплексной подготовки газа и транспорт нестабильного конденсата под давлением сепарации на газоперерабатывающие заводы. Широкое распространение однотрубные системы сбора получили при обустройстве морских месторождений. В зависимости от вида их обустройства (надводный, комбинированный или подводный) (см. Главу 8) варьируется протяженность однотрубных систем сбора и транспорта углеводородов от нескольких километров до сотен. 4.1. ДИАГНОСТИКА РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В РЕЛЬЕФНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ Движение газожидкостных смесей по рельефным трубопроводам осуществляется при трех наиболее распространенных структурах – расслоенной, пробковой и кольцевой. При этом если в одном и том же трубопроводе на начальном участке трассы преобладает пробковое течение, а в конце, вследствие снижения давления и увеличения расходного газосодержания, на восходящих участках реализуется пробковое или кольцевое течения, а на горизонтальных и нисходящих пробковое – расслоенное или кольцевое. Гидравлический расчет указанных трубопрово-
Глава 4
75
дов представляет большие трудности из-за необходимости стыковки решений на границе смены режимов в нисходящих и восходящих участках трассы. Нужно отметить, что пробковая и расслоенная структуры являются наиболее распространенными формами течения газожидкостной смеси, встречаемыми в самых различных областях техники. Этим объясняется большое количество теоретических и экспериментальных исследований, посвященных указанным структурам течения смеси. В настоящее время накоплен значительный объем информации о гидродинамических характеристиках этих структур, позволяющих физически обоснованно интерпретировать механизм течения, подходить к выбору моделей течения и успешно выполнять инженерные расчеты. Точность получаемых при этом результатов в отдельных случаях достаточно высока, что свидетельствует о правильности принимаемых в расчетах исходных предпосылок и соответствии их натурным условиям. Вместе с тем расхождение расчетных данных с фактическими, имеющее место при определенных условиях пробкового и расслоенного течения смеси, иногда настолько существенно, что делает эти модели непригодными для инженерных расчетов. Это относится в основном к таким условиям течения, когда ориентация и физические свойства компонентов смеси натуры и эксперимента существенно различны. Поэтому возникает необходимость дальнейшего изучения механизма смены структур в широких диапазонах изменения физических свойств компонентов смеси. При этом для систем промыслового сбора продукции газонефтяных и газоконденсатных скважин большой практический интерес представляют исследования границ перехода режимов течения смесей в наклонных трубах. Наиболее глубоко и полно современные достижения в области структурных форм двухфазных потоков отражены в каскадном методе определения структуры по десяти диаграммам, построенным в различных координатах. На каждой диаграмме определяется степень вероятности реализации того или иного режима при заданных исходных данных. При последовательном переходе к последующим диаграммам вероятность предсказания возрастает. В основу метода положены данные картотеки Американской газовой ассоциации и Американского нефтяного института (AGA – API Data Bank). Авторы проанализировали данные по 500 000 режимам и представили их кодами в матричном виде. Поиск режима ведется по специальным программам. Погрешность предложенного метода для определения любой структуры не превышает 5%. При построении структурных диаграмм использованы некоторые уже известные рекомендации. Первая диаграмма представлена в наиболее простых координатах: расход газа и массовый расход жидкости: x1 = logG1; (4.1) y1 = logG2. При построении второй диаграммы использованы координаты Re1, Re2: x2 = log Re1; y2 = log Re2.
(4.2)
76
Глава 4
Третья диаграмма представлена в координатах: х2 = log w1; y2 = log w2,
(4.3)
где w1 – приведенная скорость жидкости; w2 – приведенная скорость газа. Четвертая диаграмма строится в координатах расходное газосодержание – приведенная скорость смеси: х4 = log wcм; y4 = log β2. (4.4) Пятая диаграмма представляет собой модификацию широко распространенной диаграммы Бейкера: х5 = log (G1ф/y5); (4.5) y5=log(G2/3600λ), ф = (0,161/σ)[0,00067μ1(62,4/ρ1)]; λ = [(ρ2/0,075)(ρ1/62,4)]0,5. (4.6) Как видим, пять первых диаграмм в каскаде построены по уже используемым в литературе переменным. При разработке последующих пяти диаграмм потребовалось преобразование координат для построения графиков по трем переменным. Авторы предлагают для получения новых групп безразмерных переменных использовать комбинации критериев Re, Fr, We, Ma. При этом в зависимости от поставленной задачи комбинации составляются в виде отношений или произведений этих параметров. Так, для исключения скорости использовалось произведение чисел Re, Fr и We; для исключения длины – отношение Re·We/Fr и так далее. В этой связи шестая диаграмма представлена в виде: где
х6 = 0,252 log[Re1Re2/(Fr1Fr2)4|+log[(ρ1σ3/gμ41)( ρ2σ3/gμ42)]; у6 = 1,152 log[We1We2]+log[(ρ1σ3/gμ41)( ρ2σ3/gμ42)].
(4.7)
Седьмая диаграмма составлена в аналогичных координатах, но вместо критерия Вебера для газового потока используется число Маха:
u7 0, 252log[Re0,25 Re1 / (Fr1Fr2 )4 ] log[(13 / g 14 )(2 3 / g 24 )]; 2
y7 1,152log[Ma We1 ] log[(13 / g 14 )(2 3 / g 24 )] .
(4.8)
Восьмая диаграмма составлена в следующей комбинации критериев: u8 0, 252log[(Re 2 / Re14 )0,25 (Fr1 / Fr2 ) 4 ] log[(13 / g 14 )(2 3 / g 24 )]; y8 1,152log[Ma / We] log[(13 / g 14 )(2 3 / g 42 )].
(4.9)
Девятая диаграмма построена в более простой форме: 4 u9 0, 252log[Reсм Fr2cм ];
y9 1,152log We.
(4.10)
Глава 4
77
В десятой диаграмме используются координаты: 4 u10 0, 252log[Reсм / Frсм4 ] log(см 3 / g см ); 4 y10 1,152log We log(см 3 / g см ).
(4.11)
Результаты анализа структурных форм течения смеси в указанных координатах приведены на рис. 4.1. Из всех диаграмм лучшее разделение режимов достигается только на двух. Против ожидания вполне эффективной оказалась самая простая диаграмма в координатах logw1 и logw2. Аналогично оценивается и модифицированная диаграмма Бейкера. Вместе с тем проведенный анализ показывает неправомерность обобщения данных в координатах Re1, Re2, Fr1, Fr2. Попытка авторов добиться улучшения обобщающих возможностей диаграмм с помощью сложных комбинаций по критериям Re, Fr, We и Ma не дала положительных результатов.
Рис. 4.1. Структурные диаграммы газожидкостных потоков в горизонтальных трубах по данным картотеки [27]: 1 – пузырьковый; 2 – снарядный; 3 – расслоенный; 4 – волновой; 5 – пробковый; 6 – колевой; 7 – туманообразный
Основной вывод авторов, следующий из анализа приведенных данных, состоит в том, что ни одну из приведенных диаграмм нельзя считать совершенной для обобщения опытных данных по структурным формам течения газожидкостных смесей в горизонтальных и, тем более, в наклонных трубах. К этому необходимо добавить следующее. Исследования многих авторов убедительно доказывают невозможность получения универсальных структурных диаграмм для всех известных режимов течения. Это объясняется тем, что механизмы смены
78
Глава 4
режимов, а следовательно, и параметры, описывающие эти механизмы, принципиально различны. В пузырьковом режиме доминирующими являются силы поверхностного натяжения, следовательно, обобщающим здесь может быть критерий Вебера. В пробковом режиме гравитационные эффекты преобладают над инерционными силами, поэтому критерий Фруда в этом режиме обобщает течения с различной геометрией. В кольцевом режиме, который реализуется при больших значениях скорости смеси, доминирующими являются силы инерции. С этих позиций представляется более перспективным обобщение опытных данных по границам перехода двух смежных режимов: расслоенный-пробковый, пробковый-кольцевой, расслоенный-кольцевой. Такой подход дает возможность дифференцированной оценки влияния отдельных параметров на область существования того или иного режима. Границы пробкового и расслоенного течения смеси в горизонтальных и наклонных (нисходящих) трубах со свободным выходом смеси в сепаратор достаточно надежно могут быть определены по структурной диаграмме, представленной в координатах β2 и Frсм, являющихся основными определяющими параметрами для пробкового и расслоенного течения. Граница, разделяющая зоны пробкового и расслоенного течений в горизонтальных и нисходящих трубах, может быть описана эмпирической формулой В.И. Мамаева и Г.Э. Одишария [10]: 2sin 2,5 . Fr* 0, 2 e 1
(4.12)
Это означает, что при Frcм > Fr* имеет место пробковая структура течения смеси, а при Frсм < Fr* – расслоенная. В формуле (4.12) α – угол наклона трубопровода, λ1 – коэффициент гидравлического сопротивления; значение которого определяется по числу Рейнольдса, соответствующему скорости безнапорного течения жидкости в наклонном трубопроводе под действием сил тяжести. Следовательно, в зоне пробковой структуры нисходящего течения смеси можно выделить два режима течения. Один из них характеризуется развитой пробковой структурой и происходит при условии 2sin 2,52 , Frсм Fr* 0, 2 e 1
(4.13)
другой является неустойчивой переходной формой пробковой структуры течения. Область с неустойчивой формой течения смеси возможна только при значениях β2 < 0,2: Fr* [(1 sin )e 9,4sin ]2 Frсм Fr * . (4.14) Течение смесей в восходящих участках «рельефного» трубопровода характеризуется пробковой и кольцевой структурами.
Глава 4
79
4.2. ВЛИЯНИЕ СОПРЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ НА ИСТИННОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ДВУХФАЗНЫХ ПОТОКОВ В РЕЛЬЕФНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ
Формирование структуры потока в сочлененных участках рельефных трубопроводов во многих случаях отличается от аналогичных данных, полученных на трубах со сливом жидкости в сепаратор. Важнейшим параметром, определяющим структуру течения, является истинное газосодержание. Для горизонтальных участков, за которыми следуют подъемные, во всем диапазоне изменения расходного газосодержания, истинное газосодержание определяется по зависимостям В.А. Мамаева, Г.Э. Одишария или Г. Уоллиса [10, 46]. На спусковых участках, вследствие подпора смеси, скопившейся в последующем восходящем участке, при малых β2 < 0,2 наблюдается резкое уменьшение истинного газосодержания.
Рис. 4.2. Зависимость φ2 от β2 и Frсм на нисходящих участках α = 11°
При Frсм > 4, как и для случая слива смеси в сепараторе, в рельефных трубах наблюдается автомодельность φ2 относительно Frсм. Формула (4.12) применима для горизонтальных участков «рельефных» трубопроводов, за которыми следуют подъемные в области изменения расходного газосодержания 0 < β2 Fr* 0 < β2 < 0,2 газожидкостные пробки движутся в направлении потока. Для β2 > 0,2 граница перехода хорошо описывается уравнением (4.12). Однако значения истинного газосодержания располагаются выше прямой φ2 = 0,81β2. Эта особенность проявляется при малых значениях β2 (β2 = 0,1 ÷ 0,3). Истинное содержание жидкости при расслоенном нисходящем течении смеси в рельефном трубопроводе определяется по соотношению
2 1 2,63 Frсм 12 (0,02 (sin )1 1 2
0,5
.
(4.15)
На восходящих участках рельефного трубопровода закономерности изменения истинного газосодержания в качественном и количественном отношении повторяют результаты, полученные на стендах с выходом смеси в сепаратор. Влияние угла наклона на истинное газосодержание может быть учтено введением поправочного множителя k2 = φ/φ90, (4.16) где φ – истинное газосодержание в наклонных трубах; φ90 – истинное газосодержание в вертикальных трубах. Поправочный коэффициент определяется по формуле
k2 (1,2 0,5eFrсм ) (0,2 eFrсм )[0,9(1 e1 2,5Frсм )cos sin ] .
(4.17)
Тогда формула для истинного газосодержания в рельефных трубопроводах с учетом угла наклона и приведенной вязкости имеет вид Frсм 2 k1k2 1 exp(4, 4 ) 2 , Frа 0,14 где k1 (1 4,5) 0,15 ; Fra 1150
0,79
(4.18)
при 0,001;
0,1
Fra 9,8 при 0,001. В области пренебрежительно малого влияния сил гравитации, т.е. при Frcм > Frа формула (4.16) преобразуется к виду 2 k1k22 ,
где k2 = 1,2–0,2(0,9cosα + sinα).
(4.19)
Глава 4
81
4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НАКОПЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ПРИ КОНДЕНСАЦИИ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРУБОПРОВОДАХ
В настоящем разделе приводятся результаты исследований по дифференциальной оценке влияния накапливаемой в трубах жидкости на гравитационные потери и потери давления на трение. Исследования закономерностей изменения истинного содержания жидкости от расходного и параметра Re1Frcм проводились при закрепленных значениях (Re·Frсм) и изменении β1, от нуля до единицы. Исследования осуществлялись на стеклянных трубах внутренним диаметром 15,2, 32 и 56 мм, длиной 8,5 м. Первая серия опытов была посвящена анализу зависимости истинного содержания жидкости от расходного и параметра Re1·Frсм при разных значениях вязкости жидкого компонента. Измерения проводились при горизонтальном расположении трубопровода, по которому транспортировалась газожидкостная смесь при значениях скорости, соответствующих значениям параметра (FrcмRe)l/3 = 140; 187; 280. Вязкость жидкой фазы при этом изменялась от 1 до 22,1 сСт. Давление поддерживалось на уровне атмосферного. Результаты измерений показаны на рис. 4.3. В области малых расходных содержаний жидкости, где поверхность раздела фаз возмущена слабо, экспериментальные точки, полученные при разных скоростях смеси и вязкости жидкой фазы,
Рис. 4.3. Зависимость истинного содержания жидкости от расходного и параметра [Re1Frсм]1/3 при малых расходных содержаниях жидкости [22]
82
Глава 4
вполне удовлетворительно группируются вдоль линий (Re1Frсм)1/3 = const. При дальнейшем увеличении β1 начинается расслоение точек по вязкости жидкого компонента. Это связано с появлением крупных волн на межфазной поверхности и с началом перехода к пробковому режиму течения, где истинное газосодержание при Frсм > Frа, является функцией расходного и вязкости жидкости. Переход к пробковому потоку происходит в довольно большой области расходных содержаний жидкости – от начала расслоения опытных точек по величине v1 до совпадения их с линейной зависимостью 1 (1 , ) . В этой переходной зоне истинное содержание жидкости является функцией определяющих критериев как кольцевого, так и пробкового потока: 1 (1 , Re1 Frсм , ) .
(4.20)
При движении газожидкостных смесей в трубах гравитационные потери могут составлять значительную часть в суммарных потерях давления. Поэтому возникает необходимость установить зависимости истинного газосодержания, основного фактора, определяющего гравитационные потери, от ориентации трубы. Опыты, проведенные на изогнутом трубопроводе, имитирующем пониженный участок трубы, показали, что интенсивность осаждения диспергированной жидкости зависит не только от скорости газового потока, но и от ориентации трубы. С целью определения зависимости истинного содержания жидкости от угла наклона трубы к горизонту были проведены опыты при течении воздуховодяной смеси в режиме барботажа в наклонных стеклянных трубах диаметром 15,2 и 32,7 мм при углах наклона трубы к горизонту 1°30'; 3°; 6°; 10°; 25° для трубы D = 15,2 мм и 3°; 11°; 18° для трубы D = 31,2 мм. Экспериментальные кривые, полученные методом отсечек, представлены на рис. 4.4. В диапазоне скоростей w2 < 3,5÷4 м/с реализуется пробковый режим течения. Влияние угла наклона трубы к горизонту на истинное содержание жидкости в этой области не прослеживается (см. рис. 4.4). При скоростях w2> 3,5÷4 м/с наблюдается четкая граница раздела между жидкостью и газом. Жидкость распределена несимметрично относительно оси трубы. Большая часть ее располагается вдоль нижней образующей, а верхняя образующая остается несмоченной. Асимметрия потока наблюдается до полного выноса жидкости из трубы. Зависимость истинного содержания жидкости от ориентации трубы при расслоенной структуре хорошо видна на рис. 4.6. Исследования показали, что с изменением угла наклона трубы к горизонту линейный характер зависимости φ1* = φ (w2, α) сохраняется. Уменьшение угла наклона приводит к уменьшению величины φ1*. Для скорости газового потока, при которой происходит полный вынос жидкости из трубы, получена эмпирическая формула w * / w90 * (sin )0,25 , (4.21) где w* – скорость полного выноса при данном угле наклона трубы к горизонту α; w90* – скорость для вертикальной трубы при α = 90°. Чтобы найти конкретный вид параметрической зависимости истинного содержания жидкости при барбо-
Глава 4
83
таже, необходимо знать влияние физических свойств компонентов смеси на величину φ1. В опытах Ю.П. Коротаева приведенная плотность фаз изменялась от 1,36·10–3 до 25·10–3. Согласно этим данным, увеличение приведенной плотности приводит к уменьшению истинного содержания жидкости. Влияние на φ1* наиболее сильно проявляется при больших скоростях потока газа. С уменьшением скорости w2 влияние приведенной плотности уменьшается и полностью исчезает при переходе в пробковый режим. Найти зависимость скорости реверса от соотношения плотностей фаз по данным Ю.П. Коротаева и сопоставить ее с теоретическими результатами В.Я. Шкадова не удается, поскольку в указанных опытах величина w2 не достигала значений, достаточно близких к w*.
Рис. 4.4. Зависимость истинного содержания жидкости от скорости и угла наклона при барботаже воздуха через слой воды в трубе D=15,2 мм [11]: 1 – α = 90°; 2 – 25; 3 – 10; 4 – 6; 5 – 3; 6 – α = 1°30'
Влияние вязкости жидкой фазы на истинное содержание жидкости изучалось в работе [32]. С учетом данных [32] построена эмпирическая зависимость для истинного содержания жидкости при барботаже в кольцевом режиме: 3,3 w * при w* < 3,3; V 1* 0 при w* ≥ 3,3,
1 * 0,53 102
2 V Re1 Frсм 1 2
где
(4.22) (4.23)
1/3
0,5 w* Frсм We 0,25 0,5 (sin ) 0,25 .
(4.24)
Влияние плотностей компонентов смеси и угла наклона трубы к горизонту учитывается параметром w*, влияние вязкости жидкой фазы – критерием Re1. На рис. 4.5–4.7 приведены экспериментальные данные по истинному содержанию жидкости, полученные при течении воздуховодяного потока в трубе
84
Глава 4
D=15,2 мм. Эксперименты выполнялись Клапчуком О.В. и Елиным Н.Н. Движение смеси было восходящим (α = 6°, α = 16°), горизонтальным и опускным (α = 6°; α = 16°; α = 90°). Анализ полученных зависимостей показывает, что угол наклона трубы играет существенную роль при небольших скоростях смеси.
Рис. 4.5. График истинного содержания жидкости при движении воздуховодяной смеси в горизонтальной трубе D=15,2 [11]: 1 – wсм=4 м/с; 2 – 6; 3 – 8; 4 – 10; 5 – 12; 6 – wсм=14 м/с
Рис. 4.6. График истинного содержания жидкости при движении воздуховодяной смеси в наклонных трубах со скоростью wсм =4 м/с [11]: 1 – α = 90°; 2 – 16°; 3 – 6°; 4 – 0°; 5 – (–6°); 6 – (–16°); 7 – α = 90°
Глава 4
85
Рис. 4.7. График истинного содержания жидкости при движении воздуховодяной смеси в наклонных трубах со скоростью wсм = 14 м/с (обозначения те же, что на рис. 4.6)
С увеличением скорости влияния угла наклона на истинное содержание жидкости уменьшается и при скоростях, близких к w*(w2 = 14 м/с), φ1 практически не зависит от ориентации трубы. Это объясняется доминирующим влиянием инерционных сил по сравнению с силами тяжести. При восходящем течении смеси кривые φ1 = φ(β1, wcм, α) отсекают на координате φ1 конечные значения φ1*, которые можно рассчитать по формуле (4.22). С увеличением расходного содержания жидкости влияние угла наклона трубы постепенно исчезает. Для расчета истинного содержания жидкости на восходящих участках Клапчуком О.В. и Елиным Н.Н. предложена формула 600 1 1 1 * 370 600 1 1 10 V 1пр (1 10 V ) , (4.25) 1 2001 V где φ1* – вычисляется по формуле (4.22), φ1пр – истинное содержание жидкости при пробковом режиме течения 1пр 1 k1k2 [1 exp(4,4 Frсм /Fra )]2 , где
k1 (1 4,5) 0,14
0,15
;
k2 1, 2 0, 2(0,9cos sin );
Fra 1150 Fra 9,8
0,79
0,1
при 0,001;
при 0,001
( 2 / 1 изменяется в пределах 0,02 0,0001 ).
(4.26) (4.27) (4.28) (4.29) (4.30)
86
Глава 4
При опускном течении увеличение угла наклона трубы приводит к уменьшению истинного содержания жидкости. Все кривые 1 (1 , wсм , ) при β1 = 0 приходят в точку φ1 = 0. Эмпирическая формула для истинного содержания жидкости на горизонтальных и опускных участках рельефного трубопровода имеет вид
1
600 1 1 600 370 1 V V 1 1 10 (1 10 ), 1пр 6 3 1,66 V 1 3,8 10 V (sin )
(4.31)
φ1пр – определяется по формулам (4.26) – (4.30). Структура формул (4.25), (4.31) такова, что при значениях, соответствующих пробковому режиму течения, они переходят в зависимость (4.26) для истинного содержания жидкости в пробковом потоке. Формулы (4.25), (4.31) хорошо обобщают экспериментальные данные для переходной зоны от кольцевого течения к пробковому и поэтому их можно использовать для всего диапазона изменения расходного содержания жидкости от 0 до 1. При малых расходных содержаниях жидкости в потоке (β1 < 0,01), когда на межфазной поверхности нет крупных волн, для определения истинного содержания жидкости можно использовать эмпирические формулы, построенные в виде зависимости φ1 от параметра V. Восходящее течение 1
5,5 1001 1 * . 1 2001 V
(4.32)
Нисходящее течение 5,5 1001 1 ). 1 1 6 3 1,66 V 1 3,8 10 V (sin )
(4.33)
Эти формулы справедливы для области расходных содержаний жидкости, в которой опытные точки группируются вдоль линий [Re1Fr]1/3 = const (см. рис. 4.3). 4.4. СТРУКТУРЫ ПОТОКОВ В ТРУБОПРОВОДАХ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СМЕСИ ОТ ПРОМЫСЛА ДО ГПЗ
Попытки теоретического определения границ перехода от одной формы двухфазного течения к другой на основе различных моделей течения смеси не позволяют пока получить обобщенных соотношений из-за недостатка информации о тонкой структуре отдельных форм течения. Анализ осциллограммы пульсаций давления и истинного газосодержания позволяет сделать заключение о
Глава 4
87
том, что структуры течения газа с конденсацией тяжелых углеводородов в трубе могут быть разбиты на зону течения, объединяющую все виды потоков, характеризующихся чередованием газовой и жидкостной фаз и зону расслоенного течения, включающую режимы с гладкой и волновой границей раздела. Восходящее течение газожидкостной смеси
Течение смесей на восходящих участках рельефного трубопровода характеризуется наличием пробковой и кольцевой структур. Границы перехода от пробкового течения к кольцевому, представленные на рис. 4.8, определялись по началу отклонения опытной зависимости φ1 = φ (β1, wсм, α) от линейной φ1 = φ (β1), характерной для автомодельной области пробкового режима течения. Эксперименты показали, что угол наклона трубы не оказывает влияния на положение границы перехода от пробкового течения к кольцевому. Течение смеси на восходящих участках трубопровода при небольших скоростях характеризуется наличием на межфазовой поверхности гравитационных волн значительной амплитуды. Силы поверхностного натяжения не играют в этом случае существенной роли, а, следовательно, критерий Вебера не оказывает заметного влияния на положение границы перехода от пробкового течения к кольцевому. Результаты опытов А.И. Берглса и М. Сю, исследовавших режимы течения кипящей воды, движущейся вертикально вверх в трубе диаметром 10,2 мм при высоких давлениях, обнаружили сильное влияние давления на положение границы перехода от пробкового течения к кольцевому.
Рис. 4.8. Границы перехода пробкового течения в кольцевое при восходящем течении газожидкостной смеси в наклонных трубах [22]
88
Глава 4
Для оценки влияния вязкости жидкой фазы на переход от пробкового течения к кольцевому использовались данные Ю.А. Толасова, измерявшего истинное содержание жидкости при восходящем течении воздухомасляных смесей в вертикальной трубе диаметром 15,2 мм. Эмпирическое уравнение кривой, разделяющей зоны пробковой и кольцевой структур течения смеси в восходящих (наклонных и вертикальных) трубах, получено на основании обработки многочисленных опытных данных и имеет вид V* = 1,0, где
2 V * (0,82 0,017 () 0,6 ) Re2 Frсм 1 2
(4.34) 1/3
exp[(8 62)1 ] .
(4.35)
При V* > 1 режим течения пробковый, при V* ≤ 1 режим течения кольцевой. Вид формулы (4.35) указывает на то, что положение границы перехода от пробкового течения к кольцевому определяется значениями расходных и физических параметров потока (расходное содержание жидкости, скорость смеси, плотности и вязкости компонентов) и не зависит от диаметра трубы и угла наклона ее к горизонту. При очень малых расходных содержаниях жидкости в потоке двухфазной смеси на восходящих участках рельефного трубопровода гравитационные силы оказывают влияние на форму межфазной поверхности в диапазоне скоростей от нижней границы области существования кольцевого потока до скорости реверса. В этом случае слой жидкости может иметь форму полумесяца. При этом верхняя образующая трубы остается несмоченной, и имеет место так называемое серповидное течение смеси. Зона серповидной структуры уменьшается при увеличении угла наклона восходящего участка трубопровода к горизонту. В вертикальном восходящем потоке течение смеси симметрично, и серповидной структуры не существует. Переход от кольцевого течения смеси к серповидному определялся из сопоставления экспериментальных кривых φ1 = φ(β1,wсм,α) с такими же зависимостями, полученными для α = 90°. Асимметрия серповидного потока приводит к уменьшению истинного содержания жидкости, и кривые φ1 = φ(β1,wсм,α) расслаиваются, начиная с некоторого значения β1. Этот момент считается началом перехода в серповидный режим течения. При нулевой подаче жидкости (β1= 0), начиная со скорости реверса, влияние гравитационных сил (угла наклона трубы к горизонту) на форму поверхности раздела пренебрежимо мало. Поэтому при w2 > w* самое малое количество жидкости, введенное в поток газа, равномерно распределяется по периметру трубы. Следовательно, при β2 → 0 и угле наклона трубы к горизонту, отличном от 90°, жидкая пленка симметрична при w2 > w*. Увеличение расходного содержания жидкости в потоке приводит к интенсивному волнообразованию на поверхности раздела газ – жидкость. Течение становится симметричным при меньших скоростях смеси. Эмпирическое уравнение для определения перехода от кольцевого течения к серповидному имеет вид
Глава 4
89
V** = 1, где
2 V ** 3,3Fr 0,5 We0,250,5 16,7 Re2 Frсм 1 2
(4.36) 1/3
1001 1 sin
(4.37)
При V** > 1 режим течения серповидный; при V** < 1 режим течения кольцевой. Из формулы (4.37) следует, что верхней границей области существования 0,5 0,25 0,5 серповидного режима течения является условие Frсм We 3,3 , что соответствует wсм = w*. Серповидное течение имеет те же закономерности изменения гидродинамических величин, что и симметричный кольцевой поток. Поэтому при гидравлических расчетах нет необходимости выделять его как особую структуру течения. Однако при решении некоторых технологических задач, таких как, например, ингибирование газопроводов с помощью кольцевого потока, отбор газожидкостных проб с верхней образующей трубы, важно знать, омывается ли верхняя образующая жидкой фазой. В этих случаях выделение серповидной формы течения является оправданным. Горизонтальное и нисходящее течения При течении газожидкостной смеси на опускных и горизонтальных участках трубопровода реализуются пробковая, кольцевая и расслоенная структуры. Механизм возникновения пробкового течения из расслоенного к настоящему времени изучен достаточно хорошо. Зависимость истинного газосодержания от расходного и критерия Фруда при переходе из пробкового течения в расслоенное перестает быть линейной и момент перехода определяется по положению перегиба на кривых φ2 = f(β2, Frcм) (рис. 4.9). Кривая, разделяющая зоны расслоенной и пробковой структур в горизонтальных и нисходящих участках трубопровода, может быть описана формулой 2sin 2 Fr* 0, 2 exp( 2,52 )1 , 1
(4.38)
λ1 определяется методом последовательных приближений по формулам 158 2 K 2sin gD 1 ; 1 0,067 2 w1 Re1 D
0,2
.
(4.39)
При Frсм ≥ Fr* имеет место пробковая структура течения. При Frcм < Fr* – расслоенная структура с гладкой или волновой поверхностью раздела фаз.
90
Глава 4
Рис. 4.9. Границы перехода расслоенного течения в кольцевое при нисходящем течении смеси
Выбор критерия Frсм в качестве основного для определения положения границы раздела между пробковым и расслоенным течениями не является случайным. Структура поверхности раздела фаз газ – жидкость и ее поведение определяются наличием гравитационных волн, математической и физической характеристикой которых является критерий Фруда, характеризующий соотношение инерционных сил и сил тяжести. Измерения истинного содержания жидкости при опускном течении смеси показали, что положение границы перехода от пробкового режима течения к кольцевому не зависит от ориентации трубопровода. Отклонение экспериментальных точек от прямолинейной зависимости φ2 = сβ2 при постоянной скорости смеси происходит при одних и тех же значениях β1, независимо от угла наклона трубопровода к горизонту. Для определения границы раздела зон пробкового и кольцевого течения в горизонтальных и нисходящих участках рельефного трубопровода может быть использовано условие (4.34). Наименее изученным к настоящему времени является процесс перехода от расслоенного течения к кольцевому. Имеющиеся в литературе данные не дают однозначного ответа о местоположении границы перехода между этими структурами. Это объясняется как недостаточным числом экспериментальных данных по прямым исследованиям границы перехода в широком диапазоне изменения параметров потока, так и отсутствием данных о механизме смены рассматриваемых структур, а следовательно, и критериев, определяющих этот процесс. Одни авторы считают, что необходимым условием появления кольцевой формы течения смеси является относительная скорость газа, значение которой превышает критическую скорость срыва с поверхности жидкости.
Глава 4
91
Содержание жидкости в газовой фазе при высокой степени турбулизации последней создает условия для переноса взвешенных частиц жидкости, часть которых оседает на стенках трубы, образуя жидкую пленку. Другие исследователи объясняют это явление искривлением поверхности раздела вследствие развития нерегулярных пульсаций скорости. Экспериментальная проверка получивших наибольшее распространение моделей «уноса и осаждения», «действия сил поверхностного натяжения», «вторичных течений и «расстилающихся волн» показала, что первые две модели неудовлетворительны. Основной вклад вносят вторичные течения в газовом ядре потока, возникающие вследствие различия «волновой шероховатости» у верхней и нижней образующих трубы, а также «расстилающиеся волны». Значение расходного содержания жидкости (при закрепленной скорости смеси и угла наклона трубы к горизонту), при котором кольцевое течение переходит в расслоенное, определялось из сопоставления экспериментальной зависимости φ1 = φ(β1,wсм,α) с такой же зависимостью для восходящего течения в вертикальной трубе (см. рис. 3.2). Величина β1, начиная с которой эти кривые расходятся, считается началом перехода к расслоенному режиму течения, поскольку истинное содержание жидкости φ1 при расслоенном режиме ниже, чем при кольцевом вследствие асимметрии потока. Измерения показали, что положение границы перехода существенно зависит от ориентации трубы. С увеличением угла наклона зона расслоенного течения расширяется в область больших расходных содержаний жидкости. Эмпирическая формула для границы перехода из расслоенного потока в кольцевой на горизонтальных и нисходящих участках может быть записана в виде V*** = 1, (4.40) V *** 5,5Fr
где
0,5
We
0,25
0,5
2 11,7 Re 2 Frсм 1 2
1/3
(1, 2 sin ) 1001 .
(4.41) При V*** > 1 режим течения расслоенный; при V*** ≤ 1 режим течения кольцевой. Величина Frсм0,5 We 0,25
0,5
5,5 дает верхнюю границу существования рас0,5
слоенного режима сечения. При Frсм0,5 We 0,25 5,5 начинается интенсивный срыв и унос жидкости в ядро потока и газожидкостная смесь движется в дисперсно-кольцевом режиме. Для течения воздуховодяной смеси при атмосферном давлении верхней границей области существования расслоенного потока является условие wcм = 25 м/с. Проведенное исследование позволяет рекомендовать следующие соотношения для определения зон существования форм течения газожидкостной смеси в рельефных трубопроводах:
92
Глава 4
на восходящих участках пробковое течение реализуется при V* > 1;
(4.42)
кольцевое течение при V* ≤ 1 и V** ≤ 1;
(4.43)
V* ≤ 1 и V** > 1;
(4.44)
серповидное течение при на горизонтальных и опускных участках пробковая форма течения имеет место при Frсм ≥ Fr*;
(4.45)
V*** ≤ 1;
(4.46)
Frсм < Fr*
(4.47)
кольцевая при расслоенная при или V*** > 1 и Frсм < Fr*.
(4.48)
Параметры Fr*, V*, V**, V*** определяются по формулам (4.38), (4.35), (4.37), (4.41) соответственно.
Рис. 4.10. Область существования кольцевой структуры течения воздуховодяной смеси в горизонтальных и нисходящих потоках
Глава 4
93
На рис. 4.10 приведены границы существования кольцевого режима при горизонтальном течении смеси по данным разных авторов в координатах wcм, β1, приведенных к одинаковым условиям. Расхождения при определении границы перехода, как видно из графика, иногда бывают весьма значительны. Основной причиной этих расхождений является отсутствие в настоящее время единых критериев при определении области существования кольцевого течения смеси. Наилучшее совпадение наших опытных данных имеет место с известной картой структур течения Бейкера, построенной на основе тщательных визуальных наблюдений за режимом течения. Сопоставление расчетной зависимости для определения границы между пробковой и кольцевой структурами течения газожидкостной смеси (4.34) с экспериментальными данными разных авторов, полученными различными методами в широком диапазоне изменения диаметров труб, плотностей и вязкостей компонентов смеси и угла наклона трубы к горизонту, представлено на рис. 4.11. Хорошая сходимость экспериментальных данных с расчетной зависимостью позволяет рекомендовать формулу (4.34), для широкого диапазона расходных и физических параметров газожидкостных потоков.
Рис. 4.11. Обобщенная диаграмма для определения области существования пробкового и кольцевого режима течения в вертикальных трубах [11]
4.5. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ ТЕЧЕНИИ ГАЗА С КОНДЕНСАЦИЕЙ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРУБАХ
Имеющиеся в литературе методы расчета сопротивления трения при кольцевом режиме течения газожидкостной смеси можно разделить на два типа. Наличие в кольцевом потоке достаточно четкой границы раздела между фазами стимулировало создание разделенных моделей, которые к настоящему времени по-
94
Глава 4
лучили широкое распространение. Эти модели предполагают рассмотрение движения каждой фазы в отдельности, а условия на границе раздела фаз записываются при помощи различных полуэмпирических теорий. Поиск конкретного вида зависимости коэффициента трения на межфазной поверхности от расходных и физических характеристик потока является основной проблемой при разработке методов расчета на основе разделенных моделей кольцевого течения. Построение надежных инженерных методов гидравлического расчета трубопроводов на основе разделенных моделей при современном уровне изучения газожидкостных потоков представляет большие трудности из-за отсутствия экспериментальной информации о локальных характеристиках кольцевого потока и явлениях на границе раздела фаз. В методах, основанных на гомогенных моделях, используются различные способы осреднения по сечению и по времени расходных и физических характеристик потока. При этом форма записи расчетного уравнения для определения потерь напора и трения также может быть различной. Сущность метода состоит в поиске зависимости коэффициента гидравлического сопротивления смеси от определяющих критериев двухфазного потока. Чтобы вести расчет по одномерным уравнениям, необходимо установить связь коэффициента гидравлического сопротивления с определяющими критериями кольцевого потока. Для пробкового потока в качестве таковых выступают критерии Рейнольдса, Фруда и расходное газосодержание. Обработка в виде см (Re, ) (2 Frсм )
(4.49)
хорошо зарекомендовала себя в широких диапазонах расходных параметров смеси. Для кольцевого течения надежного представления коэффициента сопротивления еще не имеется. С целью поиска обобщающих критериев для коэффициента гидравлического сопротивления кольцевого потока были проведены три серии опытов при течении газожидкостных смесей в горизонтальных трубах. Поскольку эквивалентная шероховатость труб менялась в процессе экспериментирования из-за загрязнения их внутренней поверхности, опытам с газожидкостной смесью каждый раз предшествовали измерения коэффициента гидравлического сопротивления течению чистого воздуха. Для определения коэффициента гидравлического сопротивления трения смеси использовалось уравнение
w2 2 2 dP см см 1 1 2 2 . 2 D 1 2 dx
(4.50)
Параметрическая зависимость для λсм строилась в виде, предложенном С.Г. Телетовым [47]: (4.51) см / (Re, ) , где ψ – приведенный коэффициент гидравлического сопротивления; λ(Re,ε) – коэффициент сопротивления однофазного потока при соответствующем значении критерия Рейнольдса и относительной шероховатости.
Глава 4
95
Первая серия опытов проводилась при течении воздуховодяной смеси в стеклянных трубах внутренним диаметром 9,1; 15,2 и 32,7 мм. Скорость смеси изменялась от 8 до 25 м/с. Для определения λ(Re, ε) использовалась опытная зависимость λ = λ(Re, ε), полученная при движении воздуха. Число Рейнольдса подсчитывалось по формуле Re wсм D / 1v1 2 v2 .
(4.52)
Обработка опытных данных позволила установить, что независимо от диаметра трубы все экспериментальные точки группируются вдоль линий постоянной скорости смеси (рис. 4.12). Это свидетельствует о том, что определяющим критерием для приведенного коэффициента сопротивления при кольцевом течении смеси может быть критерий, не содержащий линейного размера. На рис. 4.12 видна четкая зависимость ψ от расходного содержания жидкости и скорости смеси. С увеличением β1 приведенный коэффициент гидравлического сопротивления сначала возрастает, а затем, после достижения максимального значения, начинает уменьшаться, приближаясь к линии, описываемой эмпирической формулой, полученной для пробкового течения смеси:
1 0,782 [1 exp(4, 4 Frсм / Fra )] 0, 222 [1 exp(15)] 1 2
.
(4.53)
Рис. 4.12. Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления при движении воздуховодяной смеси с малыми содержаниями жидкости
При больших скоростях смеси величина ψ в области малых расходных содержаний жидкости растет быстрее и раньше достигает своего максимального значения. Более интенсивное уменьшение приведенного коэффициента гидравлического сопротивления после прохождения максимума также происходит при больших скоростях.
96
Глава 4
Для установления конкретного вида зависимости приведенного коэффициента гидравлического сопротивления от определяющих критериев двухфазного потока были проведены измерения при течении газожидкостных смесей с разными вязкостями жидкой фазы. В качестве жидкого компонента использовались вода и раствор масла М20 в дизельном топливе. Вязкость раствора изменялась от 7,8 до 22,1 сСт путем изменения его концентрации. Во второй серии опытов измерения проводились при закрепленных значениях комплекса Re1Frсм. При вычислении коэффициента гидравлического сопротивления гомогенной жидкости использовалось определение Рейнольдса по формуле (4.52). Обработка результатов этих опытов обнаружила расслоение опытных точек по вязкости жидкого компонента. Третья серия опытов проводилась при закрепленных значениях скорости смеси wсм=6; 8; 12 м/с. Величина λ вычислялась при значении критерия Рейнольдса w D Re1 см . (4.54) v1 К настоящему времени известно очень мало работ, посвященных специальному исследованию влияния приведенной плотности компонентов смеси на приведенный коэффициент гидравлического сопротивления при кольцевом режиме течения. Вследствие этого количественная оценка влияния величины р на ψ представляет большие трудности. Использование для этой цели имеющихся в литературе экспериментальных данных по перепадам давления в пароводяных потоках высокого давления затруднено тем, что измерения проводились обычно при закрепленной массовой скорости смеси и переменном весовом паросодержании. В этом случае при изменении весового паросодержания изменяется не только объемное паросодержание, но и скорость смеси wcм. Измерения перепадов давления в горизонтальном воздуховодяном потоке высокого давления А.И. Шевским на трубе внутренним диаметром 8,22 мм. Опыты проводились при закрепленной скорости смеси и изменяющемся расходном содержании жидкости. Однако этих данных недостаточно для количественной оценки влияния приведенной плотности на величину ψ ввиду их малочисленности. Для учета влияния плотности компонентов смеси на величину ψ принято предположение о том, что приведенная плотность при кольцевом течении газожидкостной смеси оказывает такое же влияние на приведенный коэффициент гидравлического сопротивления, как при пробковом режиме течения. В этом предположении построена эмпирическая формула для приведенного коэффициента гидравлического сопротивления в кольцевом режиме течения 1 2 1/3 (4.55) ) exp[15(1 )] 1001 . 2 Величина λ определяется при значении критерия Рейнольдса, подсчитанного по формуле: 1 3,1 103 (Re 2 Frсм
158 2 K э 0,067 D Re1
0,2
.
(4.56)
Глава 5 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НИСХОДЯЩИХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ
В газовой и нефтяной отраслях большое распространение получают процессы, связанные с нисходящим течением газожидкостных смесей в нагнетательных скважинах. В значительной мере этому способствует курс на более глубокое извлечение из недр продукции газонефтяных и газоконденсатных месторождений, ее рациональное хранение и использование. Опыт эксплуатации газоконденсатного месторождения показал, что для обеспечения гибкой технологической связи между объектами добычи и переработки, снижения технологических потерь газового конденсата в системах промыслового сбора необходимо создание резервуарного парка для хранения газового конденсата. Наиболее эффективны для этих целей хранилища в непроницаемых горных породах. Центральной проблемой эксплуатации таких хранилищ являются процессы закачки и отбора нестабильного газового конденсата по подвесным колоннам подземных емкостей. Особый смысл нисходящие течения газожидкостных смесей имеют также при разработке методов глушения газоконденсатных и газонефтяных скважин, выборе оптимальных по энергетическим затратам режимов транспорта многофазных смесей по морским трубопроводам. 5.1. ИСТИННЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ФАЗ ПРИ ТЕЧЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Структура потока, гидравлические сопротивления и истинное газосодержание в нисходящем газожидкостном потоке в трубах и кольцевых зазорах исследованы Клапчуком О.В. и Жадовцем О.А. [11, 22]. Закономерности изменения истинного газосодержания при нисходящем течении воздуховодяных смесей в вертикальных трубах приведены на рис. 5.1. При небольших значениях скорости смеси, когда архимедовы силы преобладают над инерционными, кривые φ2 = f(β2) располагаются выше прямой φ2 = β2. С ростом скорости (или с увеличением действия инерционных сил) кривые φ2 = f(β2) стремятся к линии, соответствующей течению смеси без скольжения фаз. При относительно больших скоростях движения смеси газ, как более легкая фаза, смещается в ядро потока (в область повышенных локальных скоростей), в результате истинное газосодержание становится меньше расходного. Экспериментальные данные, полученные на трубах с различными диаметрами, вполне удовлетворительно группируются вдоль соответствующих линий постоянного значения Фруда смеси. Это доказывает правомерность использования
98
Глава 5
критерия Фруда для обобщения истинного газосодержания при нисходящем течении смесей в вертикальных трубах с различными диаметрами. Во всех случаях с ростом расходного увеличивается и истинное газосодержание, и в пределе при β2 = 1,0 выполняется условие φ2 = 1,0. При β2 = 0 условие φ2 = 0 выполняется лишь при определенных значениях числа Фруда смеси и конструкции выходного устройства измерительного участка.
Рис. 5.1. Зависимость истинного газосодержания от расходного и критерия Frсм при нисходящем течении воздуховодяных смесей
В опытах со свободным выходом в сепаратор во всей зоне существования двухфазного потока (0 < β2 < 1,0) и в определенном диапазоне чисел Frcм наблюдается расслоенная структура течения смеси, а в точке β2 = 0 выполняется условие φ2 > 0. При малых числах Frсм и β2 = 0, когда расход жидкости невелик, действие гравитационных сил на поток больше, чем фактор трения. Поэтому сплошность потока нарушается, и жидкость в виде пленки движется по стенке трубы. Центральную часть трубы занимает воздух, поступающий в нее из атмосферы через открытый выход. В результате при β2 = 0 φ2 ≠ 0. С ростом Frсм воздух, находящийся в трубе, захватывается потоком жидкости и выносится. В дальнейшем при β2 = 0 реализуется однофазный поток. При нисходящем расслоенном течении истинная скорость определяется соотношением сил свободного падения и сил трения. Поэтому для расслоенной структуры течения смеси в вертикальном потоке, вследствие малости сил межфазного трения, истинное газосодержание целесообразно представлять в функции числа Фруда смеси, определенного по приведенной скорости жидкости Frсм·β12.
Глава 5
99
Обработка семейства кривых для расслоенного течения в координатах φ1 и Frсм(β1)2 дает единую кривую, описываемую эмпирическим уравнением
2 1 0, 286 Frсм 12 .
(5.1)
Это уравнение отражает изменение истинного газосодержания для расслоенной структуры течения смеси в вертикальной трубе, когда действие сил свободного падения больше сил трения. При β1 = 1,0 уравнение (5.1) дает величину истинного газосодержания, соответствующую течению смеси без подпора. При увеличении скорости потока область отрицательных скоростей уменьшается, и при определенных значениях числа Frсм устанавливается автомодельная зависимость между φ2 и β2, характерная для пробкового потока. В пробковом нисходящем течении увеличение скорости потока при β2 = const не влечет за собой изменения истинного газосодержания. При вертикальном нисходящем течении действие осевой составляющей сил свободного падения на скорость течения жидкой фазы проявляется в большей степени, чем при наклонном. Поэтому, вероятно, при вертикальном течении область автомодельного течения достигается при значительно больших значениях Frсм, чем это имело место в работах [4, 7]. Независимость от числа Frсм наступает при Frсм > 30. При наличии противодавления появляется широкая зона пробкового течения. При переходе из расслоенной структуры течения в пробковую кривые претерпевают резкий изгиб. При Frсм < 10 пробковое течение наблюдается при малых значениях расходного газосодержания. С увеличением числа Frсм зона пробкового течения расширяется, а в автомодельной зоне пробковое течение вырождается в пузырьковое. Для определения истинного газосодержания при нисходящем пробковом течении смеси получена эмпирическая зависимость
2 0,812 1 4,8 exp 0,09Frсм .
(5.2)
В автомодельной зоне эта зависимость преобразуется в известное выражение φ2 = 0,81·β2. 5.2. ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ МЕЖТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НА ИСТИННОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ Результаты исследований газожидкостных потоков в трубах круглого сечения стимулируют поиски обобщения экспериментальных данных в кольцевых зазорах с использованием критерия Фруда смеси и расходного газосодержания. При этом возникает задача определения линейного параметра для критерия Фруда, обобщающего опытные данные для межтрубного пространства различной геометрии. Обработка результатов исследований показала, что лучшего обобщения опытных данных можно достичь использованием эквивалентного диаметра, определенного по формуле
Dэкв D 2 d 2 , где D – диаметр наружной трубы; d – диаметр внутренней трубы.
(5.3)
100
Глава 5
В этом случае параметрическая зависимость для истинного газосодержания может быть представлена в виде φ2 = φ2(β2, Frэкв), 2 wсм . где Frэкв gDэкв Использование этих параметров дает возможность получить зависимости для истинного газосодержания в каналах кольцевого сечения, аналогичные зависимостям для труб круглого сечения. В работе [11] показана зависимость истинного газосодержания от расходного критерия и критерия Фруда смеси. Обнаружена также зависимость истинного газосодержания от зазора. В автомодельной зоне эти зависимости описываются соотношением
2 / 2 0,811 0,315d / D .
(5.4)
Для величины Fra при течении газожидкостных смесей в кольцевых зазорах получено выражение Frа 32 1 0,34d / D . (5.5) Соотношения (5.4) и (5.5) правомерны для кольцевых зазоров с d/D ≤ 0,8. Экспериментальные данные отражают закономерности изменения истинного газосодержания в кольцевых зазорах при свободном сливе смеси из трубы в сепаратор и при выходе смеси из экспериментального участка через гидрозатвор. При свободном сливе кривые отсекают на оси истинного газосодержания конечные значения. При этом течение смеси во всем диапазоне изменения расходного газосодержания 0 ≤ β2 ≤ 1,0 сохраняется расслоенным. При сливе газожидкостной смеси через гидрозатвор истинное газосодержание при β2 = 0 независимо от значения критерия Frэкв стремится к нулю. В области малых значений газосодержания и чисел Frэкв течение смеси происходит при пузырьковой структуре. Перелом на зависимостях соответствует переходу пробкового течения в расслоенное. При нисходящем течении истинная скорость жидкости, как и доля сечения трубы, занятая жидкостью, определяется соотношением сил свободного падения и сил трения. Пренебрегая силами межфазного трения для расслоенной структуры, истинное газосодержание целесообразно представлять в форме φ2 = φ(β2, Fr1), где Fr1 – значение числа Фруда, определенное по приведенной скорости жидкости, Fr1 = Frэкв·β12. Обработка семейства кривых φ1 = φ(β1, Fr1) для расслоенного течения в координатах φ1 и Fr1 дает единую кривую, описываемую соотношением
Глава 5
1
101
1 3, 22 Fr 2 экв 1
0,33
0,8d / D
.
(5.6)
Когда отношение d/D → 0, зависимость (5.6) определяет истинное газосодержание в трубе круглого сечения в расслоенном потоке. В области пробкового течения закономерности изменения φ2 можно выразить зависимостью 2 0,812 K 1 4,8 exp 0,09Frэкв , (5.7) где K = f(d/D) – коэффициент, зависящий от отношения диаметров труб. По результатам эксперимента K = 1–0,7d/D. Окончательно зависимость для истинного газосодержания в вертикальном нисходящем потоке в каналах кольцевого сечения запишется в виде
2 0,812 1 0,7d / D 1 4,8 exp 0,09Frэкв .
(5.8)
5.3. СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ ПОТОКА ПРИ НИСХОДЯЩЕМ ТЕЧЕНИИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ
При течении смесей в наклонных трубах переход от расслоенного режима к пробковому изучен достаточно подробно. Экспериментально доказано, что определяющими критериями для границ указанных режимов течения являются расходное газосодержание и критерий Фруда смеси Frсм. Вопрос о границах существования пробкового и кольцевого режимов при нисходящем течении в вертикальных трубах изучен еще недостаточно. Основная сложность этой проблемы состоит в том, что до настоящего времени не определены критерии механизма смены режимов. При исследовании нисходящего течения смеси в вертикальной трубе визуально и фотографическим методом определены структурные формы потоков. При пузырьковой форме пузырьки газа диаметром 1 – 10 мм равномерно распределены по всему сечению трубы и движутся со скоростью, меньшей скорости жидкости. В таком потоке пульсации давления практически отсутствуют. При увеличении расходного газосодержания пузырьки газа коагулируют до образования крупных пузырей, обтекаемых жидкостью и мелкими пузырьками газа. Передний фронт таких газовых образований направлен навстречу потоку, скорость их значительно меньше скорости жидкости. При дальнейшем увеличении расходного газосодержания образуются газовые пробки, занимающие все сечение трубы. Длина пробок колеблется в пределах 10–20 калибров. Скорость их по сравнению со скоростью смеси мала, а при определенных условиях становится равной нулю и даже отрицательной. Жидкость и диспергированные пузырьки газа проскальзывают по поверхности пробки. При таком режиме наблюдаются пульсации давления большой амплитуды. Увеличение
102
Глава 5
расходного газосодержания приводит к расслоению потока, жидкость движется в виде пленки по стенке трубы, а газ в ядре потока. При малых значениях Frсм и β2 > 0,9 пленка разрывается, и жидкость стекает по стенкам трубы отдельными струйками. С ростом Frсм граница расслоенного течения смещается в сторону больших значений расходного газосодержания, а зона неустойчивого пробкового течения расширяется. В результате течение переходит из пузырькового в расслоенное. При Frсм > 10 и β2 > 0,85 наблюдается кольцевое (пленочное) течение, при котором вся жидкость располагается по периметру трубы. При этом с ростом скорости смеси последовательно реализуются следующие формы течения: пленочное, когда жидкость стекает по стенкам трубы тонкой пленкой; волновое, когда на поверхности пленки образуются волны различной амплитуды и длины, течение со срывом капель жидкости с гребня волны и уносом в ядре потока газа, и диспергированное течение.
Рис. 5.2. Граница перехода пробкового режима в кольцевой и нагнетательных скважинах
С увеличением диаметра трубы область раздельно-волновой формы несколько расширяется, а область пузырьково-пробковая сокращается. Местоположение остальных структурных зон не зависит от диаметра трубы и определяется скоростью смеси и объемным соотношением фаз. Так как смена структур потока определяется соотношением инерционных сил и сил свободного падения, диаграмма для определения структур потока построена в координатах – расходное газосодержание и число Фруда смеси (рис. 5.2). На графике выделены следую-
Глава 5
103
щие зоны: пробковая, расслоенная или кольцевая и пленочная. При расходном газосодержании β2 < 0,3 и числах Фруда ниже автомодельного значения кривая описывается эмпирической зависимостью
Fr* 0,5 1 10022 ,
(5.9)
где Fr* Frсм . При β2 = 0 получаем Frсм = 0,25. Это означает наименьшее значение скорости смеси, при котором жидкость стекает по стенкам трубы в виде пленки. Увеличение скорости выше этого значения приводит к захлебыванию потока. При Frсм2 > Fr* реализуется пробковое течение, а при Frсм2 < Fr* – расслоенное. В автомодельной зоне кривая, разделяющая границы режимов, претерпевает изгиб, и для описания ее может быть рекомендовано соотношение Fr * 5 exp32 .
(5.10)
При Frсм2 < Fr* реализуется расслоенное течение, при Frсм2 > Fr* – пробковое. Эту зависимость можно использовать при расчете нисходящих течений смеси в интервале изменения расходного газосодержания 0 < β2 < 0,85. При β2 = 0 получаем Fr = 25. Это минимальное значение числа Фруда смеси, соответствующее течению жидкости в трубе полного сечения. 5.4. ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ МЕЖТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НА СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ СМЕСЕЙ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
Течение газожидкостной смеси в межтрубном пространстве характеризуется рядом отличительных особенностей по сравнению с течением в трубах круглого сечения. Наблюдаемые в процессе эксперимента режимы течения можно классифицировать как пузырьковый, пробковый и расслоенный. Однако формы потоков своеобразны и характерны только для кольцевых каналов. Течение смеси при малых расходных газосодержаниях и малых числах Фруда характеризуется небольшими колебаниями пузырьков в поперечной плоскости. При увеличении скорости течения смеси движение пузырьков приобретает вихревой характер с колебаниями в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Наблюдается процесс образования больших пробок из мелких пузырьков и их разрушение. Увеличение расходного газосодержания приводит к образованию устойчивых пробок, имеющих форму полутороидов с расширенным основанием. Обтекаемый передний фронт пробки направлен навстречу потоку. Резко возрастают пульсации движения. Течение носит пульсирующий характер. В непосредственной близости пробок наблюдается вихревое движение мелких пузырьков. Обтекание пробковых образований жидкостью и мелкими пузырьками происходит по их внутренней и наружной поверхностям. При увеличении отношения диаметров
104
Глава 5
внутренней и наружной труб, образующих канал кольцевого сечения d/D, зона неустойчивого пробкового течения возрастает, а увеличение относительного диаметра d/D приводит к уменьшению этой зоны вследствие усиления действия сил поверхностного натяжения. С ростом расходного газосодержания длина газовых пробок увеличивается, расстояние между ними сокращается, жидкостные перемычки разрушаются. Наступает расслоенный режим течения, при котором жидкость стекает по стенкам внешней и внутренней труб в виде пленок, а газ движется в кольцевом пространстве. Дальнейшее увеличение β2 приводит к разрыву сплошности пленки и жидкость стекает по стенкам труб в виде струек.
Рис. 5.3. Структурные диаграммы режимов течения воздуховодяных смесей в каналах кольцевого сечения
На рис. 5.3 приведены структурные диаграммы для пробкового и расслоенного режимов течения воздуховодяных смесей в каналах кольцевого сечения при d/D = 0,505; 0,617 и 0,728. При d/D = 0,505 зона пробкового течения значительно увеличивается, а при уменьшении зазора граница раздела сдвигается в область больших газосодержаний с одновременным уменьшением величины Frсм. Это объясняется тем, что в кольцевых зазорах, по сравнению с трубами круглого сечения, поверхность контакта смеси со стенками канала расширяется. С увеличением диаметра внутренней трубы эта поверхность еще более увеличивается, происходит дополнительное торможение жидкости. Это способствует захлебыванию потока, следовательно, и более раннему переходу расслоенной
Глава 5
105
структуры течения в пробковую. Истинное газосодержание при этом уменьшается. Эмпирическая зависимость для определения границы перехода расслоенной структуры в пробковую при нисходящем течении воздуховодяных смесей в каналах кольцевого сечения имеет вид
Fr* 5 exp32 1 d / D
4 1
.
(5.11)
При Frсм2 Fr* гидродинамические параметры потока необходимо определять по зависимостям для пробкового течения, при Frсм2 Fr* – для расслоенного течения. 5.5. ВЛИЯНИЕ ВЯЗКОСТИ ЖИДКОГО КОМПОНЕНТА НА РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ И ИСТИННОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ ПРИ НИСХОДЯЩЕМ ТЕЧЕНИИ СМЕСИ В СКВАЖИНАХ
Для оценки влияния вязкости жидкости на истинное газосодержание эксперименты проводились при значениях динамической вязкости жидкости 1·10–3 – 47,4 Н·с/м2. Режимы течения, реализуемые в процессе экспериментов, можно по аналогии с водовоздушными смесями классифицировать как пробковый и кольцевой. Однако область существования этих режимов отлична от таковых для водовоздушных смесей. С увеличением вязкости жидкости зона пробкового течения существенно расширяется. С увеличением β2 разрушение газовых пробок и разрыв жидкостных перемычек происходит при значительно больших скоростях смеси, чем это имеет место в воздуховодяных смесях. При малых значениях расходного газосодержания и скорости смеси наблюдается диспергирование потока. Газовая фаза распределена в жидкости в виде пузырей размером приблизительно 5 мм и в виде эмульсии. Истинное газосодержание при этом увеличивается. С увеличением вязкости этот эффект ослабевает. Для определения границы перехода пробкового течения в расслоенное получена эмпирическая зависимость
Fr * 0,8 5 exp 32 90 .
(5.12)
При нисходящем течении автомодельный режим наступает при значительно больших величинах Frсм чем для восходящего потока. Однако отношение (φ2/β2)а в нисходящем потоке достигает той же величины, что и в восходящем. Влияние вязкости жидкости на параметры автомодельного течения может быть обобщено эмпирической формулой следующего вида:
2 / 2 а 0,35 1 0,77e70 .
(5.13)
Так как при нисходящем течении истинная скорость жидкости определяется соотношением сил свободного падения и сил трения, истинное газосодержание удобно представлять в форме
106
Глава 5
2 2 2 , Fr1 , где Fr1 Fr . Истинное газосодержание для расслоенного режима течения смеси в затрубном пространстве нагнетательных скважин можно определять по зависимости 2 см 1
1
0,97e30 3, 22 Frсм12
0,33
0,8d / D
(5.14)
5.6. РАСЧЕТ ЗАКАЧКИ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ПЛАСТ
Одним из основных показателей экономической эффективности разработки газовых месторождений является коэффициент извлечения газа и конденсата. Считается, что наиболее рационально с этой точки зрения эксплуатируются газовые залежи при газовом режиме, где коэффициент газоотдачи достигает 0,96. Этот коэффициент снижается до 0,8 на месторождениях, эксплуатирующихся при водонапорном режиме. Весьма низка конденсатоотдача на газоконденсатных месторождениях – не более 50% от потенциальных запасов. Причиной столь малой конденсатоотдачи является процесс ретроградной конденсации, вызванный истощением пластовой энергии, в результате которой тяжелые углеводородные фракции выпадают в пласте. Более полное извлечение ценного углеводородного сырья на поверхность может быть достигнуто за счет закачки газа в пласт, направленной на повышение или поддержание в нем пластового давления больше давления начала конденсации. При разработке и доразработке газо- и нефтеконденсатных месторождений с некомпактными запасами жидких углеводородов для повышения коэффициента нефтеконденсатоотдачи применяется закачка легких углеводородных растворителей. Сжиженный газ с установки выделения этана подается в нагнетательную скважину, где реализуется двухфазный поток ввиду изменения условий Р–Т. Поэтому требуются инженерные методы расчета нисходящего течения газа и жидкости, позволяющие находить оптимальный режим закачки с точки зрения минимальных энергетических затрат. Проектирование подземных газовых хранилищ также предполагает проведение гидродинамических расчетов двухфазных нисходящих потоков. Закачка газа может осуществляться по лифтовой колонне или через межтрубное пространство. Движение потока при этом описывается системой одномерных уравнений сохранения массы, импульса и энергии для газожидкостного потока:
11 22 wсм gF Gсм ;
(5.15)
Глава 5
107
w2 2 2 dP dz см см 1 1 2 2 11 22 g ; 2 dx 2 D 1 dx
dI см
k D T1 T0 dx, Gсм
(5.16)
(5.17)
где Gсм – массовый расход смеси; Iсм – энтальпия смеси. Для учета фазовых переходов используется уравнение состояния для смеси углеводородов [5] RT RTBd , p (5.18) v B v v B где T – температура; R – газовая постоянная. Параметры B и d вычисляются по формулам n
B Bi N i ; i
Bi 0,0867 RTкр i / pкр i ; n
d di N i ; n 1
di Ai Bi Tкр i / T 1 Ci Tкр i / T 1 , 2
где Ai, Bi, Ci – числовые коэффициенты для каждого компонента смеси; Ni – мольная доля i-го компонента. Эмпирические формулы для определения гидравлического сопротивления и истинного газосодержания λ и φ служат замыкающими зависимостями исходной системы уравнений. В случае закачки газа по насосно-компрессорным трубам (НКТ) граница расслоенной формы течения находится из соотношения Frсм < Fr*, где
Fr * 0,5 1 10022 .
(5.19)
В автомодельной зоне при β < 0,3 и Fr < Fra = 4 рекомендуется формула (5.10): (5.20) Fr * 5 exp32 . Истинное газосодержание в пузырьковой структуре нисходящего потока определяется эмпирическим выражением
0,81 1 4,8 exp 0,09Frсм .
(5.21)
1 0, 286 Frсм 12 .
(5.22)
В кольцевом потоке 1/3
108
Глава 5
Режим нисходящего течения смеси в межтрубном пространстве находится с помощью соотношения Fr* 5 exp 3 90 1 d / D , (5.23) где 2 / 1 . Истинное газосодержание в режиме нагнетания смеси определяется формулами для пробковой структуры:
0,81 1 0,7 d / D 1 4,8 exp 0,09Frэкв ;
(5.24)
для расслоенной 1
1 3, 22 Frэкв 12
0,33
0,8d / D
,
(5.25)
2 2 wсм / Dэкв ; Dэкв D 2 d 2 . Здесь D и d – соответственно диагде Frэкв wэкв метры наружной и внутренней труб. Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления в опускном расслоенном течении находится по формуле 1500 0,95 0, 22 0,0055Re lg , (5.26) Re1
где
132 gD , а для пробкового режима течения – по формуле w12 Frсм 1 0,782 1 exp 4, 4 0, 222 1 exp 15 Frа , 1
(5.27)
где 2 / 1 . При течении смеси в канале кольцевого сечения для определения приведенного коэффициента сопротивления необходимо пользоваться соотношением
3
. 1 d / D
(5.28)
Изложенный метод гидравлического расчета нагнетательного газожидкостного потока применялся для расчета режима закачки нестабильного конденсата в подземную емкость на Оренбургском месторождении. Исходные данные следующие: длина колонны Η – 1150 м; диаметр колонны D – 0,1 м; расход газа Qг – 3 830 м3/ч; расход конденсата Qк – 34,8 м3/ч; давление на головке Ру – 1,5 МПа; температура на головке Ту – 264 К; плотность стабильного конденсата ρк – 715 кг/м3; плотность газа выветривания ρг – 0,9 кг/м3; динамическая вязкость газа νг – 1·10–5 Н·с/м2; динамическая вязкость конденсата νк – 1·10–3 Н·с/м2; шероховатость стенки колонны k – 0,1.
Глава 5
109
Результаты расчета следующие: H, м P, МПа
0 1,5
115 1,7
230 2
345 2,2
460 2,5
575 2,8
690 3,1
805 3,3
920 3,6
1035 3,9
1150 4,2
Сопоставление, полученное в результате расчета конечного давления (Р = 4,2 МПа) с измеренным давлением на забое скважины (Ρфак = 4,1), свидетельствует о возможности использования разработанной программы расчета на ЭВМ для выбора оптимальных режимов закачки сжиженных углеводородов в пласт как для хранения, так и для повышения коэффициента конденсатоотдачи. 5.7. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ИНГИБИРОВАНИЯ СТВОЛА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
В главе 3 изложены гидродинамические аспекты кольцевого нисходящего течения жидкости навстречу газовому потоку и приводится формула, выражающая соотношение предельной скорости газа и допустимой скорости жидкости, стекающей по внутренней поверхности трубы. Это соотношение получено для устройства ввода, по форме напоминающего устьевую обвязку скважин. Рассмотрим применения найденной корреляции. Пример 1. Найти максимально допустимый расход ингибитора коррозии в работающей эксплуатационной скважине. Реагент подается через ингибиторный клапан скважины в НКТ. Исходные данные: дебит газа Qг – 200 тыс. м3/сут.; давление на устье Ру – 12,6 МПа; температура на устье Ту – 288 К; внутренний диаметр НКТ D – 0,1 м; плотность ингибитора ρи – 570 кг/м3; кинематическая вязкость ингибитора νи –10–5 м2/с. Предварительно по исходным данным и устьевому составу газа рассчитаем плотность газа и коэффициент сжимаемости: ρ2у = 137 кг/м3; I2у = 0,72. Решение. Находим площадь сечения трубы
S
3,14 0,12 7,85 103 м 2 . 4
Максимальная приведенная скорость газа на устье
wi
200 1000 1,01 288 0,72 1,8 м / с. 86400 7,85 103 126 273
Проверяем критическое условие противотока (4.43)
wкр 0,52 9,81 0,1
570 137 0,92 м / с. 137
110
Глава 5
Условие (4.43) нарушено, т.е. w2 > wкр. Чтобы добиться противотока, необходимо снизить дебит хотя бы в 2 раза. Задаваясь скоростью газа, равной значению w2 = 0,72 м/с, что соответствует дебиту газа Qг = 80 тыс. м3/сут, находим допустимую скорость стекания ингибитора по формуле 0,72 w2 / gd / 2 2 1 2 gd / . w1 1 2 1 1,3 1 0,015 Соответственно расход ингибитора составит
Qинг 0,0022 7,85 103 86400 1,5 м3 / сут. Причем увеличение вязкости ингибитора в 5 раз уменьшает его расход примерно в 2 раза. Время ингибирования определяется либо из заданного объема закачки, либо из заданной толщины пленки. Пример 2. Определить критическую скорость газа в пакерном устройстве, считая, что клапан-отсекатель находится выше ингибиторного клапана. Исходные данные, изменяющиеся по глубине лифтовой колонны, определялись методом гидравлического и теплового расчета. На уровне пакера давление Ρ = 15,8 МПа, температура на глубине 1350 м – 284 К, плотность газа – 165 кг/м3, коэффициент сжимаемости – 0,74, диаметр пакера – 0,057 м. Площадь проходного сечения пакера
S
3,14 0,0682 3,63 103 м 2 . 4
Скорость течения газа в пакере
wi пак
200 103 1,01 284 0,74 3,13 м / с. 86400 3,63 103 158 273
Критическая скорость газа
wкр 0,52 9,81 0,057
570 165 0,61 м / с. 165
Следовательно, дебит газа Q, при котором допускается ввод ингибиторной пленки, равен 42 тыс. м3/сут. Пример 3. Определить критический дебит газа в клапане-отсекателе. Исходные данные совпадают с данными примера 2. Диаметр клапана dк = 0,0334 м. Площадь проходного сечения клапана
S
3,14 0,03342 0,876 103 м 2 . 4
Глава 5
111
w2 13 м/с; wкр 0, 47 м/с. Критический дебит Q = 7,2 тыс. м3/сут. 5.8. РАЗРАБОТКА ПЛЕНОЧНОГО СПОСОБА ИНГИБИРОВАНИЯ СТВОЛА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ
На всех стадиях разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений, содержащих агрессивные компоненты, немаловажное значение придается вопросу защиты скважин от коррозии для предотвращения аварийного фонтанирования. На Оренбургском газоконденсатном месторождении с этой целью ведется планомерное комплексное ингибирование поверхностей труб. Рабочей коррозионной средой считается следующий состав: природный газ с содержанием сероводорода до 4,5%, CO2 – 1,5%, C5+ – 85 г/м3, минерализованная вода (H2O) – 0,5 г/м3. Применяется два способа ингибирования лифтовых колонн скважины: 1 – постоянное и 2 – периодическое. 1. Ингибиторный клапан, расположенный выше пакера, служит для постоянной подачи ингибитора, который под воздействием восходящего потока газа размывается по внутренней поверхности лифтовой трубы в виде пленки. Такой способ позволяет поддерживать защитную пленку ингибитора в процессе всей работы скважины. Подача метанола осуществляется в пределах до 60 л/ч из расчета ≈ 1,25 кг/1000 м3 газа. Содержание ингибитора – 0,5–1,5% в метаноле. 2. Периодическое ингибирование проводят для создания ингибиторной пленки на внутренней и внешней поверхности НКТ четыре раза в год. Состав – 20–25% ингибитора в метаноле. Один раз в год в НКТ закачивают 1200 л ингибитора с остановкой скважины на 2–3 ч. Массированное ингибирование производят три раза в год – по 400 л в затрубное пространство работающей скважины. Кроме названных схем ингибирования существует традиционная схема, предназначенная для беспакерных скважин. Применяется она в практике нефтедобычи. Ингибитор закачивают в затрубное пространство. Достигнув забойной отметки НКТ, жидкий агент попадает во внутреннюю часть фонтанного подъемника, а затем реверсирует под воздействием движущегося потока газа. Данный способ предохраняет обе поверхности ствола скважины и внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны. К сожалению, все описанные мероприятия технологически не решают проблему долговечности хвостовиков НКТ, расположенных ниже ингибиторного клапана. Между тем хвостовики находятся в коррозионно-агрессивной среде, содержащей минерализованную пластовую воду, насыщенную сероводородом и углекислым газом. Периодическая кислотная обработка призабойной зоны также неблагоприятно сказывается на поверхности хвостовиков, которая подверга-
112
Глава 5
ется неравномерной язвенной коррозии. В последнее время интенсивность коррозии металла хвостовиков существенно возрастает, имеются случаи обрыва труб. Следует учесть также большую металлоемкость хвостовиков, длина которых достигает 500 м. Закачка ингибитора в призабойную зону с остановкой скважины считается нецелесообразной, особенно при большом числе эксплуатационных скважин. Технологический режим эксплуатации скважин зависит от многих факторов. Так, при эксплуатации газовых скважин имеют место случаи одновременного выхода из строя ингибиторных и циркуляционных клапанов. В целях предотвращения аварийных ситуаций, связанных с коррозией насосно-компрессорных труб, такие скважины останавливают и консервируют до капитального ремонта. Однако вынужденная консервация скважины снижает удельный отбор газа и коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин. Чтобы не останавливать скважину, предлагается применить метод ввода ингибитора в НКТ с устья скважины с использованием существующей системы его подачи и одновременно снизить дебит газа до величины, обеспечивающей движение пленки ингибитора по внутренней поверхности лифта от устья до забоя. Расчет ведется по формуле
wкр 0,52 gd 1 2 / 2 ,
(5.29)
где d – внутренний диаметр НКТ; ρ1 и ρ2 – плотности ингибитора и газа соответственно. Из этой формулы видно, что при скорости wкр < 0,9 м/с пленка будет стекать вниз. При заданных условиях дебит скважины составит 80 тыс. м3/сут. Определяем допустимый расход ингибитора: w1
0,72
w2 / gd 2 / 1 2 1,3 1 0,015
gd 1 2 / 1 ,
(5.30)
где w1 – скорость стекания пленки ингибитора, w1 = 0,0022 м/с. Тогда расход ингибитора составит
Q 0,0022 7,85 103 86400 1,5 м3 /сут. Создание пленки толщиной 0,3 мм по всей периферии подъемника обеспечивается объемом ингибитора V = 0,07 м3 в течение 67 мин. Затем подача ингибитора в скважину производится со скоростью 50 л/сут с целью подпитки образовавшейся пленки. Через 10 сут. объем закачки составит 0,5 м3, что снизит давление на устье примерно на 0,5–0,6 МПа. При этом начальный дебит скважины в условиях УКПГ-10 снизится примерно на 10–15%. Для восстановления первоначального дебита скважина переводится на форсированный режим работы, при котором происходит вынос жидкости из лифтовой колонны. Подача ингибитора при этом прекращается.
Глава 5
113
Минимальный дебит продувки – 125 тыс. м3/сут, а время продувки при этом дебите – 24 ч. Минимальный дебит продувки определяется скоростью реверса пленки
wр 3,3 g / 1 2
0,25
1 / 2
0,5
,
(5.31)
где σ – коэффициент поверхностного натяжения газ–ингибитор, σ = 0,03 Н/м. По окончании продувки скважина переводится в режим ингибирования. Таким образом, для непрерывной эксплуатации скважин, оборудованных пакерной системой, при нарушении сообщения между НКТ и межтрубным пространством, разработан пленочный способ ингибирования насосно-компрессорных труб. Ингибирование труб пленочным способом дает возможность осуществлять добычу газа при ограниченном дебите. Экономический эффект при этом определяется дополнительным отбором газа (при работе скважины с вышеуказанным ограничением) и эксплуатационными затратами за период времени от остановки ее до начала проведения капитального ремонта.
Глава 6 НЕСТАЦИОНАРНЫЕ ПРОЦЕССЫ В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ, СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта ГЖС на газонефтяных месторождениях показывает, что технологические параметры (давление, температура, расходы жидкости и газа) в таких системах подвержены определенной доле нерегулярности и колебаниям. На стадии проектирования систем сбора и подготовки углеводородов все расчеты осуществляются на основании предположения стабильности (стационарности) термогидравлических процессов, протекающих в них. Газожидкостные пробки, поступающие из трубопроводов в сепараторы, и сопутствующие колебания давления могут приводить к повреждению запорной арматуры, снижению эффективности сепарации, перегрузке сепараторов по жидкости и другим отрицательным явлениям, снижающим общую надежность процессов добычи, сбора и подготовки нефти и газа. Как показывает опыт [50, 56, 81], наиболее интенсивные колебания в системах сбора наблюдаются на поздней стадии разработки месторождений, когда в силу объективных причин, в частности из-за снижения добычных возможностей скважин, снижается буферное давление в ряде скважин, а следовательно, и во всей системе сбора повышается расходное газосодержание в потоке. Одновременно из-за уменьшения дебитов скважин падают линейные скорости фаз и создаются условия для накопления жидкости в подъемных участках трассы с последующим выбросом больших объемов жидкости в сепараторы системы подготовки. Поэтому изучение механизма возникновения нестационарных процессов (колебаний технологических параметров), а также их эволюции во времени и пространстве представляет собой важную задачу при эксплуатации систем сбора и подготовки углеводородов на нефтегазовых месторождениях. В частности, на морских трубопроводах наиболее интенсивные пульсации наблюдаются в вертикальных стояках при выходе трубопровода на платформу [75, 77]. В морских условиях перечисленные выше проблемы в более значительной мере влияют на надежность трубопроводных конструкций и, следовательно, всего промысла в целом. Исследованиям нестационарных процессов в рельефных трубопроводах посвящено относительно большое число публикаций. В работе Хаббарта, Даклера [49] и других исследователей [55, 57, 60] разработаны методы и подходы к исследованию пульсационных характеристик двухфазных потоков.
Глава 6
115
Анализ литературных данных, посвященных исследованиям пульсационных характеристик двухфазных потоков, показывает, что подавляющая часть экспериментов выполнялась в установках, работающих при низких рабочих давлениях. Однако в промысловой практике эксплуатация однотрубных высоконапорных трубопроводов предполагает их эксплуатацию при высоких давлениях (до 6 МПа и выше). Именно в этом случае реализуются основные преимущества однотрубных систем перед системами раздельного транспорта. Поэтому представляет научный и практический интерес обобщение лабораторных исследований нестационарных процессов в двухфазных средах на область высоких давлений. Создание крупномасштабного лабораторного стенда, на котором можно исследовать нестационарные процессы при высоких давлениях, сопряжено со значительными капитальными и эксплуатационными затратами. В этой связи представляет особый интерес задача разработки обоснованного метода обработки данных, полученных на реальных промысловых трубопроводах, на основании которых можно исследовать характеристики нестационарности в газожидкостных потоках при высоких давлениях. Возникающие при определенных условиях ударные волны сжатия (гидравлические удары) могут приводить к повреждению запорной арматуры и измерительной аппаратуры и даже в некоторых случаях к разрывам трубопроводов. Ударные волны разрежения возникают при резкой разгерметизации (разрывах) оборудования и трубопроводов. Знание особенностей протекания таких процессов в газожидкостных средах позволит производственным службам учитывать надежность отдельных элементов цепочки «скважина – шлейф – УКПГ – потребитель» в случае возникновения нестационарных явлений типа ударных волн, предупреждать их появление, определять объем вытекшего продукта при авариях, рассчитывать возможные последствия таких аварий и, следовательно, более обоснованно устанавливать необходимую степень резервирования транспортных систем, периодичность проведения планово-предупредительных работ и т.д. Поэтому изучение механизма возникновения нестационарных процессов (периодических колебаний технологических параметров, ударных волн), а также их эволюции во времени и пространстве представляет собой важную задачу при проектировании и эксплуатации систем транспорта газожидкостных потоков. 6.1. МЕТОДЫ ОПИСАНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЯ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ПРОЦЕССОВ В ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СРЕДАХ При изучении колебательных процессов в сплошных средах наиболее плодотворными с точки зрения получения результатов, интересных для инженерной практики, оказались полуэмпирические модели [10, 11, 16, 37], использующие уравнения сохранения массы, импульса и энергии различной сложности. Для замыкания полученной системы уравнений привлекаются результаты экспери-
116
Глава 6
ментальных исследований нестационарных гидродинамических процессов. Такой подход требует от экспериментальных исследований наиболее адекватной информации об изучаемом явлении. В этой связи при постановке и проведении экспериментальных работ должны использоваться методы теории подобия, статистические подходы и т.д. [3, 14, 24]. 6.1.1. Критерии подобия колеблющихся потоков Наряду с критериями подобия, которые являются определяющими для стационарных газожидкостных потоков (см. гл. 1), для полного описания нестационарных газожидкостных потоков необходимо введение дополнительных комплексов, которые характеризуют баланс сил, определяющих характер и интенсивность нестационарности в потоке [8]. К ним относятся: 1. Критерий Струхаля D Sh , (6.1) wсм где D – диаметр трубопровода; ω – частота колебаний в потоке; wсм – средняя скорость смеси. Данный комплекс характеризует отношение сил инерции, обусловленных локальным ускорением потока, к конвективному ускорению осредненного движения потока. Критерий Струхаля можно определить по амплитуде колебаний скорости:
D Sh wCM
w CM
2
:
w CM
wCM
2
D
w
2
,
(6.2)
CM
– среднеквадратичное значение пульсаций. В этом случае критерий
Струхаля Sh характеризует отношение сил инерции, обусловленных локальным ускорением и конвективным ускорением колебательного движения смеси (нелинейные взаимодействия). 2. Колебательное число Рейнольдса Re
D 2 , vCM
(6.3)
где vсм – вязкость смеси, – частота колебаний. Критерий Rew характеризует отношение сил инерции, обусловленных локальным ускорением потока жидкости, к силам вязкости. С физической точки зрения колебательное число Rew характеризует (как и осредненное число Рейнольдса для стационарного потока) пространственную структуру нестационарного течения.
Глава 6
117
Помимо рассмотренных критериев могут использоваться и другие безразмерные комплексы. 3. Критерий гомохронности w T Ho CM , (6.4) D где Т – характерный период колебаний скорости. 4. Пульсационное значение критерия Эйлера Eu где
p
2
p
2
2 CM wCM
,
(6.5)
– среднеквадратичное отклонение пульсационной составляющей
давления. Представленные безразмерные комплексы могут использоваться в качестве определяющих параметров для характеристики как меры нестационарности, так и ее природы. 6.1.2. Методы усреднения нестационарных течений двухфазных сред
Статистический характер распределения фаз при движении газожидкостной смеси в трубе препятствует точному аналитическому описанию всех возможных режимов течения. Для математического описания турбулентных однофазных потоков, которые также являются статистическими, наиболее плодотворной оказалась идея представления мгновенных характеристик в виде суперпозиции средней и пульсационной составляющих [28, 29] f = + f'. (6.6) Для получения средних характеристик потока необходимо выполнить усреднение большого числа независимых реализаций процесса f
1 n fi . n i 1
(6.7)
Применение гипотезы эргодичности и статистической стационарности процесса даст возможность заменить усреднение по совокупности реализаций усреднением одной длительной реализации по времени [34, 35, 37] t T / 2
f f
1 f (t )dt. T t T / 2
(6.8)
Такой подход позволил использовать аппарат дифференциальных уравнений для описания однофазных турбулентных течений. Период осреднения Т в (6.8) выбирается из условия Т » t1 , где t1 – период пульсаций наиболее крупных энергонесущих вихрей.
118
Глава 6
В этом случае влияние нестационарности потока на интегральные характеристики учитывается через дополнительные члены в уравнениях движения и энергии. Это нелинейные корреляции типа
f K f e
t T / 2
f K (t ) f e(t )dt .
(6.9)
t T / 2
При построении моделей двухфазных течений наряду с проблемой осреднения мгновенных значений параметров в каждой из фаз возникает задача сглаживания разрывов непрерывности производных на межфазных поверхностях. Для ее решения разработаны несколько подходов [15, 45, 47]. Мгновенные значения переменных можно усреднить по линии, площади или объему. Например, для течения в трубе переменные можно усреднить по диаметру, поперечному сечению или конечному контрольному объему. Данный метод основан на предположении независимости объемной доли i-фазы от размеров объема, вплоть до бесконечно малых размеров последнего. Среднее значение величины f при этом равно 1 f fdV . (6.10) f V Метод пространственного усреднения по линии, площади или объему смеси заранее предполагает присутствие обоих компонентов в области усреднения. Такой подход оправдан для смесей, размер включений в которых гораздо меньше масштабов пространственного усреднения. В практических задачах при рассмотрении течений часто (например, в пробковом потоке) размеры включений соизмеримы с масштабами потока (диаметром трубы). В этом случае концентрации компонентов, представляющие собой разрывные функции времени и координат, внезапно изменяющиеся от нуля до единицы, можно рассматривать как вероятности пребывания фаз в объеме ΔV, по которому производится осреднение. Математическое описание при таком способе временного усреднения производится с помощью так называемой характеристической фазовой переменной. В этом случае функция f, связанная с i-й фазой, представляется как [15] f = xi fi,
(6.11)
где xi(t) = 1, если ΔV занят фазой i, xi(t) = 0, если ΔV не занят фазой i. Однако при этом применение оператора однократного усреднения по времени вида (6.8) не всегда обеспечивает непрерывность производной по времени от fi . Это устраняется, если произвести операцию двукратного временного осреднения, т.е. получить средние следующего вида [45]: 1 t T /2 1 T / 2 t T / 2 T /2xi fi d d T T xi f i . f / 2 / 2 t T T xi 1 1 t T /2 T / 2xi d d T T
(6.12)
Глава 6
119
Двухфазный поток в зависимости от сочетания физических и расходных характеристик, а также ориентации в пространстве может иметь различные структурные формы, каждая из которых характеризуется определенными параметрами флуктуации. Поэтому при усреднении разрывных функций изменения гидродинамических параметров двухфазного потока в интегральных уравнениях сохранения с последующим переходом к дифференциальным основную трудность представляет вопрос о нахождении временных и пространственных масштабов усреднения. Функцию f, представленную в виде (6.11), можно разложить в ряд Фурье. Полученный ряд f разделяется на две части: 1) fS – сумма членов разложения, частоты которых ниже произвольно заданной частоты; 2) fn – сумма оставшихся членов. Отсюда следует (6.13) f = fS + fn. Таким образом, предполагается, что оператор усреднения по времени (6.8) является фильтром низких частот для f: f fS ,
(6.14)
а пульсационная составляющая общего сигнала f' ≈ fn .
(6.15)
Такой подход позволяет производить последовательное выделение необходимой части общего сигнала для исследования определенного масштаба колебаний. Для этого необходимо производить обработку исследуемого сигнала с использованием различных фильтров нижних частот. Верхние масштабы колебаний могут быть исключены из исследуемого сигнала путем корректно выбранной частоты квантования. 6.1.3. Метод обработки многочастотных колебаний в добычных комплексах нефтегазовых месторождений
Временные зависимости, определяющие режимы функционирования элементов газоконденсатных комплексов, представляют сложную композицию большого числа возмущений различных масштабов, т.е. не являются стационарными и эргодическими. Поэтому непосредственно изучать их с применением традиционных методов математической статистики не представляется возможным. Одним из возможных путей решения данной проблемы является принятие гипотезы локальной статистической стационарности первого порядка, которая предполагает возможность исключения из мгновенного значения какого-либо параметра его средней величины (тренда), определенной за конечный промежуток времени (период усреднения). Корректно заданный период усреднения позволяет включить в средние значения длинноволновые колебания, период которых превышает выбранную базу осреднения, то есть при этом предполагается,
120
Глава 6
что медленно меняющаяся во времени составляющая временного ряда (тренд) является детерминированной функцией и не представляет интереса на данном этапе исследования (рис. 6.1). После операции удаления тренда (центрирования) исследуемый процесс будет иметь нулевое среднее и может считаться стационарным по математическому ожиданию, т.е. по условию M[х(t)] = const.
(6.16)
Рис. 6.1. Методика исследования многочастотных колебаний
Одним из эффективных средств выделения тренда является низкочастотная фильтрация данных. Результатом фильтрации является тренд х(t), который в дальнейшем вычитается из исходной функции х(t). Осуществление фильтрации, как известно, сводится во временной области к свертке временного ряда с оператором фильтра h(τ). Процедура вычисления трендовой составляющей в виде свертки может быть записана как
x(t ) h(t ) x(t ) h( ) x(t )d .
(6.17)
При использовании дискретных данных уравнение (6.17) будет иметь вид h 1
x(t ) h(l ) x(i ) h(l ) x(i l ).
(6.18)
l 0
Одним из простейших фильтров, который может быть применен в рассматриваемом случае для низкочастотной фильтрации, является оператор сглаживания данных скользящим средним, имеющий в частотной области амплитудночастотную характеристику: H ()
sin L t / 2 . L sin t / 2
(6.19)
Тренду процесса в спектральной области соответствуют низкочастотные составляющие, и, если необходимо выделить его из исходного ряда, то полоса пропускания фильтра |H(ω)| должна приходиться на область нижних частот
Глава 6
121
спектра. В этом случае низкочастотные составляющие спектра будут пропускаться с минимальными искажениями, а более высокочастотные подавляться. Оценив визуально видимые периоды высокочастотных колебаний и трендовой составляющей, можно, зная аналитическое выражение |H(ω)|, достаточно уверенно подобрать базу фильтра L. Например, для фильтра, характеристика которого задана уравнением (6.19), база L, обеспечивающая пропускание частот от 0 до ωτ, примерно может быть оценена как L
2 ,
(6.20)
где ωτ – частота отсечки, для которой выполняется условие |H(ωτ)| = 0. Практически для подавления колебаний с периодом Тв для этого фильтра выбирается база L > (3 ÷ 4)Тв. С учетом априорных данных о процессе более обоснованно выбор базы сглаживания можно произвести на основе ее асимптотической оценки, полученной из условия подавления гармонической составляющей процесса, имеющей наибольшую интенсивность. База фильтра (период усреднения) должна быть выбрана такой, чтобы влияние этой составляющей на устойчивость получаемых средних было пренебрежительно мало. Определим эту оценку. Современные представления о функционировании динамических систем различной природы позволяют предположить, что возмущения в трубопроводе, транспортирующем газожидкостную смесь, затухают по экспоненциальному закону. В этом случае процесс уменьшения возмущений можно описать уравнением свертки (6.21) x(t)g(T0 – t), 1 t где g (t ) exp – импульсный отклик системы на возмущение с перио дом Θ; T0 – интервал затухания переходного процесса. Тогда среднее значение процесса x(t), вычисленное на интервале осреднения [0, T0], определится в виде T0
T0
0
0
x(t ) x(t ) g (T0 t )dt x(t ) T0
T0
0
0
1 T t dt. exp 0
(6.22)
Учитывая, что x x и xdt x dt , выполним осреднение выражения (6.22) T0
x x(t ) 0
1 T t dt ; exp 0
122
Глава 6 T0
x x 0
T0
x x 0
1 T t dt ; exp 0 1 T t dt. exp 0
(6.23)
Решая интеграл правой части уравнения (6.23), получаем T x x 1 exp 0 ,
(6.24)
T
1 0 x(t )dt , T T 0
где x lim
T0
x x(t )dt.
(6.25)
0
Как показывают расчеты, при T0 ≥ 5Θ погрешность вычисления x по сравнению с не превысит 7%, т.е. оценка трендовой составляющей будет эффективной и состоятельной, если база сглаживания взята не менее пяти видимых периодов подавляемых высокочастотных пульсаций. На основе данной методики проведены исследования нестационарных процессов в системах сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин на нефтяном месторождении «Белый тигр» и на Вухтыльском ГКМ. 6.1.4. Общая характеристика режимов работы газоконденсатных комплексов
Анализ фактических режимов и условий работы систем сбора, первичной подготовки и внутрипромыслового транспорта углеводородов на нескольких месторождениях нашей страны показывает, что в большинстве случаев процесс эксплуатации этих систем носит ярко выраженный нестационарный характер. На рис. 6.2 представлены зависимости, отражающие изменение во времени гидродинамических параметров некоторых элементов систем сбора и транспорта газа и конденсата ряда газоконденсатных месторождений (ГКМ) нашей страны. Детальный визуальный анализ позволяет во всех графиках выделить различной частоты периодические колебания, достигающие в некоторых элементах значительной амплитуды, т.е. фактически работа промыслов носит периодический, пульсирующий характер. При этом в общей картине заметно сходное поведение изменения интенсивности колебаний в цепочке «скважина – потребитель». Рассмотрим с этой точки зрения отдельные технологические элементы добычных комплексов ГКМ. Работа скважин и шлейфовых трубопроводов, характеризующихся высокими давлениями и большими газосодержаниями транспортируемого продукта, отли-
Глава 6
123
чается небольшими колебаниями гидродинамических параметров. Все же в их поведении визуально можно выделить некоторые возмущения, имеющие низкие частоты и небольшие амплитуды. Наиболее значительны по амплитуде колебания малодебитных и обводненных скважин. Фактические потери напора в скважинах и шлейфах в сравнении с расчетными лежат в пределах точности методики (15–20%).
Рис. 6.2. Динамика технологических параметров в системах сбора углеводородов на различных месторождениях 1 – добыча нестабильного конденсата на 1 УКПГ Вуктыльского ГКМ; 2 – устьевое давление скв. № 620 Оренбургского ГКМ; 3 – добыча газа на скв. № 620 Оренбургского ГКМ; 4, 5 – давление и расход нестабильного конденсата в газопроводе Карачаганак – Оренбургский ГПЗ
В промысловых конденсатопроводах на выходе из установок комплексной подготовки газа спектр пульсаций гораздо шире, причем на отдельных частотах (например, порядка 20–30 ч для Вуктыльского ГКМ) амплитуда колебаний значительна. Это свидетельствует также о существенной неравномерности работы УКПГ. Наибольшей интенсивностью отличаются пульсации в трубопроводах Оренбургского ГКМ, транспортирующих нестабильный конденсат под давлени-
124
Глава 6
ем сепарации на значительные расстояния. Средние перепады давления в рассматриваемых трубопроводах зачастую превосходят расчетные на более значительные, чем в шлейфовых, величины (до 30–40%). Анализ графиков работы технологической цепочки «пласт–потребитель» газоконденсатных комплексов показывает, что для большинства месторождений пульсации во всех элементах в некоторых областях частотного диапазона имеют сходный состав. Однако их прямой анализ затруднителен в силу стохастичности и многочастотного состава колебаний. Тем не менее современный уровень развития гидродинамики газожидкостных смесей, результаты экспериментальных и теоретических исследований, выполненных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в других организациях у нас в стране и за рубежом, позволяют выделить наиболее типичные виды нестационарных процессов, раскрыть их природу и на основании этого в дальнейшем разрабатывать эффективные меры их предупреждения или использования для повышения эффективности технологических процессов. В качестве критериев классификации нестационарных процессов используем основные характеристики: скорость распространения возмущений, их амплитуду и частоту. По скорости распространения нестационарного процесса в системе все виды колебаний можно подразделить на 2 класса – кинематические и динамические. 6.2. КИНЕМАТИЧЕСКИЕ НЕСТАЦИОНАРНЫЕ ПРОЦЕССЫ
К классу кинематических нестационарных процессов отнесем все типы возмущений, скорость распространения которых сравнима со средней расходной скоростью смеси. Наиболее типичными из них являются возмущения, обусловленные сезонными неравномерностями, суточными неравномерностями, взаимодействиями «пласт – скважина», рельефом местности, изменением плотности транспортируемого продукта, режимами течения. Возмущения потоков, вызванные сезонными неравномерностями отбора и потребления углеводородного сырья, имеют довольно плавный характер, и их влияние на эффективную работу всех систем промысла незначительно. Более интересными для исследований являются колебания потоков, имеющие период, кратный суткам. Комплексные исследования, выполненные в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на ряде месторождений страны, показали их наличие в спектре колебаний практически во всех точках промысловых систем. Поэтому рассмотрим более подробно возможные причины их появления. 6.2.1. Низкочастотные колебания «негидравлической» природы в работе добычных комплексов ГКМ
Основными особенностями отмеченных суточных колебаний являются: их наличие во всех элементах цепочки «скважина – потребитель» на ГКМ, находящихся на поздней стадии разработки;
Глава 6
125
неизменность их частотного состава, совпадение фаз колебаний для различных скважин и рост амплитуды по мере объединения потоков сырья; зависимость периода и амплитуды этих колебаний от географического местонахождения месторождения. Были исследованы несколько причин появления этих колебаний: накопление жидкой фазы в призабойной зоне и стволе скважины с периодическими выносами ее потоком газа; суточные колебания режимов работы ДКС из-за изменения газопотребления в регионе; вариации гравитационного поля в районе месторождения. В результате исследований показано, что наиболее вероятной причиной появления колебаний такого типа являются вариации гравитационного поля в районе месторождения. На рис. 6.3 показаны характеристики вариаций гравитационного поля в районе Вуктыльского ГКМ, а на рис. 6.4 – изменение относительной амплитуды среднесуточных пульсаций добычи газа (1) и конденсата (2) на том же месторождении, полученных при базе усреднения 1 год.
Рис. 6.3. Характеристики вариаций гравитационного поля в районе Вуктыльского ГКМ а ‒ временная функция; б ‒ нормированный спектр мощности
Как видно из рис. 6.3, максимум в спектре вариаций гравитационного поля приходится на период, равный 1 сут. Амплитуда суточных колебаний в добыче конденсата и газа остается неизменной на протяжении десятилетнего периода эксплуатации месторождения. На рис. 6.5 показаны взаимно корреляционные функции между вариациями гравитационного поля (силы тяжести) и добычей конденсата. Как видно, имеется устойчивая положительная корреляционная связь между этими двумя процессами.
126
Глава 6
Рис. 6.4. Изменение относительной амплитуды суточных пульсаций добычи газа и конденсата на Вуктыльском ГКМ 1 ‒ газ; 2 ‒ конденсат
Рис. 6.5. Функции взаимной корреляции добычи конденсата на Вуктыльском ГКМ и приливных изменений гравитационного поля
Малое значение коэффициента корреляции можно объяснить тем, что функция добычи конденсата является интегральной и зависит от значительного числа факторов (в том числе и от нелинейности исследуемой связи), неучет которых приводит к снижению величины R1,2. 6.2.2. Колебания в системах добычи, вызванные взаимодействием скважина–пласт
При уменьшении дебита газоконденсатной скважины в ее стволе происходит накопление жидкой фазы. В случае если рабочая точка находится на левой ветви гидродинамической характеристики скважины, возможны дальнейшее снижение
Глава 6
127
дебита, накопление жидкости и в конечном итоге остановка скважины. Таким образом, вся левая ветвь гидравлической характеристики считается неустойчивой зоной работы скважины. Однако опыт показывает, что во многих случаях на левой ветви характеристики наблюдается пульсирующая, но устойчивая работа скважины без срывов с последующими остановками. Для объяснения этого факта необходимо рассмотреть совместную работу динамической системы «скважина – пласт». В этой системе при уменьшении дебита, наряду с ростом гравитационных потерь давления в стволе, происходит увеличение забойного давления из-за уменьшения потерь давления в пласте и, следовательно, возрастает располагаемый запас энергии на участке «забой – устье». В некоторых случаях это приводит к увеличению продуктивности скважины. Такой процесс может периодически повторяться, т. е. в динамической системе «пласт – скважина» возникают устойчивые автоколебательные движения флюидов, и остановки скважины не происходит. Для определения границ такого режима работы рассматриваемой динамической системы представим полные мгновенные потери давления в пласте в виде dQ Pпл Pзаб Pпл I пл , (6.26) dt где Рпл, Рзаб – пластовое и забойное давления; Pпл – потери давления при стационарном режиме фильтрации; Iпл – коэффициент, учитывающий инерцию флюидов в пласте; Q – дебит скважины. Аналогично запишем потери давления в стволе скважины Pзаб Pуст Pcт I ск
dQ , dt
(6.27)
где ΔРст – потери давления при стационарных условиях; Iск – коэффициент, учитывающий инерцию потока в скважине. Будем считать, что для любого момента времени полные потери энергии в динамической системе «пласт – скважина»: Pпл Pуст Pпл Pст (Iпл Iск )
dQ const. dt
(6.28)
Рассмотрим малые отклонения параметров потока в системе от их стационарных значений d Pпл Pпл (t ) Pпл Pпл (t ) Pпл Q(t ); (6.29) dQ Pск (t ) Pск Pск (t ) Pск
Q(t ) Q Q(t ).
d Pск Q(t ); dQ
(6.30) (6.31)
128
Глава 6
Подставляя выражения (6.29) – (6.31) в (6.28) и избавляясь от стационарных членов, получаем уравнение относительно возмущений дебита I
где
A
dQ AQ, dt
(6.32)
d d Pпл Pск ; dQ dQ
(6.33)
I = Iпл + Iск. Решая уравнение (6.31) относительно Q', имеем Q' = Q'0 ехр–(A/I)t,
(6.34)
где Q'0 – возмущение дебита в начальный момент времени t. Анализ решения (6.34) показывает, что начальное возмущение будет возрастать, т.е. скважина будет работать неустойчиво, если выполняется условие А < 0.
(6.35)
Для дальнейшего анализа сделаем следующие допущения. 1. Пластовое давление постоянно Рпл = const. 2. Потери на трение неизменны при небольших изменениях расхода, т.е. их пульсационная составляющая равна нулю dΔPтр = ΔP'тр = 0. 3. Структура потока в рассматриваемой области является пробковой, зависимость φ1 от дебита скважины имеет вид 1 1 2 1 0,812 (1 e 2,2
Fr
),
(6.36)
где φ2 – истинное газосодержание; β2 – расходное газосодержание . Дифференцируя (6.36) по Q, получаем
0,81 2, 2 2 B 2,2 d e dQ gD
QB gD
,
(6.37)
где β2 = const – расходное газосодержание для условий работы газовых скважин в водонапорном режиме, а также газоконденсатных скважин, изменяется незначительно; wг = B·Q, где wг – скорость газа, мс; В – переводной коэффициент, B
1, 47 102 P0 T z , Pзаб T0 D 2
(6.38)
где Т0 = 273К, Т – забойная температура, К; z – коэффициент сверхсжимаемости.
Глава 6
129
Рассмотрим отдельные слагаемые параметра А. С учетом допущения правый член равен d d d Pпл (Pпл Pзаб ) Pзаб . (6.39) dQ dQ dQ Используем известную зависимость забойного давления от характеристик пласта 2 Pзаб Pпл2 aQ bQ 2 . (6.40) Производя почленное дифференцирование по Q, получаем 2 Pзаб
dPзаб (a 2bQ ). dQ
(6.41)
Следовательно, первый член параметра A равен 1 d (a 2bQ). Pпл 2 Pзаб dQ
(6.42)
Второе слагаемое соотношения (6.36) с учетом допущения 2 определяется гравитационными потерями: d d Pск (1 Hg 1 ), dQ dQ
(6.43)
где Н – глубина скважины. Подставляя (6.37) в (6.43) и проводя преобразования, получаем 2,62 102 1 2 gTzP0 105 H d Pск e dQ Pзаб T0 D 2,5
2,2 QB gD
.
(6.44)
Используя выражения (6.42) и (6.44), условие (6.35) можно записать в явном виде: 2,62 102 1 2 g T z P0 105 H 2,2 1 (a 2bQ ) e 2 Pзаб Pзаб T0 D 2,5
QB gD
.
(6.45)
После группировки и введения некоторых обозначений диапазон устойчивой работы скважины может быть выражен в виде неравенства
A1 (a 2bQ)e MQ F , где A1
(6.46)
1 2 Pзаб F
2,62 102 12 gTzP0105 H , Pзаб T0 D 2,5
(6.47)
130
Глава 6
B . gD Проведенные расчеты подтверждают предположение, что устойчивая работа скважины может наблюдаться на левой ветви гидравлической характеристики (рис. 6.6). Однако этот режим будет сопровождаться интенсивными пульсациями расхода газа и жидкости и, соответственно, давления. M 2, 2
Рис. 6.6. Гидравлические характеристики газоконденсатной скважины с различными конденсатными факторами (I, II, III, IV ‒ различные режимы эксплуатации скважины)
Таким образом, устойчивый режим эксплуатации скважин может наблюдаться на любой ветви гидравлической характеристики, причем положение нижней границы этого режима определяется как свойствами добываемой продукции, так и характеристиками продуктивного горизонта. 6.2.3. Пробкообразование в «рельефных» трубопроводах
Пробкообразование в системах трубопроводного транспорта многофазных смесей является одним из основных осложнений, оказывающих влияние на эффективность работы этих систем. Необходимо отметить, что в протяженных рельефных трубопроводах наряду с гидродинамическим пробковым режимом, который подробно рассмотрен в главе 3, при определенных термобарических, расходных и геометрических параметрах наблюдаются более низкочастотные
Глава 6
131
колебания потока, которые по интенсивности на порядок могут превосходить пульсации, связанные с пробковым режимом течения. При развитии такого пробкообразования наблюдаются интенсивные пульсации давления в системе, а также происходят залповые поступления значительных объемов жидкости из трубопровода в приемные устройства (пробкоуловители) установок по подготовке углеводородов к транспорту. При неточной оценке этих объемов возможно переполнение пробкоуловителя и попадание жидкости в технологические линии по подготовке газа с последующей их остановкой из-за перегрузки. Актуальность проблемы пробкообразования возросла в последние десятилетия в связи с интенсивным освоением углеводородных ресурсов Мирового океана. В первую очередь это связано с дефицитом свободных производственных площадей на технологических платформах для размещения крупногабаритных пробкоуловителей. При выходе на берег протяженных трубопроводов большого диаметра возникающие жидкие пробки могут достигать нескольких тысяч куб. м, и для их утилизации необходимо строить крупномасштабные пробкоуловители (рис. 6.7 (см. цвет. вклейку)). За период с 80-х годов XX века выполнен большой объем исследований по проблеме интенсивного пробкообразования в сопряженных трубопроводных системах «нисходящий участок – вертикальный участок (райзер)». Такие сопряженные трубопроводы характерны для морских месторождений при комбинированном виде их обустройства. Длина райзера зависит от глубины воды и обеспечивает выход трубопровода на верхнее строение технологической платформы. Ее величина может составлять от десятков метров до нескольких километров. Протяженность нисходящей части определяется рельефом дна и может достигать нескольких километров. В такой сопряженной системе интенсивное пробкообразование, как переходное циклическое явление, возникает при реализации противоточного течения газожидкостной смеси в вертикальном участке. При этом жидкость накапливается в основании райзера, блокируя проход газа до тех пор, пока давление в нисходящем участке не возрастет до величины, достаточной для выталкивания жидкой пробки, скопившейся у основания райзера. После прохода газожидкостной пробки процесс накопления жидкости в нижней части райзера повторяется. Авторы [83–86] выделили 3 типа интенсивного пробкообразования, которые, в свою очередь, могут быть разделены на несколько стадий, отличающихся друг от друга характером движения фаз в трубопроводе. Так, в динамике интенсивного пробкообразования I типа выделяется пять стадий: (1) блокирование основания райзера; (2) рост пробки; (3) выход жидкой пробки; (4) быстрый выход жидкостной пробки; (5) выброс газа. На рис. 6.8(а) проиллюстрированы все эти стадии. Они также отмечены на экспериментальном графике цикла изменения перепада давления на верху райзера (∆P) для I типа, соответствующего w1 = 0,20 мс–1 и w2 = 1,00 мс–1, как показано на рис. 6.8(b).
132
Глава 6
Рис. 6.8. Стадии интенсивного пробкообразования типа I: (a) графическая иллюстрация; (b) экспериментальный график цикла P в райзере (w1 = 0,20 мс–1 и w2 = 1,00 мс–1)
Накопление достаточного объема жидкости в основании райзера создает полную закупорку газопровода. Поэтому свободное прохождение газа блокировано. Реверс оставшейся жидкости из райзера, а также жидкие пробки, образовавшиеся в трубопроводе, будут способствовать началу блокирования газопровода. Эту стадию называют блокированием основания райзера. Поскольку обе фазы продолжают поступать в трубопровод, в то время как прохождение для газовой фазы блокировано, уровень жидкости в райзере увеличивается. Как следствие, давление в основании райзера увеличивается, отодвигая поверхность раздела «газ – жидкость» в трубопроводе еще дальше от основания райзера и сжимая накопленный газ в трубопроводе. Это стадия роста пробки. Когда уровень жидкости достигает вершины райзера, давление в основании райзера достигает своего максимума, и давление сжатого газа в трубопроводе становится выше, чем гидростатическое давление заполненного жидкостью райзера. Жидкость начинает вытекать из райзера, и одновременно задняя граница пробки в трубопроводе будет приближаться к основанию райзера. Это – стадия выхода жидкой пробки. Когда газовая фаза проникает в райзер, гидростатическое давление в райзере уменьшается. Газ расширяется и выталкивает столб жидкости из райзера. Эта стадия известна как быстрый выход жидкостной пробки. После этого газ будет перемещаться вверх по райзеру с высокой скоростью, вызывая быструю разгрузку системы. Это – стадия выброса газа. Как только газ удален, давление достигнет своего минимума, вызвав возврат жидкости со стенок и ее накопление в основании райзера, цикл повторится заново. Тип II интенсивного пробкообразования Переходный режим потока интенсивного пробкообразования II типа качественно подобен типу I , но длина пробки меньше, чем высота райзера, и часто присутствуют неустойчивые колебания. На рис. 6.9 (а) проиллюстрированы че-
Глава 6
133
тыре стадии интенсивного пробкообразования II типа . Они также отмечены на экспериментальном графике цикла изменения перепада давления наверху райзера (∆P) , соответствующего w1 = 0.10 мс–1 и w2 = 2.00 мс–1, как показано на рис. 6.9(b).
Рис. 6.9. Стадии интенсивного пробкообразования II типа: (a) графическая иллюстрация; (b) экспериментальный график цикла P в райзере (w1 = 0,10 мс–1 и w2 = 2,00 мс–1)
Во время процесса пробкообразования II типа в основание райзера обычно сначала проникает газ перед наполнением жидкостью всего райзера. Поэтому максимальный P в райзере ниже, чем для I типа. Нужно отметить, что по сравнению с I типом граница раздела газ–жидкость остается близко к основанию райзера. Таким образом, пробки растут только в райзере, хотя они также отличаются по длине. Тип III интенсивного пробкообразования Пробкообразование III типа состоит из четырех стадий: (1) неустойчивые пробки; (2) аэрированный рост пробки; (3) быстрый выброс аэрированной жидкостной пробки; (4) газовый выброс. На рис. 6.10(a) показаны все четыре стадии III типа интенсивного пробкообразования. Они также отмечены на экспериментальном графике цикла изменения перепада давления в райзере (∆P) для III типа, соответствующего w1 = 0.39 мс–1 и w2 = 2.33 мс–1, как показано на рис. 6.10(b). Процесс интенсивного пробкообразования III типа может быть описан следующим образом. Неустойчивые пробки образуются в трубопроводе выше по потоку в основании райзера и движутся вверх по райзеру. Эту стадию называют стадией неустойчивого пробкообразования. Часть жидкости из неустойчивых пробок возвращается и движется в противотоке к основному потоку, что создает локальное
134
Глава 6
Рис. 6.10. Стадии интенсивного пробкообразования типа III: (a) графическая иллюстрация; (b) экспериментальный график цикла P в райзере (w1 = 0,39 мс–1 и w2 = 2,33 мс–1)
реверсирование потока жидкости и газа (маленькие пузырьки) в основании райзера, создавая длинную аэрированную пробку. В результате режим потока в подводящем трубопроводе неустойчив и может рассматриваться как переходной от гидродинамического пробкового потока до пузырькового потока. Эта длинная аэрированная пробка содержит маленькие пузыри различного размера и формы. Аэрированная пробка постепенно движется в райзер, и содержание жидкости в райзере, а с ним и ∆P райзера постепенно увеличиваются. Это стадия роста аэрированной пробки. В отличие от режима интенсивного пробкообразования I типа режим интенсивного пробкообразования III типа не дает полную закупорку основания райзера, так как маленькие пузырьки постоянно выходят из основания райзера и проникают в райзер. Когда сжатый газ выше по потоку от основания райзера проникнет в райзер, гидростатическое давление в райзере уменьшается, газ расширяется и ускоряет поступление аэрированной пробки в сепаратор. Эту стадию называют быстрым выходом аэрированной пробки. Наконец, когда аэрированная жидкость вся вышла, выброс газа происходит при высокой скорости, вызывая быструю разгрузку системы. Это – стадия выброса газа. Когда газ вытеснен, давление достигает своего минимума. Во время выброса газа скорость газа в трубопроводе увеличивается. Это приводит к образованию неустойчивых пробок в трубопроводе, и цикл повторяется. Как видно из рис. 6.10(b), не существует стадии выхода чистой жидкости, которая подразумевает период постоянного значения ∆P в райзере. Вместо этого ∆P только достигает максимального значения и затем сразу же начинает снижаться. Нужно отметить, что часть жидкости в режиме неустойчивого пробкообразования переливается в сепаратор, вызывая, через некоторое время, движение аэрированной пробки в райзере. Данный процесс представлен на экспериментальном графике цикла изменения перепада давления наверху райзера (∆P),
Глава 6
135
также подтвержден визуальным наблюдением и измеренной жидкостью на выходе в работе [75]. Неустойчивые колебания Режим неустойчивых колебаний характеризуется колебанием значений истинного газосодержания в райзере и в трубопроводе. Газовая фаза движется постоянно через основание райзера в сам райзер. Двухфазный поток жидкости и газа в райзере сильно аэрирован, но колебания давления имеют меньшую амплитуду по сравнению с III типом интенсивного пробкообразования. Режим многофазного течения изменяется от гидродинамического пробкового потока до эмульсионного потока в райзере и от гидродинамического пробкового потока до расслоенного потока в трубопроводе. Этот процесс также носит циклический характер. Двухчастотное интенсивное пробкообразование Для этого режима потока характерен медленный цикл пробкообразования, который соединяет интенсивное пробкообразование III типа и неустойчивые колебания. У двухчастотного интенсивного пробкообразования есть две различных частоты. Высокочастотные колебания связаны с возникновением интенсивного пробкообразования III типа и неустойчивыми колебаниями (каждый вид колебаний имеет собственное значение частоты). Низкочастотные колебания связаны с циклическим переходом системы между III типом и неустойчивыми колебаниями. Когда содержание жидкости в системе относительно высоко, в системе реализуется III тип интенсивного пробкообразования, и структура потока в райзере изменяется между пузырьковым и пробковым потоком. Содержание жидкости в системе постепенно уменьшается из-за периодического выброса жидкости в сепаратор и системе переходит к неустойчивым колебаниям. Во время перехода система с большим истинным содержанием жидкости подвержена низкочастотным колебаниям. При уменьшении содержания жидкости частота колебаний в системе возрастает. Это нестабильное состояние, из которого система стремится к более стабильному с высоким содержанием жидкости, которое возрастает из-за поступления жидкости из сопряженного слабонаклонного трубопровода. Эти переходы между высоким и низким содержанием жидкости в системе создают неустойчивость в системе и цикл повторяется. 6.2.3.1. Критерии возникновения интенсивного пробкообразования
Исследователи, занимавшиеся моделированием режима интенсивного пробкообразования, стремились ответить на два основных вопроса: «Когда реализуется интенсивное пробкообразование?» и «Каковы особенности интенсивного пробкообразования?» Эксперименты сводились к попыткам ответа на второй вопрос. Чтобы ответить на первый из этих вопросов использовались стационарные модели [86, 89], т.е. границы режима интенсивного пробкообразования оп-
136
Глава 6
ределялись с использованием таких критериев как приведенные скорости фаз, среднее расходное газосодержание и т.д. Рисунок 6.11 схематически показывает установку, на которой моделируются условия возникновения пробкообразования. Критерии определяют области различных режимов потока, из которых может быть выделена область интенсивного пробкообразования. Шмидт [86] предположил, что необходимы три условия для возникновения интенсивного пробкообразования: • нисходящий наклоненный трубопровод (позже подтверждено Потсом [81]); • расслоенный режим течения в трубопроводе; • скорость роста гидростатического давления в основании райзера должна быть больше, чем скорость увеличения давления газа трубопровода.
Рис. 6.11. Схематическое изображение установки, используемой для моделирования системы «трубопровод – райзер» 6.2.3.1.1. Критерий расслоенного режима течения
В работе Taitel и Dukler [89] утверждение, что для возникновения интенсивного пробкообразования в райзере в сопряженном слабонаклонном трубопроводе необходимо наличие расслоенного потока, использовалось как основной критерий режима потока с интенсивным пробкообразованием. Этими исследователями предложен критерий границ существования расслоенного потока в горизонтальном и почти горизонтальном трубопроводе. Хотя этот критерий не был явно сформулирован как критерий интенсивного пробкообразования, он использовался многими авторами [62, 63, 81, 91]. Используя теорию неустойчивости Кельвина–Гельмгольца, было получено условие для роста маленькой волны между параллельными пластинками: 1
g 1 2 h2 2 w2 , 2
(6.48)
Глава 6
137
где w2 – скорость газовой фазы, 1 , 2 – плотность жидкой и газовой фазы соответственно и h2 – высота, занятая данной фазой между стенками. Ниже скорости (6.48) возникает расслоенный режим течения и в связи с этим возможно интенсивное пробкообразование в системе «трубопровод – райзер». Уравнение (6.48) было распространено на поток в круглом сечении, учитывая гашение образования волн ускорением газовой фазы над вершиной волны. Критерий для расслоенного потока приобрел вид: 1
2 1 2 g cos F2 w2 С2 , dF 2 1 dh1
(6.49)
где C2 F2/F1. F – площадь поперечного сечения трубопровода, α – угол наклона трубопровода и h – высота, занимаемая фазой в поперечном сечении трубопровода. Отношение площади потока жидкости к высоте жидкости dF1/dhL дано по формуле, приведенной в работе Тайтела и Даклера [89] : 1
dF1 h 2 D 1 2 1 1 . dh1 D
(6.50)
Границы стабильного режима, определенные с учетом этого критерия, показаны на рис. 6.12. с/ м , и т с о к д и ж ь т с о р о ск ая н н е д е в и р П
Устойчивое течение
Неустойчивое течение
Приведенная скорость газа, м/с
Рис. 6.12. Графическое представление критерия расслоенного режима течения Taitel и Dukler [89] 6.2.3.1.2. Критерий Boe
Boe [63] разработал критерий интенсивного пробкообразования, основанный на утверждении, что для формирования интенсивной пробки темп роста гидростатического давления в основании райзера должен быть больше, чем темп увеличения давления газа в трубопроводе. Неравенство имело вид:
138
Глава 6
Pгидр t
Pт t
,
(6.51)
где Pгидр – изменение гидростатического давления в основании райзера; Pт – изменение давления в трубопроводе; t – время.
Рис. 6.13. Графическое изображение критерия Boe
Критерий, основанный на постоянных входных скоростях потока, балансе давлений в райзере и газовом массовом балансе в трубопроводе, с учетом уравнения (6.51) , был представлен в виде: w1
2 R T w2 , 1 g 2 L sin
(6.52)
где 1 , 2 – плотность жидкой и газовой фаз соответственно; R – газовая постоянная; T – температура; w1 , w2 – поверхностная скорость жидкой и газовой фаз соответственно; g – ускорение свободного падения; 2 – расходное газосодержание; L – длина газопровода; – угол наклона трубопровода. Преобразуя критерий, умножим левую и правую части неравенства (6.52) на 1 : 1 2 w1 D 1 2 R T D 1 w2 , 1 2 1 g 2 L sin 1 2 Учитывая критерий Re
(6.53)
w D и 2 , получим: 1
Re1 R T Re 2 ; 2 g 2 L sin 1
(6.54)
Глава 6
Re1
139
R T Re2 . g 2 L sin
(6.55)
На рисунке 6.13 изображены кривые, показывающие зону нестабильного потока (слева от линии критерия Боя). 6.2.3.3. Критерий Пss
Pots B.F. с сотрудниками [81] исследовали стадию роста жидкой пробки при интенсивном пробкообразовании и сформулировали критерий, основанный на темпе роста гидростатического давления в райзере и накоплении газа в трубопроводе. Они предположили, что вся жидкость, вошедшая в напорный трубопровод, была задействована в формировании пробки в райзере. Это предположение выражено в условии: П ss
Z R T / M w GG , g 1 L GL
(6.56)
при котором интенсивное пробкообразование будет происходить только при условии, что Пss ω0, при которых V > 1, определят частоты, которые, поступая на вход системы, будут усиливаться по амплитуде тем больше, чем ближе их значения к ω0. 6.2.4. Пульсации, связанные с режимами течения газожидкостного потока 6.2.4.1. Статистические характеристики пульсаций давления, скорости и длин пробок в горизонтальном газожидкостном потоке
Во многих работах появление пульсаций объясняется сменой структурных форм потоков, их ориентации, наличием местных сопротивлений и т.д. Отмечено существование в рельефных трубопроводах широкого спектра пульсаций давления, включающих инфразвуковые и акустические колебания. Это свидетельствует о том, что в двухфазном потоке имеется несколько источников генерации пульсаций, доминирующих в зависимости от геометрических размеров канала, его ориентации, расходов жидкости и газа. Постоянно изменяющаяся в пространстве поверхность раздела между жидкостью и газом приводит к тому, что локальные значения скоростей фаз, давления, газосодержания и другие характеристики находятся в существенной зависимости от пространственных переменных и времени. Поэтому весьма важно исследовать статистическую структуру двухфазного потока как в пространстве, так и ко времени. Важной частью таких исследований является изучение пространственных и временных корреляций пульсаций давления. Корреляционные и спектральные функции позволяют определить частоту пульсаций, оценить связь между пульсациями в различные моменты времени в разных сечениях трубы, по ним можно определить масштабы турбулентных возмущений в газожидкостном потоке, несущих большую часть энергии пульсационного движения. Измерения пульсирующего давления в газожидкостном потоке показывают, что амплитуда и частота пульсаций давления меняются с изменением скорости потока, газосодержания и зависят от режима течения смеси. М.Д. Хаббартом и А.Э. Даклером [49] сделана попытка создать метод классификации режимов течения двухфазных смесей на основе распределения спектральной плотности пульсаций давления на стенке. Ими показано, что по виду распределения энергии пульсаций в спектре, все режимы можно разделить на 3 типа: разделенный – с максимумом в области нулевых частот спектра;
Глава 6
155
перемежающийся – с колебаниями высокой интенсивности на частотах порядка нескольких герц; пузырьковый – с пульсациями незначительной интенсивности на частотах, отличных от нуля. Авторы работы [55] использовали осциллограммы пульсаций давления как дополнение к визуальным наблюдениям в горизонтальных трубах. Эти авторы предложили два простых, но четко определенных критерия режимов течения потока с использованием амплитудного и частотного анализа. Авторы работы [60] исследовали пристенные флуктуации давления в вертикальном кипящем потоке. Основные режимы течения иллюстрировались амплитудным и спектральным распределениями, но количественной оценки предложено не было. Аналогично G. Matsui [57] использовал форму функции плотности вероятности флуктуации давления для диагностики основных режимов течения в вертикальной трубе и предложил два основных критерия, основанных на амплитудном распределении флуктуации давления, для описания перехода от пузырькового течения к пробковому в вертикальном воздушно-водяном потоке. В развитии описанных идей авторы работы [55] привели комплексные исследования пристенных флуктуации давления в горизонтальном потоке воздух-вода. Ими было показано влияние местоположения датчика на основные характеристики флуктуации давления. Проведен амплитудный и частотный статистический анализ и предложено несколько количественных критериев, определяющих режимы течения. Особый интерес представляет поведение статистических характеристик пульсаций давления в горизонтальных трубах. Горизонтальный двухфазный поток в отличие от вертикального несимметричен относительно оси трубы, здесь имеют место значительно большие длины пробок, может существовать расслоенная структура течения, для которой характерна нелинейная связь истинного газосодержания с расходным. Поскольку двухфазный поток можно рассматривать как статистически нестационарный процесс, начало измерений может быть выбрано произвольно, при условии, что время измерения достаточно велико (значительно больше характерного периода пульсаций). Применяя свойство эргодичности, можно выполнить измерения таких характеристик, как интенсивность пульсаций давления в данном сечении = f(β2) становятся круче, максимумы смещаются в зону более высоких газосодержаний. При значениях Frсм ≈ 10 наступает автомодельность интенсивности пульсаций давления по числу Фруда смеси. В этой связи интересно отметить также автомодельность истинного газосодержания по числу Фруда при Frcм>4. Интенсивность пульсаций давления в пробковом потоке связана с такими характеристиками, как скорость жидких пробок и их длина. Скорость жидких пробок измерялась с помощью двух электрощупов, помещенных в поток.
Рис. 6.19. Диаграммы записи пульсаций давления при различных структурах течения смеси
Глава 6
157
Рис. 6.20. Графики интенсивности пульсаций давления в горизонтальном воздухо-водяном потоке
По осциллограммам записи токов с двух электрощупов, расположенных на расстоянии L друг от друга, можно было рассчитать скорость пробки С = WL/x (x – расстояние на ленте между импульсами в цепи электрощупов при прохождении одной и той же пробки; W – скорость протяжки ленты). Длина жидкой пробки рассчитывалась по формуле li = Cy/W (y – расстояние на ленте, где наблюдается резкое возрастание тока). Расстояние между электрощупами изменялось от 0,15 м при измерении скорости и длины коротких пробок (β2 = 0,3–0,4) до 1 м, когда пробки имеют большую длину (β2 = 0,85–0,9). Во всех опытах, где имела место пробковая структура течения, скорость пробок оказалась близкой к средней по сечению истинной скорости газа. Скорость пробок в области перехода из пробкового течения в расслоенное с волновой поверхностью раздела фаз оказалась почти во всех опытах меньше скорости газа. Это объясняется тем, что при такой форме течения имеет место значительное «проскальзывание» газа над поверхностью волн. Ценную информацию о структуре течения двухфазной смеси дает изучение пространственных и временных корреляций пульсаций давления. Пространственно-временные корреляции пульсаций давления приведены на рис. 6.21 для трех значений чисел Frсм при β2 = 0,5. На полученных записях абсцисса каждой точки соответствует времени смещения τ, а ордината – коэффициенту корреляции R, величина которого усреднена за время 10 с. Установлено, что при малых
158
Глава 6
Рис. 6.21. Пространственно-временные корреляции пульсаций давления в горизонтальном воздухо-водяном потоке
значениях скорости смеси кривые R(L, τ) имеют четко выраженные максимумы на всех расстояниях между датчиками. Это позволяет достаточно просто определить время оптимального запаздывания для различных положений датчиков. При этом интересно отметить, что временной радиус этих функций возрастает с увеличением числа Frсм , а абсолютные значения максимальных коэффициентов корреляции с ростом Frсм снижаются. Типичные пространственно-корреляционные функции пульсаций давления для чисел Frсм, равных 1; 4 и 8 приведены на рис. 6.22. Величина R(L) определялась по показаниям коррелятора при нулевом значении задержки времени. Время осреднения в этих опытах составляло 10 или 30 с. Коэффициенты R(L) уменьшаются с ростом расстояния. В общем случае функции R(L) не становятся равными нулю, а постепенно приближаются к некоторой величине Rsis или колеблются около нее. Считается, что составляющая Rsis действует по всей длине трубы и, вероятно, обусловлена общим уровнем пульсаций давления при данных значениях Frсм и β2. Все полученные пространственно-корреляционные функции характеризуются несколькими пиками с максимальными значениями R(L). Кривые для β2 = 0.1 имеют большее число пиков по сравнению с другими значениями расходного газосодержания. Это объясняется тем, что при β2= 0,1 длины жидкостных пробок невелики и на расстоянии максимального сдвига датчиков их размещается столько, сколько пиков на кри-
Глава 6
159
вой R(L). Отмечено также уменьшение абсолютного значения R(L) с ростом скорости потока. Также нужно заметить, что с увеличением расходного газосодержания, когда пробковый поток вырождается и намечается переход к расслоенной структуре, величины R(L) резко снижаются.
Рис. 6.22. Пространственные корреляции пульсаций давления в горизонтальном воздухо-водяном потоке
Для того чтобы получить запись автокорреляционной функции пульсаций давления, на вход обоих каналов А и В коррелятора сигнал подавался от одного датчика. Коэффициент автокорреляции имеет свойство приближаться к нулю с увеличением времени запаздывания τ. Временной радиус автокорреляционных функций при FrCM = const увеличивается с ростом расходного газосодержания. Одновременно растет амплитуда периодической составляющей пульсаций давления в области больших временных сдвигов. Измерения корреляционных функций пульсаций давления позволяют определить внешние масштабы турбулентности газожидкостного пробкового потока. По определению внешний или интегральный масштаб турбулентности характеризует собой наиболее крупные возмущения в потоке
R ( L)dL. 0
(6.150)
160
Глава 6
Однако расчет по формуле (6.150) дает бесконечно большие значения Λ, поскольку пространственные корреляции с увеличением расстояния между датчиками приближаются к некоторой величине RSIS, в общем случае не равной нулю (см. рис. 6.22). Значения Λ с учетом систематической составляющей RSIS вычислялись по формуле
[ R( L) RSIS ]dL.
(6.151)
0
С другой стороны, внешний масштаб турбулентности можно найти интегрированием автокорреляционной функции
wсм R ()d .
(6.152)
0
На рис. 6.23 приведено сопоставление внешних масштабов турбулентности с измеренными значениями длин жидких пробок li (сплошные линии). Сопоставление показывает, что интегральные или внешние масштабы турбулентности газожидкостного потока (размеры наиболее крупных возмущений) имеют порядок длины жидкой пробки. Анализ описанных результатов позволяет установить существование взаимосвязи в закономерностях изменения интегральных масштабов турбулентности газожидкостного потока Λ, длин жидких пробок l1, интенсивности пульсаций давления и истинного газосодержания φ2 от определяющих критериев двухфазного потока (число Фруда и расходного газосодержания). Прежде всего, необходимо отметить автомодельность указанных величин по числу Фруда смеси, наступающую приблизительно при одних и тех же значениях Frа ≈ 4 ÷ 10. С физической точки зрения это можно объяснить тем, что при увеличении числа Фруда инерционные силы играют все большую роль по сравнению с гравитационными, и, наконец, при FrCM > 10 намного превосходят их. С этого момента силы тяжести не оказывают почти никакого влияния на структуру потока (на форму поверхности раздела), что и приводит к стабилизации масштабов турбулентности газожидкостного потока. Величины Λ, l1, 1 реализуется пробковый режим течения смеси. На нисходящем участке эквивалентной трассы при V* ≤ 1 имеет место кольцевой режим течения смеси, а при V* > 1 могут существовать пробковый или расслоенный режимы течения. В этом случае определяется величина Fr* 2sin max Fr* 0, 2 1
2 1 exp 2,52 .
(7.76)
При Fr ≥ Fr* режим течения смеси пробковый. При Fr < Fr* режим течения смеси расслоенный. Истинное содержание жидкости при кольцевом режиме течения смеси на восходящем участке определяется по формулам (7.55)–(7.58), в которых величина w* имеет вид 2 w wсм 1 g sin в
0,25
*
0,5 .
(7.77)
Истинное содержание жидкости при кольцевом течении смеси на нисходящем участке определяется по формуле 600 600 1 1 370 1 V1 V1 1 1 10 1 10 . 1 1n 6 3 1,66 1 3,8 10 V1 (sin ) V1
(7.78)
Истинное содержание жидкости при пробковом течении смеси на восходящем участке определяется по формулам (7.50)–(7.54). Истинное содержание жидкости при пробковом течении смеси на нисходящем участке определяется по формуле
1 1 K2 , где Κμ определяется по формулам (7.51) и (7.52).
(7.79)
Глава 7
219
Истинное содержание жидкости при расслоенном течении смеси определяется по формуле 1 2 2 1 2,63 3 Frсм 1 1 0,02 sin . (7.80) 1
Коэффициент гидравлического сопротивления при кольцевом режиме течения определяется по формулам (7.63)–(7.65). Коэффициент гидравлического сопротивления при пробковом режиме течения определяется по формулам (7.59)– (7.62). Коэффициент гидравлического сопротивления при расслоенном режиме течения определяется по формуле ВНИИГАЗа: 158 2 K э 0,067 D Re 2
0,2
,
(7.81)
где
Re2
4G2 . 2 D
(7.82)
Центральный угол θ определяется методом последовательных приближений по формуле sin cos (7.83) 2 . Перепад давления на j-том участке определяется по формуле Δp j смj
2 wсм j 12 j 22 j 1 j 2 j 1 j 1 j 2 j 2 j g sin. 2 gD 1 j 2 j
(7.84)
Давление в конце j-го участка
p j p j 1 p j .
(7.85)
Сопоставление результатов расчета по изложенным методикам как для скважин, так и для трубопроводов обнаружило достаточно высокую степень сходимости расчетных и фактических данных.
220
Глава 7
7.4. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫХ ТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ
Для анализа энергетического состояния трубопроводной системы при проведении инженерных расчетов потерь давления широко используется понятие эффективности, применение которого позволяет оценить степень засорения внутренней полости трубопровода, разрабатывать адаптационные модели, учитывающие реальное состояние трассы, определять периодичность проведения работ по повышению эффективности эксплуатации отдельных участков и всей транспортной системы в целом. Эффективность определяется по формуле
E pр / pф ,
(7.86)
где Δpр – расчетный перепад давления; Δpф – фактический перепад давления. В методиках по расчету трубопроводных систем рекомендуется при наличии жидкости в потоке эффективность Ε принимать равной 0,85. Однако трубопроводы, транспортирующие кондиционный и сырой газ, имеют принципиально различные гидравлические характеристики. Это различие объясняется наличием в газопроводе жидкой фазы. Тяжелые углеводороды, конденсирующиеся в трубе, существенно увеличивают гидравлическое сопротивление трубопровода и соответственно снижают его пропускную способность. Соответственно и потери давления при транспорте однофазного и двухфазного потоков будут различны. Таким образом, при использовании параметра эффективности для определения энергетической эффективности (двухфазной) однотрубной системы транспорта продукции его величина определяется следующим образом: E p1 / p2 ,
(7.87)
где Δp1 – перепад давления при транспорте однофазного потока; Δp2 – перепад давления при транспорте двухфазного потока. Реальный коэффициент эффективности однотрубной системы транспорта изменяется от 0,9 до 0,5, т.е. отличается от нормативного. Естественно, что такое обобщенное представление коэффициента эффективности не позволяет оценить его зависимость от отдельных параметров, характеризующих режимы работы системы транспорта. Наиболее сильное влияние на эффективность работы трубопроводов оказывает наличие в газовом потоке жидкой фазы, т.е. величина конденсатного фактора. Кроме этого, эффективность зависит от диаметра, рабочего давления и производительности трубопроводов. Чтобы определить характер зависимости эффективности от указанных технологических параметров, были проведены расчеты термогидравлических характеристик трубопроводов, транспортирующих двухфазные потоки с использованием методов, изложенных в предыдущих главах.
Глава 7
221
На рис. 7.5 представлена зависимость эффективности работы от производительности системы транспорта сырья при различных давлениях. На графике можно выделить характерную точку, которая соответствует максимальной эффективности работы системы транспорта сырья. При увеличении рабочего давления от 2,5 до 7 МПа значение максимальной эффективности изменяется от 0,8 до 0,85, но производительность, соответствующая Emax, увеличивается с 500 до 2500 тыс. м3/сут. Однако нужно отметить, что с увеличением рабочего давления зависимость эффективности от производительности ослабевает.
Рис. 7.5. Зависимость эффективности работы от производительности системы при различных давлениях: 1 – p = 2,5 МПа; 2 – 4 МПа; 3 – p = 7 МПа
На рис. 7.6 представлена зависимость эффективности работы от производительности системы транспорта сырья при различных диаметрах. Анализируя эти данные, можно сделать следующие выводы: максимальная эффективность работы практически не зависит от диаметра; при увеличении диаметра увеличивается величина, а также интервал производительности, соответствующие максимальной эффективности.
Рис. 7.6. Зависимость эффективности работы от производительности системы при различных диаметрах: 1 – D = 300 мм; 2 – 400 мм; 3 – 500 мм; 4 – 700 мм; 5 – 900 мм
222
Глава 7
На рис. 7.7, 7.8 представлены зависимости эффективности работы системы от наличия жидкой фазы (конденсатного фактора). Анализ этих зависимостей показывает, что при увеличении конденсатного фактора от 0 до 400 г/м3 производительность, соответствующая максимальной эффективности, не изменяется, а эффективность уменьшается от 0,8 до 0,5. Представленные графики позволяют оценить влияние различных факторов на эффективность работы трубопроводов и подобрать вариант технологических параметров системы транспорта, соответствующий максимальной эффективности работы газоконденсатосборных и транспортных сетей в целом.
Рис. 7.7. Зависимость эффективности работы от производительности системы и конденсатного фактора при p = 2,5 МПа, D = 300 мм: 1 – q = 10 г/м3; 2 – 50 г/м3; 3 – 100 г/м3; 4 – 200 г/м3; 5 – q = 400 г/м3
Рис. 7.8. Зависимость эффективности работы от производительности системы при p = 2,5 МПа, S = 900 мм: 1 – q = 10 г/м3; 2 – 50 г/м3; 3 – 100 г/м3; 4 – 200 г/м3; 5 – q = 400 г/м3
Глава 7
223
7.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В ГИДРАТНОМ РЕЖИМЕ (С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ШАРОВЫХ РАЗДЕЛИТЕЛЕЙ)
Наиболее распространенными осложнениями, встречающимися при эксплуатации однотрубных систем сбора, являются процессы парафино- и гидратообразования во внутренней полости трубопроводов и оборудования. В целях предотвращения развития этих процессов в настоящее время используются различные технологические и конструктивные мероприятия. К ним относятся: теплоизоляция труб; выбор оптимального теплового режима систем сбора; применение ингибиторов гидратообразования; отделение водной фазы от основного потока путем его предварительной обработки на УППГ; путевой подогрев транспортируемого газа. Как показал опыт эксплуатации промысловых схем сбора и внутрипромыслового транспорта на некоторых морских месторождениях, а также месторождениях Крайнего Севера (Уренгойское, Ямбургское и др.), наиболее эффективным из перечисленных мероприятий является применение ингибиторов парафино- и гидратообразования. Однако широкое использование ингибиторов существенно увеличивает эксплуатационные расходы на добычу углеводородов. Поэтому в настоящее время разрабатываются комплексные технологии эксплуатации систем сбора, призванные обеспечить надежную работу промысловых объектов при минимальном расходе реагентов. Внедрение таких энергосберегающих технологий позволит широко реализовать на практике идеи использования холода окружающей среды для частичной подготовки газа к транспорту при движении неосушенного газоконденсатного потока по однотрубной системе сбора. В частности, в практике обустройства морских месторождений изложенные положения о частичной подготовке газа могут быть эффективно использованы в следующих трех вариантах: 1) на новых месторождениях, где пластовый флюид в двухфазном состоянии транспортируется по подводным трубопроводам к старым или новым облегченным платформам; 2) на месторождениях, где предусматривается подводное заканчивание скважин и наличие многофазных трубопроводов, соединенных подводным модулем, от которых продукция скважин транспортируется к плавучим установкам по переработке продукции; 3) на промыслах, где предполагается газоводонефтяную смесь от устья скважины через станцию замера двухфазной продукции по однотрубной транспортной системе подавать к береговым сооружениям. В Российской Федерации частичное использование холода окружающей среды для охлаждения газоконденсатного потока при его движении по трубопроводам было использовано на морском газоконденсатном месторождении Голицынское.
224
Глава 7
Эксплуатация Голицынского ГКМ, расположенного на шельфе Черного моря, и подготовка добываемой продукции к транспортировке осуществлялась на трех морских стационарных платформах (МСП): МСП-2, МСП-4 и МСП-5 (рис. 7.9).
Рис. 7.9. Схема сбора и внутрипромыслового транспорта на Голицынском ГКМ
Исходное пластовое давление на Голицынском ГКМ составляло 22 МПа, температура 100–106°С. Газ из скважин, устьевая обвязка которых выведена непосредственно на платформу, имеет следующие параметры: Р=13–17 МПа; t=80–85°С. После редуцирования на устье продукция скважин с давлением 8– 9 МПа и температурой 60–65°С поступает на установку подготовки (УППГ) к транспорту до береговых сооружений. Принципиальная схема установки приведена на рис. 7.10. В сепараторе C-I происходит отделение газа от жидкости и мехпримесей, после чего газ подается для охлаждения в теплообменник T-I газ–морская вода. Охлажденный до температуры 25–30°С газ (нижний и верхний пределы – соответственно в зимний и летний периоды времени) поступает в сепаратор
Глава 7
225
Рис. 7.10. Принципиальная схема УППГ на МСП – 4 (по проекту): ВМХ – вода морская холодная
С-2, где из него выделяется углеводородный конденсат и вода. Суммарное количество выделяемых в С-1 и С-2 жидких углеводородов составляет в среднем 45– 50 см3/м3, причем около 80% конденсата из этого количества выделяется в С-1. Углеводородный конденсат из разделителя P-I объединяют с потоком выходящего с установки газа и направляют в трубопровод, проложенный по дну моря. Выделенную в разделителе P-I воду закачивают в поглощающую скважину. Для обеспечения устойчивой работы разделителя и уменьшения капельного уноса жидкости из сепаратора С-2 газ перед смешением с конденсатом дросселируют, создавая перепад давления в 0,5–0,7 МПа. По проектной технологии была предусмотрена осушка газа ДЭГом в абсорбере A-I и дополнительная его сепарация в сепараторе С-3 (для улавливания уносимого с газом ДЭГа), после чего газ и конденсат одним потоком транспортируются до береговой УКПГ. Однако из-за большого количества воды, поступающей в трубопровод вместе с конденсатом из разделителя P-I, осушка газа оказалась нецелесообразной. Поэтому в технологической схеме была осуществлена соответствующая переобвязка, и после сепаратора С-2 газ поступает непосредственно в трубопровод до береговых сооружений. Выходящая с установки подготовки газожидкостная смесь имеет следующие параметры:
226
Глава 7 на МСП-4 на МСП-5 на МСП-2
Р = 7–8 МПа Р = 7–8 МПа Р = 6–6,5 МПа
t = 24–28°C; t = 20–24°С; t = 20–24°С
Добыча газа в период проведения исследований по различным МCП составляла: на МСП-2 – 0,27 млн. м3/сут; на МСП-4 – 1,5 млн. м3/сут; на МСП-5 – 1,2 млн. м3/сут. Таким образом, система подготовки продукции Голицынского ГКМ на морских платформах не предотвращает попадание и конденсацию воды (вследствие более низкой температуры моря) в трубопроводах МПC – берег. Данное обстоятельство осложняет работу системы сбора вследствие гидратообразования. На рис. 7.11 представлены параметры образования гидратов на Голицынском ГКМ, а также осредненные параметры системы сбора. Из данных рис. 7.11 следует, что вся система сбора и подготовки газа, за исключением УППГ на МСП-2 и МСП-4 и частично на МСП-5, работает в гидратном режиме.
Рис. 7.11. Условия образования гидратов и осредненные параметры в системе сбора газа и конденсата на Голицынском ГКМ
В соответствии с существующей технологией подготовки и транспортировки продукции Голицынского ГКМ для борьбы с гидратообразованием необходимо применять ингибитор (метанол), а также периодически проводить очистку полости трубопроводов с помощью поршней для удаления скопившейся жидкости и гидратного шлама.
Глава 7
227
Распределение газожидкостных потоков в системе сбора газа и конденсата Голицынского ГКМ перед транспортировкой до береговых сооружений предусмотрено на MCП-4. Протяженность трубопроводов до МСП-4 составляет: от МСП-5 до МСП-4 – 3,5 км; от МСП-2 до МСП-4 – 12,5 км. Для транспортировки газа и конденсата Голицынского ГКМ от МСП-4 до берега по дну моря проложены два трубопровода Dу = 420 мм. Протяженность подводной части трубопроводов составляет 67 км (1-я нитка) и 63 км (2-я нитка). На береговом участке системы сбора потоки газожидкостной смеси из обеих ниток объединяются и транспортируются до УКПГ по одному трубопроводу Dу = 530 мм, оборудованному узлами запуска и приема поршней. Протяженность берегового участка трубопровода составляет 53 км. Давление на входе в установку колеблется в пределах 3,5–4,5 МПа, а при интенсивном гидратообразовании в трубопроводе МСП-4 – берег снижается до более низких значений. Температура на входе в УКПГ в зависимости от времени года изменяется от 6 до 15°С (нижнее значение соответствует зимнему периоду времени, верхнее – летнему). После прохождения горизонтального сепаратора C-I газ охлаждается в трубном пространстве двух последовательно установленных теплообменников Т-1 и Т-2. Затем газ дросселируется и под давлением 2,2– 2,5 МПа поступает в сепаратор С-2. Температура сепарации при режиме работы с двумя теплообменниками Т-1 и Т-2 составляет 0–(–5)°С, при работе с одним теплообменником 3–5°С. Температура газа после теплообменника составляет в этом случае 7–9°С. Для определения расхода метанола и периодичности запуска очистных устройств в трубопровод МСП-4-берег необходимо располагать данными по удельному количеству воды и конденсата, поступающих в трубопровод с газом. Для расчета расхода метанола использовали методику [12], которая, в отличие от применявшихся ранее, позволяет рассчитать расход метанола при использовании не только высококонцентрированных, но и разбавленных водных растворов метанола и, кроме этого, учитывает присутствие метанола в газе после предыдущего участка технологической цепочки. В диапазоне давлений в трубопроводе МСП-4 – берег от 7 до 5,5 МПа температура начала гидратообразования транспортируемого газа изменяется от 17 до 13°С. Самые неблагоприятные условия с точки зрения предупреждения гидратообразования имеют место на первых 2–3 км трассы трубопровода. Вследствие снижения температуры газа до температуры придонного слоя воды (4–10°С) в подводном участке газопровода и высокого начального давления на этом участке требуемое dt=tr – t колеблется в пределах 7–13°С (в летний и зимний период времени соответственно). Теоретически такое снижение достигается при концентрации метанола в водном растворе 14–26 масc.%. Для реальных условий при расчете необходимая концентрация принята на 2 масс.% выше теоретической, т.е. 15–28 масс.%. Расчет выполнен для двух режимов работы УППГ: для нормального (сепарация газа в G-2) и без сепарации в С-2.
228
Глава 7
Полученные результаты для принятых к расчету режимов и различных количеств уноса жидкости Wyн (при режиме с сепарацией в С-2) приведены на рис. 7.12.
Рис. 7.12. Удельный расход метанола в трубопроводе МСП-4 – берег в зависимости от уноса воды с конденсатом и придонной температуры моря
Для корректировки расхода с использованием уточненных данных по уносу влаги была разработана методика, в основе которой лежит определение концентрации метанола в водной фазе (С2), поступающей с конденсатом из P-I в трубопровод при специально организуемой для этой цели подаче метанола в заданном количестве в конденсатную линию. Совершенствование технологии подготовки газа и конденсата к транспорту Поступающий на узел подачи в трубопровод МСП-4 – берег газ с МСП-5 имеет такую же температуру как и придонный слой воды (4–10°С). Поскольку температура сепарации в С-2 на МСП-4 при нормальной работе УППГ составляет 26–30°С, использование холодного потока с МСП-5 может существенно снизить влагосодержание поступающего в трубопровод газа. Был проанализирован вариант со смешением и сепарацией потоков газа в сепараторе С-2 на МСП-4, причем поток с МСП-5 подается на смешение и сепарацию после теплообменника газ–морская вода.
Глава 7
229
Из полученных данных следует, что при нормальной работе T-I на МСП-4 (температура газа на выходе 26°С) удельное количество поступающей в трубопровод влаги в рассматриваемом варианте снижается с 0,45 до 0,35 г/м3. Количество конденсирующейся воды в трубопроводе при самых неблагоприятных осредненных условиях (Р =8 МПа, t = 8°С) составит 0,35–0,15 = 0,19 г/м3 (вместо 0,45–0,16 = 0,29 г/м3), т.е. заметно уменьшится (0,13 г/м3 – это равновесное влагосодержание газа при Р = 8 МПа и t = 8°С). Таким образом, практическая реализация данного технического предложения позволяет существенно улучшить кондицию газа с точки зрения обеспечения нормальной работы трубопровода, причем при отклонении режима работы системы C-I – T-I от нормального отмеченный эффект особенно возрастет. Внутрипромысловый транспорт c МСП до береговых сооружений осуществляется посредством двух параллельно проложенных морских трубопроводов (диаметром 426 × 18 мм), по которым транспортируется трехфазная смесь: газ, газовый конденсат и BMP. Анализ работы этой системы показали, что термобарические условия движения газожидкостного потока соответствуют гидратному режиму (температура смеси близка к температуре морской воды: 8–12°С – летом и 4°С – зимой). Из-за неполного разделения смеси конденсат – водная фаза имеет место значительный унос водной фазы с газовым потоком (кроме того, наблюдаются и залповые выбросы водной фазы при нарушениях технологического режима). Для предотвращения гидратообразования предусматривается ввод метанола. Анализ гидродинамической эффективности трубопроводов в зависимости от количества вводимого в газожидкостной поток метанола свидетельствует, что при небольших расходах метанола (не обеспечивающих полностью предупреждение гидратообразования) возможно образование водоконденсатогидратных масс, сохраняющих некоторое время текучую консистенцию (из-за наличия конденсата в трубопроводе). Это позволяет разработать технологию борьбы с гидратообразованием, сочетающую как ввод метанола, так и периодический пропуск очистных устройств по газопроводу. Данная технология позволяет заметно сократить норму расхода метанола. В теоретическом плане здесь нужно прежде всего выявить функциональную связь между периодичностью пропуска шаров и удельным расходом метанола так, чтобы гидродинамическая эффективность газопровода оставалась в допустимых пределах. Исходя из допущения, что эффективность функционирования газопровода не должна быть ниже Ег = 0,75, по результатам обработки результатов промысловых исследований была получена формула, связывающая периодичность пропуска шарового разделителя и расход метанола (в процентах от номинального): Пt=6,3 e
0,046 Qm
,
(7.88)
где Пt – рекомендуемая периодичность пропуска шара, часы; Qm – расход метанола, в процентах от расхода, обеспечивающего полное предотвращение гидратообразования.
230
Глава 7
Использование изложенной технологии на Голицынском газоконденсатном месторождении не только повысило надежность работы системы сбора, но и обеспечило значительный экономический эффект по сравнению с проектным вариантом обустройства этого месторождения за счет отключения неэффективно работающей системы осушки газа на МСП и сокращения удельного расхода метанола для предупреждения гидратообразования. 7.6. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕЛЕВЫХ ПОРШНЕЙ
Системы сбора и транспорта продукции скважин на газонефтяных месторождениях являются важным элементом технологического комплекса обустройства месторождения и в значительной мере определяют эффективность разработки месторождения. Основными факторами, оказывающими существенное влияние на эффективность работы систем сбора и транспорта, являются: энергетические возможности объектов разработки, начальное давление в системе сбора, возможность группирования скважин, взаимодействие с системой поддержания пластового давления, применяемый способ сбора и транспорта продукции скважин, физикохимические свойства добываемой продукции, месторасположение объектов добычи (кустов скважин) и установок сепарации и подготовки продукции скважин и др. Система сбора должна позволять эффективно проводить борьбу с возникающими осложнениями, обусловленными специфическими свойствами добываемой продукции и условиями разработки. На газоконденсатных месторождениях к таким осложнениям относятся – накопление твердых и жидких отложений в нижних точках рельефной трассы, процессы гидратообразования. На нефтяных месторождениях, кроме перечисленных выше осложнений, возможны также интенсивные процессы парафинообразования в потоке нефти и отложения асфальтопарафинов на внутренней поверхности трубопровода. Перечисленные выше процессы приводят к повышению гидравлического сопротивления трубопровода вплоть до полной его остановки. Одним из наиболее эффективных способов уменьшения гидравлического сопротивления трубопроводов является очистка его внутренней полости тем или иным методом. Наиболее распространенным из них является пропуск очистного устройства. Однако при сооружении внутрипромысловых трубопроводов на газоконденсатных и нефтяных месторождениях установка узлов приема-запуска очистных устройств обычно не предусматривается. Кроме того, трубопроводы на участках куст скважин – установки подготовки отличаются наличием большого количества местных сопротивлений, резких по-
Глава 7
231
воротов и переходов на различные диаметры, что делает невозможной очистку этих систем механическими очистными устройствами. Способы очистки газосборных трубопроводов методом продувки со сбросом газа на факельные линии приводят к потерям углеводородов и не отвечают современным экологическим требованиям. В связи с этим особое значение приобретают исследования, направленные на создание специальных систем, способных осуществлять очистку внутрипромысловых транспортных систем сложного рельефа и переменного сечения, без увеличения риска аварии на трубопроводах. В последние годы в отечественной и зарубежной практике находят применение новые методы удаления жидкости из трубопроводов, основанные на применении гелеобразных составов, из которых в трубе формируется пластичный поршень. Отличительной особенностью таких поршней является: – возможность применения их в телескопических трубопроводах, не оборудованных узлами приема-запуска поршней; – при механическом разрушении гелеобразного поршня способность его самовосстанавливаться; – помимо механического вытеснения жидкости и строительного мусора осуществлять осушку трубопровода и разложение асфальтопарафинистых отложений. Способ очистки трубопроводов с помощью гелеобразных поршней обладает экологической чистотой. Используемые для изготовления поршней реагенты не образуют агрессивных сред. Наличие этих особенностей делает перспективным внедрение гелевых поршней с целью повышения производительности как промысловых, так и магистральных трубопроводов. В отечественной промышленности гели используются в основном как разделители при последовательной перекачке различных нефтепродуктов и в технологических процессах по гидроразрыву пластов. Что касается очистки трубопроводов, то гелеобразующие смеси находятся в начальной стадии промышленного внедрения и рекомендованы для внедрения на трубопроводах, транспортирующих однофазные потоки. 7.6.1. Разработка составов гелевых поршней
Основой вязкоупругого устройства должен быть инертный и пожаровзрывобезопасный водорастворимый полимер. Определяющими факторами, влияющими на рецептуру и порядок изготовления подобного очистного устройства, должны являться сравнительная дешевизна и доступность полимера. Полимерное вязкоупругое устройство должно быть достаточно инертно в перекачиваемой среде, при наличии возможности одновременного регулирования продолжительности существования самой вязкоупругой среды.
232
Глава 7
На основании перечисленных выше требований в качестве базовых композиций нами были выбраны водные растворы карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиакриламида (ПАА). В ходе проведения лабораторных исследований по получению гелей на основе водных растворов гелеобразователей различной концентрации КМЦ и ПАА выделены следующие критерии, определяющие очистные и вытесняющие характеристики – содержание КМЦ или ПАА (в массовых процентах), величина рН водного раствора, масса воды, масса сшивающего реагента, относительная длина (отношение длины гелевой пробки к диаметру трубопровода). В качестве регуляторов гелеобразования (величина рН) использовались наиболее распространенные кислоты и щелочи (HCl, H2SO4, NaOH и т.д.), а сшивающими агентами могут быть приняты водный раствор формальдегида, соли бихроматов калия, натрия, аммония, медного купороса, хлористого кальция. Динамические свойства различных составов гелей были исследованы на экспериментальном стенде. На рис. 7.13 (см. цвет. вклейку) представлены полученные кривые течения растворов КМЦ, в которых не использовались сшивающие агенты. Анализ этих данных показывает, что растворы КМЦ проявляют ньютоновские свойства только до концентрации 1%. При более высоких концентрациях КМЦ растворы имеют ярко выраженные неньютоновские свойства. Жидкости, проявляющие подобную аномалию вязкости, относятся к классу псевдопластических. На рис. 7.14 (см. цвет. вклейку) представлены кривые зависимости динамической вязкости сшитых 2%-ных полимерных гелей на основе КМЦ. Анализ результатов экспериментов показывает, что дополнительное сшивание макромолекул КМЦ увеличивает вязкость геля на несколько порядков. Кроме того, обнаружено, что повышение температуры созревания гелей на основе КМЦ до 50С и использование такого сшивающего агента, как хромовая смесь, позволяет ускорить процесс изготовления гелевого поршня на порядок. В результате проведенных исследований было установлено, что вязкоупругий состав на основе водорастворимого полимера КМЦ имеет следующий оптимальный (с точки зрения качества очистки) состав: – регулятор гелеобразования (рН) = 2%; – вода – 80 %; – КМЦ – 8 %; – сшивающий реагент – остальное. Предложенный состав может варьировать за счет изменения количества воды в зависимости от типа используемого сшивающего реагента, в качестве которого рекомендуется использовать 40%-ный раствор формальдегида и хромовую смесь. Выбор того или иного типа сшивающего реагента был обусловлен тем, какие технологические средства запасовки геля имеются на конкретном трубопроводе и каким временем до начала технологической операции по очистке мы располагаем. Если времени достаточно (сутки и более), то более предпочтительна сшивка формалином, так как в этом случае достигается объемное сшивание, в отличие от поверхностной сшивки хромовой смесью, что отрицательно сказывается на
Глава 7
233
прочности гелевой пробки. В зависимости от времени сшивания и типа применяемого окислителя время существования геля можно варьировать от нескольких часов до нескольких десятков суток (при этом наблюдается существенное влияние физико-химического состава перекачиваемой среды на долговечность гелевой пробки). Проведенные исследования гелей, использующих в качестве сшивающего агента хромовую смесь, показали, что такой состав также является высокоэффективным средством очистки внутренней поверхности трубопроводов. К несомненным достоинствам разработанного разделителя относится быстрота его изготовления. Однако при использовании хромовой смеси достигается сшивка геля только по поверхности. После обработки поверхности полученной гелевой пробки (ГП) хромовой смесью она сразу готова к употреблению. Форма разделителя после обработки сшивающим реагентом не изменяется во времени. Времена релаксации формы ГП в первоначальное состояние после приложения любых усилий (кроме разрывающих их структуры) составляют величины порядка 2…3 секунд. Однако в некоторых ситуациях не представляется возможным запасовать изготовленный поршень в трубопровод (нет возможности приостанавливать технологические процессы транспорта нефти и газа). В этом случае в качестве сшивающего агента следует использовать формалин. Замедленная скорость сшивания, кроме увеличения прочностных свойств, позволяет заливать или закачивать полученную массу в любое место трубопровода. Полученный раствор полимеризуется непосредственно в трубопроводе в течение 8–24 часов (в зависимости от температуры окружающей среды). 7.6.2. Технологии промышленного использования гелевых поршней для очистки газовых шлейфов, подводных нефтепроводов и технологических трубопроводов МСП
В данном разделе рассматриваются вопросы, связанные с созданием промышленных технологий изготовления и использования гелевых разделителей, способных не только уменьшать объемы смесеобразования и вытеснять скопления твердых и жидких скоплений, но и очищать внутреннюю поверхность трубопровода от парафинистых отложений. При разработке основ подобных технологий мы исходили из принципа минимального привлечения дополнительного оборудования на существующих внутрипромысловых трубопроводах. Не менее важным является и обеспечение наиболее благоприятных для процесса очистки трубопроводов технологических условий эксплуатации газонефтепроводов, обеспечивающих наилучшее качество очистки. Приведенные выше результаты исследований по выбору оптимальных составов гелевых поршней получены в статических условиях. Для реализации таких технологий очистки трубопроводов необходимо определить наиболее оптимальные режимы эксплуатации трубопроводов, при которых обеспечивается:
234
Глава 7
1) наилучшее качество очистки внутренней полости трубы; 2) целостность гелевого поршня по всей длине очищаемой трассы. Последнее требование наиболее сложно выполнимо при реализации технологии в газопроводах. В этом случае на заднем фронте гелевой пробки существует значительная разница в плотностях соприкасающихся сред (ГАЗ-ГЕЛЬ). Поэтому при значительных динамических нагрузках (больших скоростях газового потока) происходит прорыв газа по верхней части трубопровода с последующим разрушением гелевого поршня. Изучение особенностей поведения гелевых поршней в динамических условиях осуществлялось на опытно-промышленном стенде, который позволял моделировать процессы вытеснения как жидкостных, так и газообразных сред. Для изучения особенностей применения гелевых поршней в телескопических трубопроводах на участках стенда монтировались фрагменты трубопроводов различной конфигурации и диаметров. Изменения проходного сечения при этом достигало 70%. Оценка полноты вытеснения АСПО, жидких и воздушных скоплений производилась визуально путем фотометрирования соответствующих участков стенда перед и после завершения очистки трубопровода. Основные результаты экспериментов по определению коэффициента вытеснения представлены на рис. 7.15, 7.16. Анализ рис. 7.15–7.16 показывает, что при прочих равных условиях с увеличением кинематической вязкости вытесняемой среды растет эффективная скорость движения вытесняемой гелевой композиции.
Рис. 7.15
Глава 7
235
Рис. 7.16
Наиболее эффективные результаты наблюдаются в диапазоне изменения числа Рейнольдса (4–5)104. Коэффициент вытеснения при этом близок к единице. Анализ результатов экспериментов показал, что подобные ГП, являясь ярко выраженными вязкоупругими системами, двигаются в поршневом режиме и обеспечивают не только высокоэффективное вытеснение жидкости, но и пробковое вытеснение внутритрубных отложений и скоплений инородных жидкостей. Визуальный контроль прохождения подобных ГП через прозрачные фрагменты трассы опытно-промышленного стенда показал, что при движении этих ГП происходит почти 100%-ное вытеснение всех жидкостных и газовых скоплений. Результаты экспериментов показывают, что практически все разработанные типы составов (табл. 7.4) обеспечивают очистку нефтепроводов с коэффициентом эффективности К1 при скорости потока жидкости до 1 м/с. В диапазоне скоростей 1…1,2 м/с эффективность их применения уменьшается на …3%. Если скорость перекачки увеличивается до 1,8 м/с, то полнота очистки уменьшается до 90–95%. При очистке трубопроводов с двухфазным потоком эффективность очистки резко падает в силу причин, отмеченных выше. Однако результаты экспериментов (рис. 7.17, см. цвет. вклейку) по изучению влияния газовой фазы на эффективность применения гелевых составов показывают, что при расходном газосодержании менее 0,5 применение гелевой технологии позволяет проводить очистку трубопроводов в широком диапазоне изменения расходных параметров. При β=0 коэффициент эффективности К1 применения гелевых поршней сохраняется до скоростей 0,2–0,3 м/с при диаметре до 200 мм.
236
Глава 7 Таблица 7.4 Рецептура составов гелевых разделителей на основе водных растворов КМЦ
Компоненты геля № Сшивающий агент Полимер, % Концентрация ионов состава водный раствор хромовая КМЦ водорода, рН формальдегида, % смесь, % 1 8 2 16 – 2 10 2 18 – 3 12 2 20 – 4 8 2 – 2 5 10 2 – 3 6 12 2 – 4
Вода, % 74 70 66 88 85 84
Очистка гелевыми поршнями высоконапорных газосборных коллекторов Как было отмечено выше, одним из основных требований, предъявляемых к гелевым поршням, предназначенным для очистки газосборных коллекторов, является сохранение его целостности по всей длине очищаемой трассы. Разработанный способ обеспечивает удаление жидкости и механических примесей из внутренней поверхности телескопических газопроводов путем продавки газом по газопроводу гелеобразной массы, которую предварительно закачивают в отдельную камеру, в которой в статическом состоянии формируют ее до структуры гелевого поршня, а затем передавливают его в газосборный коллектор. На рис. 7.18 показана схема осуществления способа. Схема состоит из камеры 1, которая связана с фонтанной арматурой 2, которая, в свою очередь, связана с газосборным коллектором 3, сепаратором 4 и емкостью 5.
Рис. 7.18. Способ очистки высоконапорных газосборных коллекторов
Глава 7
237
В камере 1 после ее заполнения гелеобразной массой в течение 30 мин. при положительной температуре происходит формирование структуры поршня. Затем давлением газа из скважины 2 поршень передавливается в газопровод 3 и далее на УКПГ в сепаратор 4. Жидкость и отработанный материал поршня направляются для повторного использования, а жидкость поступает на технологию переработки. Способ очистки газосборных коллекторов реализован на работающем телескопическом газопроводе скв. 38 Вуктыльского газоконденсатного месторождения, технологическая характеристика которого составляла: общая длина – 2200 м, диаметр – 168 х 426 мм. В камеру форсирования поршня было зафасовано 300 л гелеобразной массы. Для трубопровода Ду+168 мм это обеспечивало формирование поршня длиной 16 м. После истечения времени формирования структуры поршень был передавлен давлением газа из камеры в шлей. Продавка поршня по газопроводу осуществлялась давлением газа. Скорость давления поршня поддерживалась 0,3– 0,5 м/с. Из газопровода было удалено 5 м3 воды. Перепад давления в трубопроводе после его очистки снизился на 3,0 атм. 7.7. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОЛН РАЗРЕЖЕНИЯ
Как известно, период падающей добычи на газовых и газоконденсатных месторождениях характерен наличием ряда осложнений в эксплуатации систем добычи углеводородного сырья, которые приводят к снижению продуктивности скважин, преждевременному выходу из эксплуатационного фонда и, следовательно, к уменьшению окончательного коэффициента газоотдачи всего месторождения. Одним из основных осложнений в этот период является интенсивное обводнение скважин. Как показывает опыт эксплуатации, именно это является главной причиной ликвидации скважин. Для увеличения коэффициента продуктивности скважин в настоящее время предложены разнообразные методы принудительного удаления жидкости с забоя скважин. Эти методы могут быть классифицированы на (рис. 7.19): 1. Механизированные 2. Физико-химические 3. Газогидродинамические. К настоящему времени наибольшее распространение получили физикохимические методы и газогидродинамические (уменьшение диаметра НКТ), которые применяются в процессе добычи на месторождениях Украины, Северного Кавказа, Коми АССР, Туркмении, Узбекистана. Однако результаты промышленного внедрения ПАВ для удаления жидкости из низкодебитных скважин показывают, что среднее увеличение добычи по регионам составляет около 0,22%
238
Глава 7
от текущей. Хотя в отдельных регионах (СевКавтрансгаз) эта величина достигает 15–20%. Из механизированных способов наибольшее распространение находит газлифтный способ эксплуатации в различных его модификациях.
Рис. 7.19. Схема классификации методов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в осложненных наличием жидкости условиях
Газогидродинамические способы эксплуатации скважин наиболее эффективны при достаточном запасе пластовой энергии. К сожалению, до последнего времени широкого промышленного внедрения эти способы еще не получили (за исключением уменьшения диаметра НКТ), хотя имеются положительные опытные результаты на отдельных скважинах различных месторождений. Как правило, использование известных газогидродинамических методов связано с проведением большого объема подготовительных работ на скважине. Как показывает анализ всех этих методов, в их основе лежат стационарные гидродинамические процессы и поэтому их описание может осуществляться на основе известных соотношений гидродинамики двухфазных течений. Экспериментальные исследования, представленные в главе 6, показывают перспективность использования нестационарных эффектов для разработки тех-
Глава 7
239
нологии удаления жидкости из скважин без проведения большого объема подготовительных работ (замены НКТ, подведение трубопроводов для подачи газлифтного газа и т.д.). На базе выполненных исследований влияния нестационарных процессов (ударных волн разряжения) на истинное содержание жидкости в вертикальном газожидкостном потоке разработана технология эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях накопления жидкости в ее стволе. Данная технология не требует использования дополнительного внутрискважинного и внешнего оборудования или доставки каких-либо реагентов на платформу. Поэтому она рекомендуется для условий морской добычи как при подводном, так и при надводном заканчивании скважин. Предлагаемая технология дает возможность определять оптимальные характеристики ударных волн по заданным расходным и термодинамическим параметрам фаз потока в скважине и пласте. На первом этапе определяется истинное содержание жидкости и гидравлические потери в лифтовой колонне, а затем рассчитывается количество жидкости, которое необходимо удалить из скважины методом ударно-волнового воздействия для увеличения ее производительности до заданной величины, что достигается за счет уменьшения гравитационных потерь. Максимально возможный дебит рассчитывается, исходя из запаса пластовой энергии и газогидродинамических характеристик призабойной зоны. После определения выносящей способности ударной волны находят требуемую амплитуду для удаления из скважины заданного количества жидкости, величины изменения устьевого и забойного давлений. В случае если параметры пласта не позволяют получить требуемую амплитуду, формируют несколько ударно-волновых импульсов. Исходными данными для расчета являются: Таблица 7.5 №№ п/п 1. 2. 3. 4. 5.
6.
7.
Условные обозначения Расход газа до остановки скважины Q Ожидаемый расход после применения метода УВВ Q Дебит жидкости в рабочих условиях Q Глубина скважины H Диаметр НКТ (внутренний) D Давление: – атмосферное Pàò – устьевое Ру – забойное Рз – пластовое Рпл Температура: – стандартная Тст – устьевая Ту Параметры
Единицы измерения тыс. м3/сут тыс. м3/сут тыс. м3/сут м м МПа МПа МПа МПа 293°К °К
240
Глава 7 Продолжение табл. 7.5
№№ п/п
Параметры
– забойная – пластовая – равновесия 8. Коэффициент сжимаемости газа 9. Вязкость жидкости в пластовых условиях 10. Вязкость газа в пластовых условиях Плотность жидкости в нормальных условиях 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18.
Плотность газа в нормальных условиях Плотность жидкости в рабочих условиях Коэффициент поверхностного натяжения Коэффициент шероховатости трубы Ускорение свободного падения Граничное время включения в работу пластов Параметр КВД Коэффициент улучшения газогидродинамических 19. характеристик призабойной зоны
Условные обозначения Тз Тпл То z
Единицы измерения °К °К 273°К
r2н r1р кэ g t2pi bi
кг/м3 кг/м3 кг/м3 н/м мм м/сек2
нс/м2 нс/м2
b
Описанная выше методика реализована на РС. При разработке программы использован модуль SKWA, который был дополнен процедурой вычисления среднего по стволу скважины расходного и истинного содержания жидкой фазы. Вычислительный процесс организован следующим образом. При помощи модуля «SKWA» производится гидравлический расчет скважины, работающей в естественном режиме, а также дебитов, которые желательно получить путем создания ударных волн разрежения. По необходимой выносящей способности вычисляются параметры ударной волны и определяется требуемое устьевое давление для создания ударной волны требуемой интенсивности. В качестве ограничения выступает максимально возможный расход (дебит), необходимые параметры ударной волны не приводят к превышению требуемого забойного давления над пластовым. Для каждого варианта рассчитывается при помощи разработанного модуля график работы скважины (число перекрытий, время остановок и период работы за сутки), а также эффективность ее эксплуатации с помощью ударно-волнового воздействия на характеристики газожидкостного потока. Выходными данными по каждому варианту являются: Таблица 7.6 №№ Параметры п/п 1. Устьевое давление 2. Забойное давление 3. Амплитуда ударной волны
Условные обозначения Ру Рз А
Единицы измерения МПа МПа
Глава 7
241 Продолжение табл. 7.6
№№ п/п 4. 5. 6. 7. 8.
Параметры Выносящая способность ударной волны Кол-во перекрытий ствола скважины Время остановки скважины Время работы скважины между перекрытиями Эффективность применения метода УВВ
Условные обозначения n Тост Траб Ем
Единицы измерения
с с
Укрупненная блок-схема программ «RUVV» и «WAVE» приводится на рис. 7.20.
Рис. 7.20. Укрупненная блок-схема программ «RUVV» и «WAVE»
Глава 8 ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДОВ И ПРИНЦИПЫ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Начало освоения углеводородов на шельфе России, большая часть которого приходится на арктические районы, требует критического анализа принципов освоения, которые уже внедрены в практику обустройства как морских месторождений в различных регионах Мирового океана, так и сухопутных месторождений России. Результаты этого анализа позволят выявить основные критерии, которые определяют оптимальную стратегию освоения месторождений арктического шельфа. Подробный анализ особенностей обустройства сухопутных месторождений Крайнего Севера выполнен в работе [12]. Выделены основные особенности северных газоконденсатных и газонефтеконденсатных месторождений России. 1. Сложные природно-климатические условия в районах расположения месторождений, включая повсеместное распространение вечномерзлых пород (ВМП). Этот фактор стал одной из основных причин развития схем с использованием кустов высокопроизводительных скважин, надземной прокладки шлейфов газосборных коллекторов большого диаметра. 2. Разработка и внедрение унифицированных технологических схем промысловой обработки углеводородов и стандартизация типоразмеров технологического оборудования для их реализации. Важно отметить, что типоразмеры оборудования были оптимизированы для поставки типовых технологических линий заводского изготовления. 3. Отсутствие на первых этапах освоения месторождений Крайнего севера необходимой для этого инфраструктуры, а также большая удаленность мест добычи от основных потребителей углеводородной продукции. 4. Наличие наряду с уникальными месторождениями (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др.) большого количества средних и мелких месторождений. Это позволяет создавать крупные центры по обработке углеводородов на уникальных месторождениях с возможностью их дозагрузки путем подключения средних и мелких месторождений по мере истощения основных залежей базового месторождения. Все это обеспечило значительное снижение стоимости и трудоемкости строительно-монтажных работ, а также времени обустройства северных месторождений. Производительность типовых УКПГ на месторождениях Крайнего севера по газу достигает 20–27 млрд. м3/год.
Глава 8
243
Следующим крупным этапом в освоении углеводородных ресурсов является разработка месторождений континентального шельфа, которая ведется нефтегазовыми компаниями с 20-х годов прошлого столетия. Наиболее интенсивно морская нефтегазодобыча начала развиваться с 50-х годов. Основные этапы освоения шельфовых месторождений приведены в табл. 8.1. Индустриальные методы строительства морских нефтегазовых сооружений впервые были применены при обустройстве месторождений на Каспийском море. Таблица 8.1 Этапы развития морской нефтегазодобычи Год 1900 1925 1932 1933 1934
Наименование работ Бурение на искусственных каменных островах Бурение в море с платформ на деревянных основаниях Смонтирована первая буровая вышка на барже Построена первая погружная платформа Бурение с металлических платформ в открытом море
1937 Бурение в Мексиканском заливе 1944 Индустриальные методы строительства металлических платформ (15 м) 1954 Первая СПБУ 1959 Разработка месторождений в Северном море 1961 Смонтирован первый подводный комплекс для добычи 1961 Первое бурение с динамически позицируемой платформы 1966 Первая советская СПБУ «Апшерон» 1978 Кол-во подводных комплексов 140 ед. Глубина моря в точке бурения 300 м Масса гравитац. платформы 500000 т 1983 Началась эксплуатация платформы TLP 1984 Уровень морской добычи 26% мировой 1987 Первое наклонно-направленное бурение на море, месторождение Endicott. Искусственный остров на шельфе Аляски 1988 Глубина моря в точке бурения 2200 м 1991 1992 1997 2002
Место проведения работ Баку, Каспийское море Баку, Каспийское море Техас США США о. Артема, Каспийское море США Баку США Голландия Мексиканский залив, США Мексиканский залив, США Баку, Каспийское море Мексиканский залив, США Северное море США
Мексиканский залив, США Подводное оборудование установлено на точке 720 м Бразилия Начало работ по освоению Штокмановского ГКМ Баренцево море, Россия Месторождение Hibernia, гравитационная платформа, о. Ньюфаундленд, Канада рассчитанная на столкновение с айсбергами FPSO с ледовым усилением в районе с айсбергами, о. Ньюфаундленд, Канада месторождение Graben
244
Глава 8 Продолжение табл. 8.1
Год Наименование работ 2003 Ввод в эксплуатацию месторождения Д-6 (Кравцовское) 2005 FPSO с ледовым усилением в районе с айсбергами White Rose, глубина 122 м 2007 Месторождение с подводным обустройством в арктической зоне Snohvit, Ormen Lange глубина воды до 1100 м, многофазный транспорт до берега 2008 Искусственный остров, подводный двухфазный трубопровод, многолетние льды 2011 Гравитационная платформа, отгрузка в танкеры, многолетние льды 2014 Подводное обустройство, однолетние льды, месторождение Киринское
Место проведения работ Балтийское море, Россия о. Ньюфаундленд, Канада Норвежское море, Норвегия Море Бофорта, Аляска США Печорское море, Россия Охотское море, Россия
В начальный период практически на всех этапах освоения морских месторождений использовались технологии, которые были разработаны для сухопутных месторождений. Дальнейшее развитие морской добычи, вовлечение новых перспективных районов акватории Мирового океана в сферу интересов нефтегазовых компаний потребовало создания специализированных технологий и технических средств для проведения геологоразведочных работ, бурения, обустройства и эксплуатации морских месторождений нефти и газа. Для решения проблем, связанных с началом новой эры в освоении углеводородных ресурсов, как у нас в стране, так и за рубежом проводились глубокие научные исследования, направленные на разработку новых материалов, специальной морской техники и технологий, которые бы позволили приступить к широкомасштабному освоению месторождений континентального шельфа Мирового океана. Необходимо отметить, что в последние десятилетия развитие техники и технологий освоения морских месторождений в мире в основном определялось требованиями, которые необходимы для организации работ в таких районах Мирового океана как Австралийский шельф, шельф западной Африки, Мексиканский залив, Северное и Норвежское моря. Это районы основной добычи углеводородов, на которые приходится в настоящее время до 80% всей морской добычи в мире. Если в начальный период масштабного освоения континентального шельфа глубина воды в местах добычи варьировалась от 50 до 500 м, то в последние 15 лет глубина океана, на которой идет коммерческая добыча, достигает 4 000 м (Бразильский шельф). Характерной особенностью перечисленных выше районов являются значительные глубины воды (свыше 1 000 м) и отсутствие ледяных образований.
Глава 8
245
8.1. ВИДЫ ОБУСТРОЙСТВА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. КРИТЕРИИ ВЫБОРА ВИДОВ ОБУСТРОЙСТВА Традиционно выбор системы обустройства производится на прединвестиционной стадии, в рамках подготовки проекта разработки месторождения, обоснования инвестиций, путем технико-экономического сравнения различных вариантов обустройства месторождения. При этом учитывается ряд факторов (критериев), которые можно объединить в несколько групп. 1. Геологическая группа. В нее входят следующие факторы: – геологические особенности залегания продуктивных горизонтов; – физические свойства пород; – площадь месторождения; – тип месторождения. 2. Группа ситуационных факторов: – глубина моря; – расстояние до берега; – наличие развитой инфраструктуры на берегу; – местоположение конечных потребителей; – природно-климатические условия. 3. Группа технологических факторов: – состав добываемой продукции; – выбранная система разработки месторождения (на истощение, с поддержанием пластового давления, скайлинг-процесс и т.д.); – наличие необходимых технологий и технических средств, для реализации выбранной системы обустройства. 4. Экономические: – цена на добываемые углеводороды; – капитальные вложения на обустройство; – эксплуатационные расходы; – режим налогообложения. Необходимо отдельно отметить, что система обустройства морского месторождения наряду с признаками, присущими сухопутному месторождению (централизованная, децентрализованная, лучевая и т.д.), имеет ряд принципиальных особенностей, характерных только для шельфовых проектов. Эти особенности влияют на выбор технологий, оборудования и материалов для организации добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородного сырья в условиях морского промысла и, в конечном итоге, определяют техникоэкономические показатели освоения шельфового месторождения. Затраты на создание системы сбора и объектов для подготовки углеводородов на морском месторождении составляют свыше 70% всех капиталовложений на его обустройство. Стоимость отдельных нефтегазопромысловых платформ
246
Глава 8
достигает нескольких млрд. долл. Затраты на прокладку современного глубоководного трубопровода составляют 2–3 млн. долл. за километр. Изготовление, монтаж, управление и обслуживание подводного добычного комплекса требуют применения новых наукоемких высокоточных технологий и оборудования, которые существенно отличаются от их сухопутных аналогов как по массогабаритным характеристикам, так и по стоимости. Поэтому выбор оптимального размещения гидротехнических сооружений по площади месторождения, их способ размещения (надводный, подводный), назначение (добывающие, технологические, буровые, танкеры-хранилища, многофункциональные) во многом предопределяют как эффективность разработки, так и оптимизацию капитальных и эксплуатационных затрат на освоение месторождения. 8.1.1. Надводный вид обустройства На первых этапах разработки шельфовых нефтегазовых месторождений на глубинах моря до 100 м использовались морские стационарные платформы, на которых размещались буровой и добычной комплексы. Последний включает устья добывающих и нагнетательных скважин, системы подготовки газа, нефти и воды. Таким образом, обустройство одного месторождения осуществлялось рядом однотипных платформ, от которых углеводороды в центральный пункт сбора поступают подготовленные к внешнему транспорту. Такая схема обустройства месторождений относится к децентрализованной и вид обустройства – к надводным. В настоящее время в Северном море установлены стационарные платформы (железобетонные) на глубине 300 м (месторождение «Тролль»). Сооружение и эксплуатация таких сооружений, которые существенно снижают общую эффективность проекта, требует значительных капитальных вложений. Данный вид обустройства широко применяется при обустройстве месторождений арктического шельфа (табл. 8.6). В качестве оснований для размещения устьев скважин и технологического оборудования используются различные типы гидротехнических сооружений: – гравийные намывные острова; – специальные баржи, зафиксированные на дне; – искусственные кессонные острова; – бетонные гравитационные основания; – стальные гравитационные основания. Следующим шагом к повышению эффективности разработки явилось решение, широко используемое в настоящее время рядом компаний на Ближнем Востоке, Юго-Восточной Азии, Мексиканского залива. Суть его заключается в концентрации надводного оборудования по обработке углеводородов на центральной платформе. Устья скважин размещены на отдельных платформах-саттелитах, или на подводных добычных комплексах, от которых продукция скважин
Глава 8
247
поступает по подводным трубопроводам или гибким райзерам на центральную платформу. Такая схема обустройства позволяет уменьшить суммарный вес верхних строений по месторождению и сконцентрировать все основные технологические процессы в одном месте. При этом продукция скважин транспортируется в многофазное состояние. Типичным примером стадийного совершенствования концепции обустройства морского месторождения является нефтяное месторождение «Белый тигр», расположенное в южной части шельфа Вьетнама (рис. 8.1). На первом этапе его обустройство осуществлялось с использованием морских стационарных платформ, на которых осуществлялся весь комплекс работ, связанных с бурением, добычей и подготовкой нефти к транспорту, которая добывалась с залежей осадочных пород миоцена и олигоцена. После сепарации осуществляются насосная откачка сепарированной нефти и сбор попутного газа под давлением сепарации. Таким образом, обустройство месторождения на первом этапе его освоения осуществлялось по децентрализованной схеме. В это время на месторождении «Белый тигр» было построено 10 МСП. С открытием высокопродуктивных залежей в фундаменте, на которых добывается 90% всей нефти, на центральном своде месторождения была внедрена новая концепция обустройства центральной части месторождения, которая предполагала строительство единого технологического комплекса – ЦТП (центральная технологическая платформа), на которой размещены энергетическое и технологическое оборудование по подготовке газа и нефти к транспорту, а также по подготовке воды для закачки в пласт. Добыча нефти и газа осуществляется на отдельных блок-кондукторах, которые удалены от ЦТП на расстояние до 5 км. В этом случае внедрены технологии совместного сбора продукции скважин, предполагающие транспорт газонасыщенной нефти, попутного газа и воды по одному трубопроводу от скважин до установок по их подготовке. Как показано в главе 9, гибкое применение данных технологий позволяет максимально использовать пластовую энергию для добычи, сбора и транспорта продукции скважин и существенно расширяется объем применения технологий многофазного потока. Ко времени выхода месторождения «Белый тигр» на максимальную добычу 13 млн. т нефти и 2 млрд. м3 газа в год система обустройства месторождения включала 10 МСП производительностью по нефти от 2,4 до 5 тыс. т/сут каждая, 2 ЦТП (центральная технологическая платформа) производительностью 30– 40 тыс. т/сут, 3 FPSO (танкера-хранилища), обеспечивающие прием нефти до 15 тыс. т/сут при отводненности до 20% с последующей отгрузкой на танкерычелноки, нефтепроводы общей протяженностью около 107 км, трубопроводы сбора ГИС более 30 км, газопровода свыше 150 км, блок-кондуктора для размещения добывающих скважин и установок предварительной сепарации газа (УПCГ) малая компрессорная станция (МКС) для обеспечения газлифтной эксплуатации скважин, центральная компрессорная станция комбинирования попутного газа и подачи его на берег в объеме до 6 млн. м3/сут.
248
Глава 8
Рис. 8.1.Схема обустройства месторождения «Белый тигр»
Глава 8
249
Таким образом, при надводном виде обустройства и децентрализованной схеме обустройства установки подготовки углеводородов расположены на одной платформе с устьями эксплуатационных скважин. Транспорт подготовленной продукции до потребителей осуществляется в однофазном состоянии по трубопроводам или с помощью танкеров. При централизованной схеме обустройства устья скважин не совмещены с установками по подготовке углеводородов, а расположены на отдельных и облегченных платформах (блок-кондукторах). Транспорт продукции скважин осуществляется в многофазном состоянии до технологических платформ, где происходит подготовка углеводородов к транспорту до потребителей, который может быть как однофазным, так и двухфазным. 8.1.2. Комбинированный вид обустройства (на примере Штокмановского ГКМ) На месторождениях, где глубина воды превышает 100 м, их обустройство обычно осуществляется с использованием подводных добычных комплексов и плавучих технологических платформ различного типа. Такой вид обустройства назовем комбинированным. Практика использования на таких глубинах надводного вида обустройства с использованием стационарных платформ признана не оптимальной с точки зрения технико-экономических показателей освоения месторождения. Типичным примером применения комбинированного вида обустройства является проект освоения Штокмановского ГКМ. В ходе его подготовки были рассмотрены 2 варианта обустройства, которые, по сути, отличаются выбранными технологиями транспорта газа до берега – двухфазной и однофазной. В ходе проведения исследований были получены выводы, которые ставят под сомнение, казалось бы, утвердившееся в мировой практике мнение о преимуществах двухфазного транспорта при обустройстве морских месторождений перед однофазным за счет сокращения количества и веса оборудования на платформе, необходимого для подготовки углеводородов к транспорту. Рассмотрим с этих позиций результаты исследований. Штокмановское ГКМ расположено в центральной части Баренцева моря на расстоянии 570 км от Кольского полуострова и 350 от арх. Новая Земля. Глубина моря в районе расположения месторождения составляет 310–350 м (рис. 8.2, см. цвет. вклейку). Сам район характеризуется суровыми природно-климатическими условиями с сильными штормами, длительной полярной ночью, практически ежегодным образованием ледяного покрова и частым появлением айсбергов. Имеется высокая вероятность обледенения как атмосферной, так и брызговой природы. Результаты такого обледенения в арктических условиях показаны на рис. 8.3 (см. цвет. вклейку).
250
Глава 8
Таким образом, в ряду приоритетных появились новые факторы, без учета которых освоение углеводородных ресурсов этого региона практически невозможно. К ним относятся: 1) экстремальные природно-климатические условия (полярная ночь, сильные ветра в сочетании с низкими температурами воздуха, частые магнитные аномалии в атмосфере и т.д.); 2) наличие ледяных образований различной природы (айсберги, стамухи, торосы, ледяной покров различной сплоченности и возраста); 3) значительная (до 600 км) удаленность баз снабжения и практическое отсутствие инфраструктуры для обеспечения работ по освоению шельфовых месторождений; 4) высокая чувствительность арктической экосистемы к техногенным воздействиям. Научно-технологическое обеспечение работ по освоению углеводородных ресурсов этого региона, помимо исследований, обеспечивающих развитие техники и технологий для шельфовых месторождений южных и умеренных широт, должно быть дополнено исследованиями влияния перечисленных выше факторов на показатели надежности и эффективности технических устройств, сооружений и технологий, которые необходимы для рентабельного освоения шельфовых месторождений нефти и газа в Арктике. По запасам ШГКМ классифицируется как уникальное. Запасы газа категории С1 составляют 3,9 трлн. м3, а конденсата 62,9 млн. т. В соответствии с проектом разработки проектный уровень добычи газа составит 71,7 млрд. м3. Промышленную эксплуатацию месторождения предлагается осуществлять в 3 фазы освоения, продолжительность каждой из них составляет 50 лет. С учетом последовательности ввода в эксплуатацию каждой последующей после первой фазы общая продолжительность промышленной разработки месторождения составит 57 лет. Коэффициент газоотдачи за полный рассматриваемый период разработки месторождения составит 80,1%, а коэффициент конденсатоотдачи – 68,7%. В соответствии с проектом каждая фаза освоения ШГКМ обустраивается самостоятельно. В целях привлечения современных зарубежных технологий по освоению морских месторождений, а также разделения технических и финансовых рисков между партнерами, для освоения ШГКМ были привлечены 2 крупные нефтегазовые компании – Total (Франция) и Statoil (Норвегия). Как и ожидалось, данные компании предложили апробированные ими в других районах Мирового океана (шельфа Западной Африки, Северное море), технические решения и технологии, которые с учетом классических критериев без учета особенностей арктического региона являются оптимальными для ШГКМ. К ним относятся: 1) вид обустройства – комбинированный; 2) подводный добычной комплекс (ПДК) включает скважины с проектной производительностью – 4 млн. м3/сут, фонтанные арматуры которые вместе с
Глава 8
251
манифольдом размещены на донных плитах по 4 шт. каждой. Общее количество таких комплексов для трех фаз составляет 22 шт. Схема их размещения представлена на рис. 8.4 (см. цвет. вклейку). ПДК попарно подключаются к технологической платформе с помощью трубопроводов системы сбора и гибких трубопроводов-райзеров. На каждую фазу освоения месторождения предлагается использовать отдельную технологическую платформу. В подводной системе сбора применятся технология многофазного транспорта. Для борьбы с возможными осложнениями (см. гл. 7) при реализации данной технологии предлагается использовать «технологический» ингибитор МЭГ для предотвращения гидратообразования. Проблема пробкообразования решается путем обеспечения достаточных скоростей газового потока для обеспечения кольцевого режима течения ГЖС в вертикальных трубах в течение всего периода разработки месторождения. Управление работой подводных систем, добычи и сбора продукции скважин будет осуществляться с технологической платформы. Традиционно освоение морских месторождений нефти и газа осуществляется по принципу минимизации материально-технических и финансовых затрат на промысловую обработку и перекачку добываемой продукции: нефти, газа и газового конденсата с морской технологической платформы (МТП) на береговые сооружения. Это связано с тем, что затраты на оснащение МТП необходимым технологическим оборудованием, включая газоперекачивающие агрегаты и насосы, существенно больше соответствующих расходов на установку того же оборудования на берегу. В силу указанных причин на платформе осуществляется минимальный объем операций, крайне необходимых для нормального функционирования морских трубопроводов, транспортирующих добываемую продукцию (газ + конденсат) на береговые сооружения. Применительно к условиям освоения морских газоконденсатных месторождений минимально необходимыми операциями на газодобывающей платформе являются: разделение газоконденсатной смеси на газовую и жидкостную фазы; осушка газа и конденсата от влаги до кондиций, исключающих образование газовых гидратов в подводном трубопроводе; сжатие (компримирование) конденсата и газа перед подачей в трубопровод. Именно такие технические решения и были предложены иностранными партнерами для освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (рис. 8.5). Добываемая газоконденсатная смесь разделяется на газ и конденсат при давлении 8,0…10,0 МПа. Уровень рабочего давления определяется возможностью осушки газа до требуемой глубины при использовании абсорбционной технологии, характеризующейся достаточно низким значением удельной металлоемкости оборудования на обработку единицы массы природного газа, а также возможностью одноступенчатого компримирования газа до рабочего давления в подводном магистральном трубопроводе. Для подготовки газа и конденсата к транспорту на технологической платформе предлагалось разместить оборудование для:
252
Глава 8
Рис. 8.5. Технологическая схема обработки продукции 1-й фазы освоения ШГКМ: абсорбционный процесс
1) разделения газа, конденсата, раствора МЭГа; 2) абсорбционной осушки газа с использованием в качестве реагента ТЭГ; 3) регенерации ТЭГа; 4) регенерации МЭГа; 5) осушки конденсата; 6) компримирования газа для подачи в межпромысловый трубопровод (Рнач.=16,0 МПа); 7) Выработки энергии для обеспечения функционирования всего морского добычного комплекса в арктических условиях, включая ПДК, технологический комплекс и системы жизнеобеспечения платформы. Общая мощность энергетического комплекса составляет 600 МВт. Следует отметить, что указанные технические решения широко используются в мировой практике при освоении морских газоконденсатных и газонефтяных месторождений при комбинированном виде их обустройства. Однако при более глубоком анализе технических решений, которые необходимы для реализации такой концепции обустройства Штокмановского месторождения, были выявлены ряд принципиальных недостатков, снижающих надежность и эффективность проекта в целом. В первую очередь это касается выбранной технологии трубопроводного транспорта углеводородов до береговых сооружений, а именно: двухфазного транспорта газоконденсатной смеси по трубопроводу протяженностью 570 км. Как отмечалось в главе 7 (рис. 7.1), полных аналогов Штокмановскому месторождению по протяженности и диаметру подводного трубопровода – нет.
Глава 8
253
Более того, проводя сравнительный анализ шельфовых трубопроводов по такому ключевому параметру (для двухфазных потоков) как общий перепад высот подводных участков трубопровода, необходимо отметить, что Штокмановский проект превосходит зарубежные аналоги в несколько раз (суммарный перепад высот восходящих участков трубопровода превышает 4 000 м). В этой связи условия эксплуатации трубопроводной системы Штокмановского проекта становятся одним из ключевых факторов в обеспечении надежности всей технологической системы и успешной реализации проекта в целом. Наличие жидкой фазы в трубопроводе может существенно усложнить эксплуатацию подводного газопровода, особенно в условиях его работы при пониженном расходе. Проведенные расчеты показывают, что при загрузке газопровода в диапазоне 100% – 55% от проектного значения количество выпадающей в полости трубопровода жидкости относительно невелико (приблизительно 1 000 м3) и связанные с этим осложнения в работе трубопровода практически отсутствуют. Однако при дальнейшем снижении загрузки трубопровода количество накопленной жидкости в трубопроводе резко возрастает, и нормальная эксплуатация трубопровода становится невозможной (рис. 8.6).
Рис. 8.6. Гидравлическая характеристика трубопровода ШГКМ и накопление жидкости
Повышенное содержание жидкости в трубопроводе оказывает неблагоприятное воздействие на гидравлический режим работы газопровода, вызывает рост пульсаций давления и расхода, способствует существенному увеличению противодавления на подъемных участках трубопровода и росту гидравлических потерь. Указанное технологическое ограничение по минимально допустимой производительности газопровода (55%) для варианта двухфазного транспорта существенно уменьшает рабочий диапазон эксплуатации газопровода.
254
Глава 8
Это особенно важно в начальный период его работы, когда загрузка трубопровода может быть меньше указанного значения, а также на этапе падающей добычи (приблизительно через 40 лет с момента начала разработки месторождения), когда уровень добычи снижается до значений менее 38,5 млн. м3/сут (55%). В этих условиях постоянная эксплуатация трубопровода становится невозможной, необходимо проведение специальных трудоемких технологических операций (пропуск очистных устройств) по удалению жидкости из внутренней полости трубопровода. В условиях Штокмановского месторождения узел запуска поршней совмещен с подводным манифольдом, и поэтому каждая операция по пропуску поршня предусматривает привлечение специального судна и автономного аппарата ROV для запасовки поршня в камеру и монтаж этой камеры на манифольде. При этом должны учитываться гидрометеорологические условия (волнение, ветер и т.д.). Поэтому организовать строго периодический пропуск шаровых разделителей по опыту трубопровода CNP (см. гл. 7) для своевременного удаления скапливающейся жидкости в трубопроводе не представляется возможным. Еще одним фактором, существенно увеличивающим капитальные затраты на обустройство месторождения, является необходимость поддержания рабочего давления в технологическом комплексе платформы не ниже 6,0 МПа. Данное требование обусловлено в первую очередь необходимостью обеспечения наиболее благоприятных условий работы установки абсорбционной осушки газа. Данная технология была предложена иностранными партнерами как наиболее апробированная для морских условий. Данное требование может быть выполнено только при вводе в эксплуатацию ДКС с момента снижения устьевого давления ниже 8,0–7.0 МПа. Как показывают расчеты, в период с 27 по 35 год для этих целей потребуется установка дополнительных 70 МВт мощностей. Для их размещения потребуется дополнительная технологическая платформа в арктическом исполнении для каждой фазы освоения стоимостью несколько млрд. долл. США каждая. С учетом выявленных рисков для варианта использования технологии двухфазного транспорта осушенных газа и конденсата Штокмановского ГКМ группой российских специалистов под руководством д.т.н., профессора Тер-Саркисова Р.М. в составе д.т.н., профессора Г.Э. Одишария, д.т.н. Харченко Ю.А., д.т.н. А.С. Едигарова и др. проведены исследования по обоснованию новых технических решений, направленных на снижение рисков, выявленных для комбинированного вида обустройства для ШГКМ с использованием технологии двухфазного транспорта. Результаты этих исследований позволили учесть дополнительные факторы арктического региона, которые необходимо учитывать при выборе технологий обустройства месторождений на арктическом шельфе и соответственно повысить технико-экономическую эффективность проектов освоения месторождений в этом регионе Мирового океана.
Глава 8
255
В первую очередь, с учетом отмеченных выше рисков, характерных для технологий двухфазного потока в трубопроводах, аналогичных Штокмановскому, была рассмотрена возможность реализации технологий однофазного потока в трубопроводе. В качестве альтернативного варианта абсорбционной подготовки газа предложена схема газа на платформе с применением технологии низкотемпературной сепарации (НТС), обеспечивающая снижение точки росы по воде до минус 25°С, по жидким углеводородам до минус 18°С, и однофазный транспорт кондиционного газа по подводному газопроводу диаметром 46 дюймов, с рабочим давлением около 140 бар (рис. 8.7).
Рис. 8.7. Технологическая схема обработки продукции 2-й и 3-й фаз освоения ШГКМ: низкотемпературная сепарация с турбодетандерными агрегатами
Важно отметить, что положительный опыт внедрения технологии однофазного транспорта газа уже имеется в трубопроводах, значительно превосходящих по протяженности Штокмановский трубопровод (Лангелет, Северный поток и др.) (см. табл. 7.1). Поэтому методики расчета термобарических параметров таких трубопроводов многократно проверены и их точность позволяет рассчитывать проектные показатели со степенью достоверности не ниже 95%. Наоборот, для двухфазных потоков, как было показано в главе 7, отсутствуют апробированные методики расчета технологических параметров в сверхдлинных трубопроводах, гарантирующие такую же точность, как при однофазном транспорте. Поэтому в практических расчетах режимов течения, при которых не наблюдается накопление жидкости по трассе Штокмановского трубопровода предлагалось предусмотреть запас по величине давления на входе в трубопроводе, равный 10% от общего периода давления по трассе.
256
Глава 8
С учетом того, что общий период давления для двухфазного потока выше аналогичного для однофазного (см. раздел 7.2), и для Штокмановского проекта это превышение составляет около 5,0 МПа, снижение начального проектного давления на входе в трубопровод при переходе на однофазный транспорт может достигать 7,0 МПа. Снижение давления на входе в подводный трубопровод приводит к уменьшению требуемой мощности газоперекачивающих агрегатов, установленных на платформе. Экономия мощности КС на платформе может превысить 40 МВт (рис. 8.8).
Рис. 8.8. Динамика отбора газа и требуемой мощности компрессорной станции на морской технологической платформе
Фактически для обеспечения добычи при реализации добычи классического варианта разработки месторождения, который применяется на сухопутных месторождениях и характеризуется этапами постоянного дебита – 1-й этап и постоянного устьевого давления – 2 этап, необходимо создать на месторождении компрессорные мощности для варианта двухфазного транспорта – до 200 МВт, а для варианта однофазного транспорта – 160 МВт. Причем использование в целом объеме таких установленных мощностей потребуется в течение 5–6 лет при окончании 1-го этапа разработки и в начальный период 2-го этапа разработки (периода постоянного устьевого давления). В течение остального времени разработки, который в соответствии с проектом должен достигать 50 лет, эти установленные компрессорные мощности будут не востребованы. Поэтому вполне резонно возникает вопрос о возможности более эффективного использования мощности КС на морском месторождении путем снижения мощности и поддержания ее на постоянном уровне в течение как можно более длительного времени в процессе разработки месторождения.
Глава 8
257
Данная задача решалась разработкой специального алгоритма управления отбором газа из продуктивных горизонтов Штокмановского месторождения, которое бы обеспечило поддержания требуемой мощности КС на определенном уровне в течение длительного периода разработки месторождения. Фактически такой режим отбора газа из пласта характеризуется одновременным изменением как дебита, так и устьевых давлений по скважинам. В качестве заданных целевых уровней были выбраны значения 75 МВт и 100 МВт (рис. 8.8), что соответствует кратным значениям мощности типового отечественного газоперекачивающего агрегата (25 МВт). Отметим, что указанный подход возможен только для варианта однофазного транспорта газа по подводному трубопроводу, поскольку только в этом случае отсутствуют ограничения по минимально допустимому расходу газа в трубопроводе. Разработанный подход по оптимизации требуемой мощности КС на платформе основан на построении комплексного алгоритма итерационных расчетов по всей технологической цепочке: пласт – скважина – система подготовки газа на платформе – подводный трубопровод – береговые сооружения, учитывающего временные взаимосвязи изменения характерных параметров указанной технологической цепочки при заданном конечном давлении 60 бар. Кратко алгоритм расчета строился следующим образом. Начиная с определенного периода (после 25 лет с начала разработки месторождения) изменялся проектный уровень отбора газа из пласта. Далее последовательно проводилась цепочка расчетов от пласта до выхода трубопровода на берег, целью которых было с помощью итераций подобрать параметры подготовки газа на платформе таким образом, чтобы обеспечивалось поддержание заданного значения мощности КС на платформе (75 МВт или 100 МВт), и кроме этого обеспечивалась температура точки росы по углеводородам не более минус 18 градусов Цельсия. Результаты расчета изменения годового уровня отбора газа из пласта по разработанному алгоритму и суммарного объема добычи газа для различных целевых значений требуемой мощности КС на платформе представлены на рис. 8.8, из которого следует, что управляя отбором газа можно не только добиться снижения требуемой мощности КС на платформе, но и значительно увеличить суммарный объем добычи газа из Штокмановского ГКМ. Дополнительный объем добычи за весь период разработки месторождения может составить 90– 120 млрд. м3 в зависимости от заданного уровня требуемой мощности КС на платформе. Требуемая в этом случае загрузка ГПА обеспечивается системой управления в сочетании с периодической заменой проточной части. Необходимо отметить, что внедрение предлагаемого алгоритма управления отбором газа из продуктивных горизонтов месторождения позволяет не только существенно снизить и рационально использовать мощности КС на платформе, но и практически исключить необходимость строительства дожимной компрессорной станции (ДКС) на платформе, как это было предусмотрено в варианте двухфазного транспорта газа.
258
Глава 8
Конденсат, извлекаемый на установке НТС, подвергается стабилизации при давлении около 6–10 бар. Газы стабилизации, основу которых составляют метан (85%) и этан–пропан–бутановая смесь (15% от общего состава смеси) компримируются до давления нагнетания ГКС и направляется в подводный газопровод. Расчеты показывают, что добавка незначительных объемов газов стабилизации (суточный объем газов дегазации не превышает 115 тыс. м3) не изменяет термодинамические свойства транспортируемого газа. Стабильный конденсат с давлением насыщения 500 мм рт. ст. в количестве 636 тонн в сутки (около 1 070 м3) направляется в хранилище морской платформы типа FPSO (рис. 8.9, см. цвет. вклейку). Современные платформы типа FPSO располагают возможностью хранения на борту около 100 тыс. м3 конденсата. Это означает, что отгрузка из FPSO конденсата в танкер может осуществляться с периодичностью один раз в квартал. Таким образом, механический перенос технических решений, использовавшихся ранее при обустройстве морских месторождений в различных районах Мирового океана, без учета особенностей местоположения и природноклиматических условий Штокмановского месторождения, не позволил на начальном этапе освоения этого месторождения найти оптимальные технические решения, обеспечивающие максимально высокий уровень надежности технологической цепочки «пласт – потребитель». Так, при использовании технологии двухфазного транспорта углеводородов от месторождений до береговых потребителей при комбинированном виде обустройства выявлены следующие недостатки: – сложность и риски эксплуатации трубопровода в двухфазном режиме в периоды пуска и падающей добычи; – значительные требуемые мощности ГКС и ДКС на платформах; – ограниченный рабочий диапазон устойчивой эксплуатации двухфазного газопровода (производительность не ниже 55% от проектного значения); – недостаточная точность расчетных методов для моделирования двухфазного потока в сверхдлинных трубопроводных системах; – необходимость строительства на берегу пробкоуловителя большого объема (2 500 м3) и УКПГ производительностью 23,5 млрд. м3/год на каждую из 3-х фаз. С другой стороны, внедрение технологии однофазного транспорта газа до береговых потребителей для таких удаленных месторождений как Штокмановское при комбинированном виде их обустройства позволяет: – повысить эксплуатационную надежность подводного газопровода большой протяженности за счет перехода на однофазный режим транспорта; – снизить установленную мощность газоперекачивающих агрегатов почти в три раза; – увеличить суммарный коэффициент газоотдачи по месторождению за счет более рационального отбора газа и снижения минимального устьевого давления по сравнению с вариантом двухфазного транспорта;
Глава 8
259
– исключить из перечня строящихся объектов: дополнительную платформу с ДКС, крупногабаритные слагкетчеры и УКПГ; – снизить капитальные и эксплуатационные затраты, повысить экономическую эффективность проекта в целом. 8.1.3. Подводный вид обустройства Как показано на рис. 8.2, вокруг Штокмановского газоконденсатного месторождения сосредоточено несколько средних и мелких месторождений, которые могут являться ресурсной базой для дальнейшего развития Баренцевоморского газодобывающего региона. Использование опыта освоения крупных газоносных регионов Крайнего севера позволяет предусмотреть возможность использования инфраструктуры, энергетические и транспортные мощности, созданные при освоении уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения при вовлечении в разработку средних и мелких близлежащих месторождений. Это позволит значительно сократить затраты на обустройство новых месторождений и ускорить их ввод в эксплуатацию. Сокращение капитальных затрат в первую очередь будет обусловлено возможностью использования подводного вида обустройства средних и мелких месторождений. Расстояния, на которых могут находиться месторождения с подводным видом обустройства от центрального месторождения, могут достигать 100–150 км. На таком расстоянии, как показывает опыт эксплуатации месторождений с подводным видом обустройства, возможна транспортировка многофазного потока с приемлемым уровнем эксплуатационных рисков, а также передача электроэнергии для снабжения и управления объектов подводного добычного комплекса и оперативное проведение морских операций по обслуживанию ПДК с привлечением специальных судов при их технической поддержке с технологической платформы базового месторождения. В пределах указанных расстояний 100–150 км от береговой линии находится ряд перспективных месторождений других первоочередных газоносных регионов шельфа России – Карского моря, Обско-Тазовской губы, Охотского моря. Поэтому подводный вид обустройства шельфовых месторождений является наиболее перспективным для освоения шельфа России. Необходимо отметить, что подводный вид обустройства требует совершенно новых технических решений и видов оборудования для их реализации. В 2013 г. ОАО «Газпром» на Дальневосточном шельфе о. Сахалин введено в эксплуатацию первое в России месторождение с подводным видом обустройства – Киринское газоконденсатное месторождение. Проект по освоению Киринского ГКМ входит в мегапроект «Сахалин-3», который включает три блока – Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский. Газ «Сахалин-3» является ос-
260
Глава 8
новной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» и позволит обеспечить газоснабжение регионов Дальнего Востока. Киринский проект реализован в рекордно короткие сроки – за 3 года, с применением сложнейшей транспортной логистики и в суровых климатических условиях. В 2013 г. на месторождении был проведен первый пуск газа, а в 2014 г. начата промышленная добыча и достигла к концу года объема в 100 млн. м3 газа. Добыча на Киринском месторождении впервые на российском шельфе будет осуществляться с использованием подводного добычного комплекса, состоящего из 7 скважин, на устье которых устанавливаются фонтанные арматуры со штуцерным модулем, а также системой шлангокабелей и шлейфов, оконечных устройств трубопроводов (PLET), подводных тройников, защитных конструкций и манифольда (рис. 8.10, см. цвет. вклейку). Впервые в России применены технологии и оборудование, обеспечивающие круглогодичную добычу, сбор и внутрипромысловый транспорт продукции скважин с морского месторождения без непосредственного участия человека, т.е. с применением так называемых безлюдных технологий. Диагностика, плановое обслуживание, ремонтно-восстановительные работы на объектах подводного добычного комплекса будут проводиться с использованием специальных дистанционно управляемых аппаратов в навигационный сезон, который в Охотском море длится с июня по сентябрь. В остальное время года проведение каких-либо работ с находящимся на дне моря подводным оборудованием на акватории Охотского моря практически исключено. Поэтому по сравнению с другими районами шельфовой добычи углеводородов, где возможно круглогодичное проведение морских работ, требования к оборудованию и технологиям, которые реализованы в подводном добычном комплексе Киринского ГКМ, должны быть более жесткими с точки зрения надежности, а также технической и экологической безопасности. Формирование основных технических решений по обустройству Киринского ГКМ, а также выбор оборудования и технологий для их реализации было осуществлено на стадии FEED с участием специалистов компании FMC (Норвегия). Естественно, что за основу был взят опыт, накопленный специалистами данной компании при подводном обустройстве морских месторождений в различных районах Мирового океана (Северное море, шельф Бразилии, Мексиканский залив и т.д.) за исключением акваторий замерзающих морей по причине фактического отсутствия в эксплуатации подобных месторождений в настоящее время. Таким образом, одной из основных задач, стоящих перед эксплуатирующей организацией, является поддержание работоспособности и эффективности подводного оборудования в экстремальных гидрометеорологических условиях (ледовые поля, отрицательные температуры на дне моря, течение). Реализация этой задачи диктует необходимость в разработке дополнительных требований с особыми условиями, которые позволили бы круглогодично эксплуатировать месторождения с подводным типом обустройства, расположенные не только на шельфе острова Сахалин, но и на арктическом шельфе и приравненных к ним акваториях Мирового океана.
Глава 8
261
К основным техническим решениям, которые впервые применены на газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром», относятся: 1. Подводное расположение устьев скважин, шлейфов, манифольда, шлангокабелей и межпромысловых трубопроводов, другого оборудования, обеспечивающего эксплуатацию скважин. 2. Проектирование, строительство и эксплуатация высокопроизводительных скважин с дебитом 2,0 млн. м3/сут и выше. 3. Использование нетоксичного реагента МЭГ в качестве ингибитора гидратообразования. 4. Применение технологии многофазного потока в межпромысловом трубопроводе Dy=20" протяженностью 45 км. Сложные гидрометеорологические условия в районе месторождения, глубины до 100 м, наличие ледовых образований в зимний период, отсутствие на данном этапе береговой инфраструктуры накладывают определенные ограничения на условия эксплуатации месторождения, которые предусмотрены в проектных документах. Однако уже в самом начале эксплуатации КГКМ выявлен ряд факторов, которые не учтены в проекте и при определенных условиях могут оказать существенное негативное влияние на показатели надежности подводного добычного комплекса, а также работу установки комплексной подготовки газа и стабилизации конденсата. В октябре 2014 г. скважина Р5 запущена в работу с дебитом 2,0 млн. м3/сут. Структура системы сбора и межпромыслового транспорта на КГКМ, построенная к октябрю 2014 г., представлена на рис. 8.11 (см. цвет. вклейку). В соответствии с проектом, для обеспечения безгидратного режима работы системы сбора и межпромыслового транспорта технологией предусмотрена подача на устье скважин 80% масс. водного раствора МЭГ. Эксплуатация подводного добычного комплекса в таком режиме продолжалась в течение 21 суток (рис. 8.12, см. цвет. вклейку). Поступление углеводородного конденсата на вход УКПГ началось на вторые сутки. Между тем выхода из трубопровода на берег водного раствора МЭГ не наблюдалось в течение всего периода работы. На 13 сутки была введена в эксплуатацию 2-я скважина P6 с первоначальным дебитом 665 тыс. м3/сут, который постепенно увеличивали с одновременным снижением расхода газа на скважине Р5 из-за ограничений на поставку товарного газа в магистральный трубопровод для обеспечения суммарной добычи в объеме 2,0 млн. м3/сут. На 22-е сутки общий объем добычи был увеличен до 2,6 – 2,7 млн. м3/сут. В тот же день стал наблюдаться рост перепада давления в трубопроводе на участке «манифольд – берег» (морской участок), который продолжался в течение 7 суток. При перепаде давления на морском участке в 10,72 МПа добыча была остановлена. При этом на манифольде рабочее давление составляло 20,7 МПа, а в точке выхода межпромыслового трубопровода на берег – 8,47 МПа (рис. 8.12, см. цвет. вклейку).
262
Глава 8
Создавшиеся условия в остановленном трубопроводе (высокий перепад давления и температуры) способствовали образованию газогидратной пробки во внутренней полости трубы. Проведенный анализ термогидравлических процессов, происходящих в трубопроводе, показывает следующее: по ходу движения газового потока по шлейфу и межпромысловому трубопроводу происходит выпадение воды в жидкую фазу из-за снижения температуры и скорости потока. В силу низких скоростей газа в межпромысловом трубопроводе при добыче 2,0 млн. м3/сут (г ≤ 0,5 м/с) реализуется расслоенный режим течения газожидкостного потока. Причем в первоначальный период работы многофазного трубопровода движения жидкой фазы вслед газовому потоку практически не происходит, а наблюдается ее накопление в нижних точках трассы. Такая динамика газожидкостного потока сохраняется до момента достижения условия его стационарности, которое описывается равенством: 1вх 1вых , где β1ВХ – расходное содержание воды на входе в трубопровод; β1ВЫХ – расходное содержание воды на выходе из трубопровода. В таблице 8.2 приведены расчетные объемы водного раствора МЭГ, которые находятся во внутренней полости трубопровода при различных расходах газового потока. Как уже отмечалось, из-за незначительных скоростей газа образуется расслоенный режим течения, причем жидкая фаза также разделяется на углеводородный конденсат (УК) и водный раствор МЭГ (ВРМ). УК, как более легкая жидкость, движется по поверхности ВРМ, не смешиваясь с ним, и уже через двое суток в трубопроводе наступает динамическое равновесие по УК, при котором объем поступившего из скважины в трубу конденсата равен его объему на выходе. Таблица 8.2 Параметры работы системы внутрипромыслового транспорта КГКМ Давление Давление Количество Общее Давление Количество Q, млн. на границе на входе количество водного на манифольде, конденсата, м3/сут «море– раствора в УКПГ, жидкости, бар м3 суша», бар МЭГ, м3 бар м3 2,0 110,8 103,5 93 3348 442 2906 3,0 108,2 102,0 93 2391 516 1875 4,0 106,2 100,9 93 1525 551 974 6,0 105,9 99,6 93 868 539 329 8,0 109,2 99,8 93 694 510 184 10,0 114,6 101,1 93 586 461 125
В то же время выход трубопровода на стационарный равновесный режим работы по ВРМ при Qгаза = 2,0 млн. м3/сут будет происходить в течение 4–5 суток, а при Qгаза = 4,0 млн. м3/сут – в течение 7 суток.
Глава 8
263
Необходимо отметить одну особенность распределения концентрации водного раствора МЭГ по длине трубопровода. Закачка МЭГ предусмотрена проектом непосредственно на скважине, и в силу отмеченной выше динамики распространения жидкой фазы по длине трубопровода при пониженных расходах газа основная масса МЭГ в начальный период работы трубопровода скапливается на его начальных участках по мере выноса из скважины и шлейфа. Выпадение водной фазы на более дальних участках трассы из-за снижения температуры потока не компенсируется поступлением и наличием в этих зонах МЭГ повышенной концентрации. По этой причине в данных точках возникают условия, благоприятные для образования гидратов. Важно отметить, что описанная ситуация наиболее вероятна в начальный период вывода трубопровода на проектный режим работы, когда полного распределения водного раствора МЭГ по всей длине трассы трубопровода еще не произошло. Анализ распределения температур по трассе трубопровода, а также накопления водной фазы (рис. 8.13, см. цвет. вклейку) показывает, что уже на начальных участках трассы ММТ создаются условия, благоприятные для образования гидратов, а поступление МЭГ из шлейфов сдвигает область образования гидратов (рис. 8.14 и рис. 8.15) на более дальнее расстояние от манифольда. По всей видимости, процессы гидратообразования начали развиваться уже с первых часов эксплуатации трубопровода, когда появилась конденсационная вода по трассе ММТ. Образование гидратных отложений продолжалось в течение всего периода работы скважины. В результате прохождение УВС постепенно снижалось, и в конечном итоге сечение трубы было перекрыто. Давление на манифольде со стороны скважин возросло. Добыча газа прекратилась. Были выполнены все необходимые и возможные в условиях подводного расположения трубопровода мероприятия, характерные при ликвидациях гидратных пробок в стандартных условиях газового промысла на суше. Снижено давление в трубопроводе с береговой стороны гидратной пробки. С берега во внутреннюю полость трубопровода было закачено около 40,0 м3 метанола. Но подводное расположение оборудования определило принятие ряда специфических инженерных решений. Определена техническая возможность подачи метанола в подводную часть газотранспортной системы, для чего перепрофилирована сервисная линия шлангокабеля для периодической подачи метанола на устье скважины Р5 с расходом 1,0 м3/сут. Принято решение проводить импульсные закачки МЭГ со стороны манифольда для разрушения гидратной пробки. В отличие от сухопутного трубопровода в случае образования гидратной пробки на подводном участке трубопровода Киринского ГКМ отсутствует возможность сброса давления с обеих сторон пробки для обеспечения термобари-
264
Глава 8
Рис. 8.14. Зависимость температуры гидратообразования от концентрации МЭГ в водно-гликолевой смеси при давлении 100 бар
Рис. 8.15. Участок трассы транспортной системы от скважины Р5 до 15 км Красная линия – температура скважинной продукции, синяя линия – давление, черная линия – профиль трассы, зеленая линия – температура гидратообразования при отсутствии МЭГ, оранжевая линия – температура гидратообразования при концентрации МЭГ 33% масс., голубая линия – температура гидратообразования при концентрации МЭГ 53% масс.
Глава 8
265
ческих условий ее разложения. Проектная технологическая схема не предусматривает оперативную подачу метанола в возможные точки образования гидратных пробок. По этим причинам предварительно было снижено давление в трубопроводе только с береговой стороны. Этого оказалось недостаточно для эффективного разрушения гидратов. Именно поэтому было принято решение и организованы импульсные закачки МЭГ со стороны манифольда. Данные мероприятия преследовали цель периодического воздействия на гидратную массу пробки водометанольным раствором (ВМР) со стороны области высокого давления. Это обеспечивало создание и поддержание фильтрации ВМР в среде гидратной массы и препятствовало дальнейшей конгломерации гидратов, а также способствовало ослаблению образовавшихся внутригидратных связей, что в конечном итоге привело к их разрушению. Диффузия ВМР через гидратную массу позволила сохранить проход жидкости в сторону берега и тем самым постепенно снизить давление за пробкой со стороны манифольда. Эффективности этого мероприятия способствовал тот факт, что к моменту образования сплошной гидратной пробки практически вся внутренняя полость трубы от манифольда до гидратной пробки была заполнена жидкостью (ВМР и углеводородный конденсат), и импульсы давления при закачке МЭГ практически без затухания передавались к границе раздела жидкость – гидратная пробка. Объем закачиваемого МЭГ соответствовал объему ВМР, проходящего через гидратную массу. В свою очередь, фильтрация ВМР через гидратную массу обеспечивала постепенное снижение давления на участке «Манифольд – гидратная пробка», сохранение циркуляции и проходимости через гидратную массу. Это имело решающее значение в условиях создавшейся ситуации. На рисунках 8.16 и 8.17 (см. цвет. вклейку) приведены совмещенные графики объемов закачки МЭГ, т.е. фильтрации ВМР через пробку (красная кривая), и изменения давления в трубопроводе (синяя кривая). Как видно из рисунка 8.16, первая импульсная закачка МЭГ в течение 5 часов 10 минут с расходом 1,8 м3/час привела к росту давления с 1,017 МПА до 3,727 МПа. После прекращения закачки восстановление (падение) давления происходило в течение 1,7 суток. В период с 25 ноября по 10 декабря 2014 г. был проведен ряд динамических воздействий на гидратную пробку. Три последних воздействия показаны на рисунке 8.17. Показатели проведения восьми наиболее интенсивных воздействий приведены в таблице 8.3. Характер изменения давления на манифольде в процессе проведения первых пяти динамических воздействий (прокачка МЭГ) показывает на то, что гидратная пробка имеет плотную структуру и практически препятствует прохождению жидкости в область трубопровода за пробкой. На это указывают быстрый рост давления в процессе закачки МЭГ и плавное его снижение после прекращения закачки.
266
Глава 8 Таблица 8.3 Параметры воздействия на гидратную пробку
№ п/п
Дата
Время закачки
1 2 3 4 5 6 7 8
04.12.14 06.12.14 06.12.14 06.12.14 07.12.14 08.12.14 09.12.14 09–10.12.14
310 мин. 215 мин. 81 мин. 171 мин. 113 мин. 144 мин. 137 мин. 123 мин.
Давление на Давление на Время Объем 3 манифольде, манифольде после сброса давзакачки, м МПа сброса, МПа ления, мин. 9,31 3,727 0,751 2457 12,44 2,03 1,449 100 5,39 2,013 1,351 148 11,11 2,022 1,363 152 7,89 2,018 0,732 2095 8,10 0,918 0,659 930 10,95 0,683 0,444 779 10,30 0,451 0,459 790
Со временем объем закачиваемого МЭГ начал увеличиваться с каждым новым циклом. Характер роста и падения давления на манифольде постепенно изменился. Давление во время закачки росло незначительно. Все это свидетельствовало о возможном постепенном разрушении пробки. Во время проведения последнего динамического воздействия давление в коллекторе практически не изменилось, из чего можно сделать вывод, что гидратная пробка полностью разрушена. Это подтвердилось в ходе дальнейшего наблюдения за температурой и давлением в газотранспортной системе «скважина – берег». Таким образом, можно оценить объем ВМР, который был внедрен в среду гидратной пробки. Приблизительно он составляет 75,49 м3. Как показывает дальнейшее развитие процесса, принятое решение динамического импульсного воздействия при помощи МЭГ на гидратную массу оказалось верным и достаточным для разрушения гидратной пробки и возобновления технологического процесса перекачки многофазной смеси по подводному трубопроводу «манифольд – берег». В общей сложности на проведение мероприятий потребовалось 38 суток. Нештатная ситуация была ликвидирована и эксплуатация ПДК Киринского ГКМ возобновлена. Возникновения подобной ситуации можно избежать, если использовать в качестве ингибитора гидратообразования метанол, который, обладая более высокой по сравнению с МЭГ летучестью, будет не только связывать уже выпавшую в скважине воду, но и насыщать газовый поток и обеспечивать защиту от образования гидратов в наиболее опасных участках трассы, т.е. там, где прямая закачка ингибитора невозможна. Важно отметить, что в условиях шельфового месторождения при невозможности прямого доступа к подводным объектам обустройства возрастает актуальность достоверного моделирования теплогидравлических процессов по всей технологической цепочке «Скважина – шлейф – межпромысловый трубопровод – УКПГ» и предупреждения нештатных ситуаций по результатам этого моделирования. В настоящее время существует несколько программных продук-
Глава 8
267
тов, предназначенных для моделирования теплогидравлических процессов в рельефных многофазных трубопроводах. Наиболее известные из них – OLGA (несколько версий), PIPESIM, FAS, LEDA Flow. Владельцем первых двух является компания Шлюмберже, а двух других – FMC и Kongsberg соответственно. Необходимо отметить основную особенность представленных программных продуктов. Расчетные модели, которые используются для определения искомых параметров, являются закрытыми для пользователей. При этом корректировка или адаптация расчетной модели к конкретным условиям эксплуатации месторождения может осуществляться только представителем компании-владельца с использованием фактических данных по месторождению. Фактические данные о добыче газа по отдельным скважинам, текущая продуктивность скважины, состояние системы сбора (необходимые для калибровки расчетной модели) являются конфиденциальной информацией, поскольку характеризуют текущую деятельность компании-оператора. При постоянном доступе третьих лиц к данной информации возникают риски ее разглашения и использования вне интересов компании-оператора. Поэтому все крупные компании Total, Shell, Conoco Philips и др. разрабатывают собственные системы мониторинга технологических параметров систем добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородов, используя для этих целей закрытые базы данных и сертифицированные внутрикорпоративные программные продукты. Таким образом, можно сформулировать следующую проблему, требующую решения: разработка современного внутрикорпоративного программного комплекса для расчета теплогидравлических процессов течения многофазных смесей по рельефным трубопроводам и их внедрение в практику работы производственных служб добычных предприятий ОАО «Газпром». Важно отметить, что основа для этого имеется. В 60–90-е годы прошлого столетия в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» активно развивалось направление исследований в области многофазной гидродинамики. Полученные обширные экспериментальные данные в широком диапазоне изменения термобарических параметров и соотношения фаз в потоке уже в 80-х годах прошлого столетия позволили разработать на базе теории гомогенного потока с взаимным скольжением фаз инженерные методики расчета параметров стационарных двухфазных потоков в рельефных трубопроводах. Современный уровень развития вычислительной техники позволяет по-новому подойти к вопросам моделирования движения продукции скважин в промысловых трубопроводах и расширить стационарные модели на область нестационарных режимов. Наличие современного программного комплекса для моделирования нестационарных течений многофазных потоков в рельефных трубопроводах позволит не только прогнозировать возникновение различных осложнений в ПДК морских месторождений, но и разрабатывать новые и совершенствовать существующие технологии эксплуатации подводных трубопроводных систем в различных режимах эксплуатации. В частности, при эксплуатации многофазных трубопроводов, к которым относится межпромысловый трубопровод «Подводный
268
Глава 8
манифольд – УКПГ», на левой ветви их гидравлической характеристики (рис. 8.18, см. цвет. вклейку) наблюдается неустойчивый режим работы при объемах добычи газа до 6,0 млн. м3 в сутки. В этой зоне работы рельефного трубопровода происходят накопление жидкой фазы, периодические интенсивные пульсации давления и периодическое формирование протяженных жидких пробок, которое получило название «рельефное пробкообразование» (см. гл. 6). При этом наблюдается единовременное поступление больших объемов жидкости в приемные устройства (пробкоуловители) установок по подготовке углеводородов, которые зачастую приводят к нарушению их работы вплоть до остановки. Механизм рельефного пробкообразования определяется не только классическими критериями, такими как числа Рейнольдса, Фруда, Вебера и др., но имеет существенную зависимость от других параметров, которые учитывают пространственную ориентацию трубопровода, протяженность его последовательно расположенных нисходящих и восходящих участков и т.д. Механизм «рельефного пробкообразования» рассмотрен подробно в главе 6. Выполненных экспериментальных исследований, по нашему мнению, еще недостаточно для получения достоверных расчетных моделей, которые бы позволили прогнозировать данный вид осложнений в работе протяженных рельефных трубопроводов при перекачке многофазных смесей. Поэтому в настоящее время необходимо организовать систематические исследования в этом направлении для создания динамической модели течений многофазных смесей в практике эксплуатации таких трубопроводов. В заключение следует отметить следующее. Киринское ГКМ является первым опытом эксплуатации шельфового газоконденсатного месторождения в России, на котором реализована концепция полностью подводного обустройства с применением безлюдных технологий при строительстве и эксплуатации месторождения. Пуск в эксплуатацию этого месторождения ознаменовал начало новой эпохи в истории газовой отрасти России. На смену десятилетиями отработанным технологиям сбора, подготовки и транспорта газоконденсатных смесей, учитывающих возможность непосредственного участия человека в производственном процессе, пришли новые «безлюдные» технологии эксплуатации промысла, которые не предполагают прямого доступа человека к подводному оборудованию в течение всего периода его эксплуатации, а проведение любых технологических операций и работ на месторождении возможно только в навигационный период с июня по сентябрь. Для эффективного управления и прогнозирования режимов работы объектов подводного добычного промысла в таких районах замерзающих морей, предотвращения развития различного типа осложнений в системе сбора и межпромыслового транспорта продукции скважин необходимо разработать и внедрить систему интеллектуального мониторинга объектов подводного добычного комплекса, которая обеспечит:
Глава 8
269
a) моделирование динамических теплогидравлических процессов в скважинах, подводных трубопроводах, райзерах и других объектах подводных добычных комплексов; b) прогнозирование различного типа осложнений в ПДК и выбор наиболее эффективных мероприятий по борьбе с ними; c) диагностику технического состояния контрольно-измерительной аппаратуры и объектов ПДК в целом; d) решение других задач по контролю над режимами эксплуатации ПДК. 8.2. ОПТИМИЗАЦИЯ ВЫБОРА ОСНОВНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ОСВОЕНИЮ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Проведенный анализ технических решений, реализованных на нескольких морских месторождениях, позволяет сформулировать основные отличительные признаки, характерные для каждого вида обустройства, и определить наиболее перспективные из них для использования на шельфе замерзающих морей. 1. Надводный вид. 1.1. Децентрализованная схема обустройства 1.1.1. Устья скважин и технологическое оборудование расположены на одной гравитационной платформе в надводном положении. 1.1.2. Система сбора отсутствует. 1.1.3. Необходимо присутствие людей на платформе. 1.1.4. Энергоснабжение обеспечивается собственными источниками. 1.1.5. Управление процессом добычи осуществляется непосредственно на платформе. 1.1.6. Во внешнем транспорте углеводородов в основном используется однофазный трубопроводный или танкерный транспорт углеводородов. 1.2. Централизованная схема обустройства 1.2.1. Устья скважин в надводном положении расположены на отдельных мини-платформах. 1.2.2. В системе сбора углеводородов используется технология многофазного транспорта. 1.2.3. Технологическое оборудование по подготовке углеводородов к транспорту, системы ППД, компримирования и т.д. расположено на отдельных крупных технологических платформах гравитационного типа. 1.2.4. Требуется постоянное присутствие людей на платформе. 1.2.5. Производство электроэнергии организовано непосредственно на платформе. 1.2.6. Управление процессом добычи осуществляется с технологической платформы. 1.2.7. Во внешнем транспорте углеводородов в основном используется однофазный трубопроводный или танкерный транспорт углеводородов.
270
Глава 8
2. Для комбинированного вида обустройства месторождения можно выделить следующие характерные признаки: 2.1. Подводное размещение скважин. 2.2. В системе сбора используется технология многофазного транспорта. 2.3. Технологическое оборудование по подготовке углеводородов размещается на борту плавучей технологической платформы (TLP, SPAR, FPU, FPSO и т.д.) или на гравитационном основании. 2.4. Необходимо постоянное присутствие людей на платформе. 2.5. Энергоснабжение всего морского добычного комплекса, включая подводную часть, организовано с платформы (внутреннее энергоснабжение). 2.6. Управление проектом добычи осуществляется с платформы. 2.7. Внешний транспорт углеводородов осуществляется с использованием технологии однофазного трубопроводного транспорта газа совместно с танкерным транспортом жидких углеводородов или технологии трубопроводного двухфазного транспорта. При реализации однофазного транспорта необходимо организовать накопление и хранение жидких углеводородов или непосредственно на платформе FPSO, или в специализированных судах-хранилищах FSO. В таблице 7.3 представлены основные осложнения в системе сбора и внешнего транспорта при комбинированном виде обустройства для различных типов месторождений. Как видно, существующие технологии подготовки углеводородов, оборудование которых можно разместить на платформе, позволяют исключить практически все основные осложнения в системе внешнего транспорта за исключением выпадения АСПО. Между тем данному виду обустройства присущи некоторые недостатки, которые сужают диапазон его возможного применения в условиях арктического шельфа. К ним относятся: 1) невозможность применения на замерзающих акваториях (при глубинах более 50 м) при образовании устойчивого ежегодного многомесячного ледяного покрова (акватории арктических морей, расположенные восточнее арх. Новая Земля); 2) значительное влияние внешних метеорологических условий на конструктивные характеристики плавучей платформы. Ветроволновые характеристики в районе месторождения учитываются при выборе типа платформы. Обычно для условий умеренных широт используются параметры, которые характеризуют способность платформы противостоять повреждающим волновым и ветровым нагрузкам – остойчивость, параметры качки, деформации корпуса, заливание палубы водой и т.д. Для условий арктического шельфа данных критериев недостаточно. Необходимо добавить перечень критериев, по которым можно обоснованно провести оценку той или иной конструкции платформы для условий ее использования в Арктике: – поведение в ледовых условиях; – технология отсоединения; – возможность самостоятельности движения;
Глава 8
271
– ремонт ледовых повреждений корпуса; – обледенение; – винтеризация ВСП. 3. Необходимость создания сложной системы удержания платформы и системы гибких райзеров для подачи продукции скважин на платформу. Конструкция системы удержания платформы зависит от типа конструкции платформы. Для платформ типа SPAR и SEVAN система удержания может быть статической, т.е. без возможности поворота вокруг своей оси. Для платформ судового типа система турельного типа удержания позволяет корпусу платформы перемещаться вокруг своей оси, производить отсоединение платформы от якорной системы, а также осуществлять передачу жидких и газообразных сред, электроэнергии и оптических сигналов между подвижной технологической платформой судового типа (ТПСТ) и стационарными подводными объектами морского добычного комплекса. 4. Суровые метеорологические условия даже в тех районах арктического шельфа, где технически возможно применение комбинированного вида обустройства месторождения, требуют применения на платформах дополнительных инженерных сооружений и оборудования для защиты персонала и технологического оборудования верхнего строения платформы от низких температур окружающей среды, атмосферного и брызгового обледенения. Все эти мероприятия определяются как винтеризация платформы. Так, для условий центральной части Баренцева моря, где находится Штокмановское ГКМ, верхнее строение платформы спроектировано с учетом минимальной температуры окружающей среды – 38 °С. Конструкция корпуса платформы должна соответствовать требованиям российского морского регистра судоходства (РМРС) для получения ледовой зимней категории ANTI-ICE, WINTERIZATION (–40). Также требования позволяют обеспечить безопасную, надежную и эффективную эксплуатацию всего морского добычного комплекса в природно-климатических условиях акватории Штокмановского ГКМ, включая: – производственную безопасность, которая закладывается в проектные решения; – обеспечение технологических показателей (например, обеспечение непрерывности потока продукции); – поддержание целостности и функциональности работы оборудования и возможности его консервации; – сведение к минимуму воздействия суровой окружающей среды на персонал; – обеспечение контроля состояния воздушной среды внутри производственных помещений на ВСП. Для обеспечения этих требований все модули ВСП должны быть выполнены полностью закрытыми с отоплением до температуры 5 °С или выше и контролем влажности воздуха. Указанная температура является достаточной для защиты всех средств КИПиА и позволяет персоналу выполнять свои обязанности, в том числе
272
Глава 8
по техническому обслуживанию, согласно стандартным правилам, и исключается возможность попадания снега и льда внутрь технологических модулей. Морское брызговое и атмосферное обледенения в арктическом регионе также являются существенными факторами, снижающими уровень безопасности работ на морских платформах. Для плавучих конструкций и судов воздействие этих факторов может быть достаточно серьезным, так как нарастание льда может привести к увеличению осадки, уменьшению высоты надводного борта и поднятию центра тяжести судна, повышая тем самым риск потери остойчивости. Для уменьшения нагрузок от обледенения обычно используются следующие основные меры, позволяющие снизить негативное воздействие указанных выше факторов. – Зоны палуб между модулями оборудуются навесами, простирающимися до верха модулей (тем самым предотвращается льдообразование по их высоте). Кроме того, в качестве запасной меры проходы могут быть оснащены резисторными нагревательными элементами на уровне палуб. Сочетание различных мер должно уменьшить величину нарастания толщины льда до нуля. – Зоны палуб вокруг внешней части модулей вплоть до поручней судна также защищаются с использованием навесов или нагревательных элементов. Получаемые в результате уровни обледенения также будут уменьшены до нуля. – Для вертикальной поверхности, открытой к ветровому брызговому воздействию, интенсивность обледенения снижается с помощью таких активных мероприятий, как механическое удаление, воздействие горячей водой или паром. Однако эффективность этих мер составляет всего лишь 25%, то есть толщина нарастания льда будет составлять 75% от ожидаемых уровней. – Снижение интенсивности обледенения для бортов судна также осуществляется с помощью активных мер, таких как механическое удаление, воздействие горячей водой или паром. В условиях экстремального холода и ветра эффективность таких мер также составит всего 25%. – Окраска открытых поверхностей МЛТП (морская ледостойкая технологическая платформа – плавучая установка для добычи, хранения и выгрузки углеводородных продуктов) с использованием специальных водостойких покрытий. Считается, что применение мер по снижению негативного воздействия указанных выше факторов позволяет уменьшить прогнозную величину интенсивности обледенения более чем на 50%. 5. Как было отмечено, одним из основных требований, которым должен удовлетворять комбинированный вид обустройства, является постоянное присутствие людей на платформе. В настоящее время в практике обслуживания морских нефтегазодобывающих платформ основным видом доставки персонала на них считается авиационный с использованием вертолетов. Однако для такого вида доставки имеются ограничения по дальности беспосадочного полета вертолета с возможностью обратного возвращения без дозаправки, который для современных вертолетов типа МИ-8, МИ-38, КА-32 состав-
Глава 8
273
ляет около 300 км. Поэтому, например для Штокмановского ГКМ при его удаленности от Кольского полуострова (г. Мурманск) около 600 км, необходима установка промежуточной платформы для посадки и дозаправки вертолетов. С учетом того, что замена персонала технологических платформ должна проходить по регулярному графику через 3 недели, и с учетом вместимости перечисленных выше вертолетов, персонал одной платформы можно сменить с использованием 5 рейсов в неделю зимой в условиях полярной ночи. Организация такого бесперебойного авиаснабжения в арктическом регионе проблематична. Поэтому, как уже отмечалось, перечисленные выше недостатки комбинированного вида обустройства существенно сужают районы его применения в арктическом регионе. Даже в Баренцевом море обустройство наиболее перспективного района Штокмановского ГКМ, с использованием комбинированного вида, требует решения ряда сложных дорогостоящих проблем, которые обсуждены выше. 8.2.1. Подводный вид обустройства Для данного вида обустройства морского месторождения характерны следующие признаки. 3.1. Подводное размещение устьев скважин. 3.2. В системе сбора продукции скважин, как и в двух предыдущих видах обустройства, используется технология многофазного потока. 3.3. Оборудование по предварительной подготовке продукции скважин размещается под водой. Необходимо отметить, что конструктивно оборудование для подводного обустройства принципиально отличается от оборудования для надводного обустройства. Для его производства требуются более высокоточные технологии и зачастую новые материалы. 3.4. Поэтому в настоящее время большая часть оборудования, которая необходима для подготовки углеводородов к однофазному транспорту, не существует и единственно возможной технологией внешнего транспорта является многофазный транспорт со всеми присущими ему осложнениями (табл. 7.2). 3.5. Следующей характерной особенностью подводного обустройства является максимальное использование безлюдных технологий при организации управления и обслуживания. В зависимости от вида управляющих сигналов системы управления подводного обустройства делятся на: гидравлические; комбинированные (гидравлические + электрические); электрические. В настоящее время имеется положительный опыт эксплуатации всех трех видов систем управления. 3.6. Энергоснабжение оборудования промысла осуществляется от внешних источников, которые могут находиться или на берегу или на автономной плат-
274
Глава 8
форме. Принципиальная схема энергоснабжения с берега подводного промысла приведена на рис. 8.19. Потребность в электроснабжении для полностью электрической системы подводной добычи приведена в табл. 8.4.
Рис. 8.19. Принципиальная схема электроснабжения подводного промысла с берега Таблица 8.4 Подводные потребители электроэнергии Подводный потребитель Системы контроля Арматура Насосы водозакачки (для 1 скв.) Многофазные насосы (для 1 скв.) Скважинные насосы (для 1 скв.) Подводное компримирование (для 1 скв.) Подводная подготовка и сепарация
Потребляемая мощность Около 10 kW 1 kW – 350 kW 1 MW – 5 MW 2 MW – 5 MW Около 1 MW Около 5 MW 10 MW – 50 MW
Из представленных данных видно, что при реализации подводного вида обустройства необходимо обеспечить высокую потребность в электроэнергии для месторождений с большим количеством скважин. Не только потребляемая мощность будет высокой, но и подводные системы электрораспределения могут быть технически сложными на крупных месторождениях. Общее потребление энергии на крупном месторождении типа Штокмановского приведено в табл. 8.5. Принимая во внимание то, что все потребители не будут работать с максимальной нагрузкой одновременно, суммарная потребляемая мощность, представленная в табл. 8.5, является величиной консервативной. Таким образом, крупное месторождение с подводным видом обустройства потребует около 220 МВт электроэнергии в период его компрессорной эксплуатации. В последнее десятилетие в мире ведутся интенсивные исследования по разработке технологий и средств передачи электроэнергии по подводным кабелям на большие расстояния.
Глава 8
275 Таблица 8.5
Потребность в электроэнергии на крупном месторождении Потребитель
Индивидуальная Суммарная Количество нагрузка нагрузка 15 kW 32 480 kW
Фонтанная арматура (для 1 скв.) Подводная станция компримирования 5 MW (для 1 скв.) Подводная подготовка газа 20 MW Насосы водозакачки 10 MW Подводная система контроля 20 kW Суммарная нагрузка без компримирования/подготовки Суммарная нагрузка с компримированием/подготовкой
32
160 MW
1 4 1
20 MW 40 MW 20 kW 0,5 MW 220,5 MW
Современная технология передачи высоковольтного переменного тока ограничена теоретическим максимумом в 100–200 км вследствие снижения эффективности электропередачи. В любом случае потери энергии при передаче высоковольтного переменного тока слишком велики для высоких уровней рабочих нагрузок и должны быть минимизированы как в соответствии с экологическими требованиями, так и для удовлетворения коммерческих интересов. Также передача переменного тока потребует установку промежуточных подстанций стабилизации примерно каждые 100 км, несмотря на это, промежуточные потери все равно ожидаются намного выше, нежели потери при передаче постоянного тока. Одной из составляющих проекта освоения для месторождения с подводным видом обустройства Ормен Ланге является 145-ти киловольтный 120-ти мегаватный кабель переменного тока для передачи энергии на 120 км, что является практическим пределом данной технологии. В другом проекте НурНед используется подводный высоковольтный кабель постоянного тока, состоящий из двух медных проводников, каждый имеющий поперечное сечение в 790 мм2, по которым возможна передача больших объемов электроэнергии постоянного тока. Для мощности в 700 MW потери на сопротивление лежат в пределах 4%, или 28 MW (достаточно для питания дополнительного компрессора). Однако разработка 450-ти киловольтных подводных разъемов и конверторов, способных работать при нагрузках в сотни мегаватт, является весьма отдаленным будущим. Таким образом, выбор высоковольтной передачи постоянного тока при напряжении в 145 kV или выше потребует подводного оборудования, способного работать при нагрузке на несколько порядков больше, нежели современные образцы. Другой проблемой, связанной с дальней передачей электроэнергии, является установка подводного кабеля. Такая установка потребует прокладки кабеля погонным весом в 90 кг/м на дистанцию в несколько сотен километров, то есть более 55 000 тонн кабеля. Укладка подводного кабеля является весьма дорогой операцией, с учетом короткого сезонного окна для проведения строительных работ в Арктике и необходимости нескольких промежуточных соединений этого кабеля.
276
Глава 8
8.3. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ СИСТЕМЫ ОБУСТРОЙСТВА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИКИ Выбор оптимального вида обустройства месторождения арктического шельфа зависит от ряда внешних (природных, технических) факторов. В настоящее время на шельфе арктических и других замерзающих морей разрабатывается около 30 месторождений. Природно-климатические, ледовые, гидрометеорологические условия, глубина воды и другие определяющие факторы в районах их расположения существенно отличаются друг от друга. Между тем анализ технических решений, заложенных в обустройство этих месторождений, показывает, что все они могут быть обобщены в рамках рассмотренных выше 3 видов обустройства – надводного, комбинированного и подводного (табл. 8.6). Учитывая направленность нашей книги, наиболее, наиболее интересен анализ применимости различных технологий транспорта продукции скважин для этих видов обустройства. Как следует из приведенных данных, при подводном виде обустройства месторождений, единственно реализованной технологией является многофазный транспорт продукции скважин до береговых сооружений. Определяющим фактором для такого выбора является отсутствие технических решений по подготовке углеводородов к однофазному или, по крайней мере, двухфазному транспорту при подводном обустройстве, как это решается при надводном и комбинированном видах обустройства. Однако, как показал анализ технических решений по ряду морских месторождений различного вида обустройства, технические решения по отдельным элементам технологической цепочки (пласт – потребитель) также взаимно влияют друг на друга. В конечном итоге оптимальный вид обустройства есть результат синергетического эффекта от взаимовлияния технических решений по отдельным объектам морского добычного комплекса и внешних факторов. Как было показано в предыдущем разделе, выбор технологии однофазного транспорта газа для Штокмановского проекта предопределил технологию подготовки газа (НТС) и конденсата (трехступенчатая стабилизация на платформе), а также мощность системы компримирования газа для транспорта и объема хранилищ для конденсата. В свою очередь, массогабаритные характеристики оборудования, необходимого для реализации этих технологий, явились исходными данными для выбора типа конструкции платформы и его размера. Кроме того, мощности системы подготовки и компримирования газа фактически определили динамику отборов газа по месторождению, т.е. технологические решения по разработке пласта. В конечном итоге, как уже отмечалось, такие взаимоувязанные технические и технологические решения позволили повысить конечный коэффициент газоотдачи с одновременным увеличением показателей надежности всего морского добычного комплекса.
Глава 8
277
Между тем внешние факторы – такие как удаленность от берега, гидрометеорологические и природные – ставят под сомнение техническую осуществимость реализации комбинированного вида обустройства с однофазным внешним транспортом газа и танкерной отгрузкой конденсата на Штокмановском месторождении и заставляют перейти к рассмотрению подводного вида обустройства этого месторождения. Действительно, подводное расположение добычного оборудования не требует сооружения дорогостоящих технологических платформ в ледостойком исполнении с дополнительными мероприятиями по ее винтеризации. При значительном удалении месторождения от берега (например, Штокмановское ГКМ расположено на расстоянии 570 км от Кольского полуострова и 300 км от Новой Земли) одной из основных проблем становится организация доставки персонала и другие логистические вопросы жизнеобеспечения технологической платформы. Например, требования по безопасности при доставке персонала должны соответствовать требованиям гражданской авиации или морских пассажирских перевозок в условиях полярной ночи, неустойчивой связи и т.д. Поэтому при освоении морских месторождений Арктики приоритеты должны отдаваться безлюдным технологиям, воплощением которых является подводный вид обустройства (ПВО) таких месторождений. Основными проблемами, от решения которых зависит широкое внедрение ПВО, являются: 1) техническая обеспеченность данного вида обустройства необходимыми технологиями подводной подготовки углеводородов к дальнему транспорту (сепарация, компримирование, многофазные насосы); 2) совершенствование технологий многофазного транспорта углеводородов по рельефным трубопроводам; 3) передача электроэнергии на сверхдальние расстояния. В нашей книге освещены как теоретические, так и практические подходы, которые могут быть использованы для решения второй из перечисленных проблем. В главе 9 на примере конкретного месторождения показано, как может быть повышена эффективность эксплуатации системы трубопроводного сбора и транспорта углеводородов на морском месторождении, т.е. реализована энергосберегающая технология транспорта газожидкостной смеси по подводным трубопроводам. Аналогичный подход может быть использован и на месторождениях с подводным видом обустройства, для которых, как уже отмечалось, системы трубопроводного транспорта фактически являются основными составляющими всей системы обустройства и от их надежной работы в значительной мере зависит эффективность освоения всего месторождения.
278
Глава 8
Глава 8
279
280
Глава 8
Глава 8
281
Рис. 6.7. Слагкетчер
Рис. 6.37. Классификация гидродинамических процессов в системах сбора углеводородов
Рис. 7.2 Основные объекты проекта NAM CON SON (NCS) 1. Месторождения Lan Tay , Rong Doi 2. трубопровод от месторождений до береговых сооружений 3. завод по подготовке газа и конденсата Dinh Co
Рис. 7.3. Камера приема шаровых разделителей на головных сооружениях завода Dinh Co
Рис. 7.4. Объем жидкости в трубопроводе Dу=36”, рассчитанный по различным версиям ПО OLGA
Рис. 7.13
Рис. 7.14
Рис. 7.17
Рис. 8.2. Расположение Штокмановского газоконденсатного месторождения
Рис. 8.3. Обледенение морских арктических платформ и сооружений
Рис. 8.4. Общая схема морского добычного комплекса Штокмановского ГКМ
Рис. 8.9. Морская ледостойкая технологическая платформа судового типа (FPSO)
Рис. 8.10. Схема обустройства Киринского месторождения
Рис. 8.11. Структура системы сбора и межпромыслового транспорта на КГКМ
Рис. 8.12. Расход газа и устьевые давления на скважинах Р5 и Р6
Рис. 8.13. Распределение водной фазы на участке от манифольда до 10 км
Рис. 8.16. Динамика изменения давления на манифольде в результате проведения динамического воздействия на гидратную пробку
Рис. 8.17. Динамика изменения давления на манифольде в результате проведения динамического воздействия на гидратную пробку
Рис. 8.18. Гидравлическая характеристика и содержание жидкости в межпромысловом трубопроводе «Манифольд – УКПГ» при различных объемах добычи газа
Глава 9 ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ СБОРА И ТРАНСПОРТА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ
9.1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В ОДНОТРУБНЫХ СИСТЕМАХ СБОРА Использование однотрубных высоконапорных систем сбора ГЖС предполагает использование энергии пласта для транспорта продукции скважин до технологических комплексов по подготовке нефти и газа. Однако в процессе разработки месторождения энергетические и добычные возможности скважин изменяются и на определенном этапе необходимо внедрение дополнительных мероприятий для поддержания добычи на оптимальном уровне. Одним из основных методов в этом случае является снижение потерь давления в системе сбора. В результате может быть снижено устьевое давление и повышены добывные возможности скважин. Рассмотрим некоторые из возможных вариантов решения проблемы снижения давления в системе сбора. 1. Первый – это строительство дополнительных трубопроводов, соединяющих кусты скважин с технологической платформой с целью снижения загрузки отдельных трубопроводов. Однако при уменьшении производительности отдельного трубопровода снижаются только потери давления на трение, но гравитационные потери давления в вертикальном участке с восходящим направлением движения возрастают. Поэтому начальное давление трубопровода остается высоким. Отрицательными последствиями являются технические трудности прокладки дополнительных трубопроводов в ограниченной по площади акватории месторождения. 2. Второй – использование двухфазных насосов для перекачки ГЖС. Недостатком таких насосов является высокий удельный расход электроэнергии при перекачке смеси с большим газосодержанием. Для подачи продукции скважин от отдельного куста нужны насосы высокой производительности и мощности, что потребует подачи дополнительной энергии и организации обслуживания этих насосов и энергетического оборудования большой мощности. 3. Третий способ снижения давления в системе сбора – оптимизация режимов течения транспортируемой продукции в подводном трубопроводе. Многочисленные исследования показывают, что с увеличением скорости газожидкостной смеси (ГЖС) суммарные потери напора в рельефном трубопрово-
Глава 9
283
де вначале уменьшаются, достигают своего минимума, а затем увеличиваются. Характерная кривая изменения общих потерь давления в рельефном трубопроводе приведена на рис. 9.1 (см. цвет. вклейку). Такое специфическое поведение суммарных потерь напора, объясняемое характером изменения его составляющих, означает, что одному и тому же перепаду давления на расчетном участке трубопровода могут соответствовать два значения пропускной способности. Анализ кривой изменения общих потерь в рельефном трубопроводе также показывает, что на этой кривой можно выделить две обособленные точки. Первая из них – А – характеризуется абсолютными минимальными потерями давления, при которых в принципе может быть осуществлен транспорт газожидкостной смеси по трубопроводу заданного диаметра и профиля трассы. Вторая точка – В, лежащая на касательной и кривой общих потерь напора, соответствует минимуму удельных энергетических затрат на единицу объема (массы) перекачиваемой смеси. Оба указанных режима транспортирования газожидкостной смеси представляют практический интерес и в зависимости от конкретных условий целью гидравлического расчета может быть определение первой или второй характерной точки минимума потерь давления. Условимся режим течения смеси, соответствующий точке В (минимум удельных затрат на транспортировку единицы массы газожидкостной смеси по рельефному трубопроводу), считать гидравлически оптимальным режимом перекачки смеси. Поиск гидравлически оптимального режима перекачки газожидкостной смеси является очень важным условием гидравлического расчета рельефных трубопроводов. В зависимости от соотношения составляющих кривая общих потерь напора в протяженном рельефном трубопроводе может иметь самый различный вид. Однако на одном конкретном примере можно показать, как в принципе должен решаться вопрос о выборе режима перекачки газожидкостной смеси. Рассмотрим рельефный трубопровод, эквивалентную схему которого можно представить как элемент трубопровода, состоящий из нисходящего, горизонтального и восходящего участков, такие трубопроводы типичны для морских месторождений при надводной централизованной схеме их обустройства и проследим одновременно за закономерностями изменения общих потерь напора, составляющих его, и поведением структур течения смеси. Для большей наглядности закономерности изменения составляющих суммарных потерь приведены на рис. 9.1 в координатах P/L = f(Qсм). Эта кривая отражает изменение потерь давления в зависимости от нагрузки трубопровода. Нисходящая часть кривой P/L = f(Qсм) соответствует малым числам 2 Fr = wсм /gD, характеризуется раздельным режимом течения в нисходящем участке и доминирующим влиянием гравитационных сил в восходящем потоке.
284
Глава 9
При разделенном режиме течения газожидкостной смеси в нисходящих участках потери на трение практически компенсируются весом столба ГЖС, а в некоторых случаях даже могут их превысить. По абсолютному значению эти потери невелики. Поэтому в области малых чисел Fr, когда потери напора на трение незначительны, общие потери напора в рельефном трубопроводе практически равны весу столба жидкости в подъемных участках: Pсум = Pпод.
(9.1)
С увеличением критерия Fr гравитационные потери на восходящих участках уменьшаются и создают тенденцию к уменьшению общих потерь, но в то же время увеличиваются фрикционные потери, которые ослабляют эту тенденцию. В этом случае общие потери будут определяться соотношением Pсум = Pпод +Pтр.
(9.2)
где Pтр – потери на трение. В дальнейшем с ростом скорости смеси при определенном значении критерия Fr, величина которого определяется углом наклона восходящего участка, в последнем происходит переход из пробковой структуры в кольцевую. При этом затраты энергии потока на преодоление всего столба ГЖС в восходящем участке восполняются потенциальной энергией столба ГЖС в нисходящих участках. При этом гравитационные потери, достигая своего минимума, становятся постоянными, а их величина определяется разностью геометрических отметок начала и конца трубопровода и величиной объемного расходного газосодержания. Для протяженных рельефных трубопроводов необходимо рассматривать суммарный баланс сил гравитации во всех нисходящих и восходящих участках. С этого момента величина общих потерь в основном определяется потерями на трение, изменяющимися пропорционально динамическому напору. Как известно, критерием, определяющим влияние динамического напора на общие потери, является число Эйлера: 2 . Eu P / см wсм
(9.3)
Поэтому в координатах Eu = f(Fr) величина Eu, отражающая по существу удельные затраты (затраты на единицу объема перекачиваемой смеси), остается постоянной, что наглядно видно на рис. 9.2 (см. цвет. вклейку). Из графика следует, что затраты энергии на перекачку единицы массы ГЖС можно снизить до строго определенного значения, величина которого в каждом конкретном случае будет зависеть от профиля трассы. Скорость же перекачки, соответствующая этим потерям, с гидравлической точки зрения будет оптимальной. Следовательно, поиск оптимального режима перекачки ГЖС по рельефному трубопроводу заключается в нахождении на графике Eu = f(Fr) величины Frопт, начиная с которой удельные затраты энергии на перекачку становятся автомодельными относительно числа Фруда и, следовательно, достигается оптимальный баланс сил в трубопроводе с заданным рельефом трассы.
Глава 9
285
Как было отмечено выше, гравитационные потери зависят от расходного газосодержания. Причем в рельефном трубопроводе, состоящем из 3-х участков – спускового, горизонтального и подъемного, вес столба ГЖС в подъемном участке частично компенсируется весом столба ГЖС в нисходящем участке. Следовательно, изучив особенности изменения истинного газосодержания от расходного, в спусковых и восходящих участках, можно подобрать такую величину расходного газосодержания, при которой разница между гравитационными составляющими, будет минимальна и, следовательно, общие потери давления в трубопроводе фактически будут равны фрикционным. Рассмотрим более подробно особенности течения ГЖС в нисходящем и восходящем участках. В нисходящем участке, как было показано в главе 5, в зависимости от соотношения фаз и их расходов, могут реализовываться расслоенный, пробковый и кольцевой режимы течения. Так как смена структур потока определяется соотношением инерционных сил и сил свободного падения, то диаграмму для определения структур потока было предложено построить в координатах – расходное газосодержание и число Фруда смеси (рис. 9.3). На графике выделены следующие зоны: пробковая, расслоенная и кольцевая. При расходном газосодержании и числе Фруда ниже автомодельного значения: Fr* Frсм (9.4) кривая описывается зависимостью Fr* 0,5 1 10022 ,
(9.5)
при Frсм Fr*2 реализуется пробковое течение, а при Frсм Fr*2 – расслоенное. В автомодельной зоне кривая, разделяющая границы режимов, претерпевает изгиб и для ее описания рекомендовано соотношение: Fr* 5exp 32 , 2
(9.6) 2
при Frсм Fr* реализуется расслоенное течение, при Frсм Fr* – пробковое. Как было отмечено, эту зависимость можно использовать при расчете нисходящих течений смеси в интервале изменения расходного газосодержания 0 . Закономерности изменения истинного газосодержания при нисходящем течении воздуховодяных смесей в вертикальных трубах также приведены в главе 5. Для расслоенного течения истинное газосодержание определяется по эмпирическому уравнению: 1–0,286 Frсм 12 .
(9.7)
Это уравнение отражает изменение истинного газосодержания для расслоенной структуры течения смеси в вертикальной трубе, когда действие сил гравитации больше сил трения.
286
Глава 9
Рис. 9.3. Граница перехода пробкового режима в кольцевой в нисходящем участке подводного трубопровода
Для определения истинного газосодержания при нисходящем пробковом течении смеси рекомендуется следующая эмпирическая зависимость: = 0,812[1 + 4,8exp(–0,09 Frсм)].
(9.8)
В автомодельной зоне эта зависимость преобразуется в известное выражение = 0,812. В подъемных участках трубопровода могут реализовываться пробковый и кольцевой режимы течения. Эмпирическое уравнение кривой, разделяющей эти режимы в восходящих трубах, имеет вид: V*=1,
Глава 9
287
0,33 0,6 8 62 2 1 2 2 1 V*= 8, 2 0,017 Re2 Fr , e 1 2 1
где где Re 2
(9.9)
2 w2 D . 2
При V* – режим течения пробковый, при V* – кольцевой. Истинное газосодержание в восходящем пробковом потоке определим по формуле: 2 0,812 1 exp 2, 2 Frсм . (9.10)
В автомодельной зоне эта зависимость так же как и (9.8) имеет вид: . Таким образом, при работе подводного трубопровода в автомодельной зоне истинные газосодержания в спусковых и подъемных участках равны и, следовательно, при равенстве длин нисходящего и восходящего участков вес столба ГЖС в подъемном участке компенсируется весом столба ГЖС в спусковом участке. Кроме того, вид уравнений (9.8) и (9.10) в автомодельной по критерию Frсм зоне показывает, что регулирование истинного газосодержания, а следовательно, и выбор оптимального режима перекачки может быть осуществлен только управлением величиной расходного газосодержания . 9.2. ВНЕДРЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА
Реализация такой энергосберегающей технологии была осуществлена на морском нефтяном месторождении «Белый тигр», описание схемы обустройства которого приведено в главе 8 (рис. 8.1). Здесь же отметим, что местом внедрения рассматриваемой технологии стала часть месторождения, которая осваивается с использованием надводного централизованного вида обустройства. Продукция скважин от отдельных блок-кондукторов (БК) в многофазном состоянии транспортируется по подводным трубопроводам до центральной технологической платформы (ЦТП), на которой осуществляется подготовка нефти и газа к внешнему транспорту. Поэтому для управления соотношением фаз в потоке или расходными параметрами многофазного потока, который поступает в подводные трубопроводы, необходимо на БК установить дополнительное оборудование. Отличительной особенностью морской добычи нефти и газа является дефицит свободных площадей, на которых можно было бы установить различные трубные конструкции типа делителей фаз и депульсаторов. Эти устройства при таких положительных качествах, как простота и дешевизна, имеют значитель-
288
Глава 9
ные габариты по высоте и по площади. Расположить их на существующих блоккондукторах практически невозможно. Поэтому для уже существующих блоккондукторов удобен аппарат объемного типа. Он изготовлен на базе горизонтальной цилиндрической емкости и от сепаратора отличается следующим. К нефтегазовому сепаратору стандартами разных стран предъявляются жесткие требования по качеству сепарации нефти от газа и очистки газа от капельной жидкости. Качественное удаление газа из нефти достигается обеспечением необходимого времени пребывания жидкости в аппарате. Для нефтей с большим газосодержанием основными факторами, определяющими размеры аппарата, являются требования по обеспечению качества очистки газа, что сказывается на габаритах аппарата. К устройству предварительного отбора газа не предъявляются жесткие требования к качеству сепарации нефти. Нет необходимости в тщательной очистке газа от капельной жидкости. Это позволяет осуществлять лишь грубую очистку и значительно повысить скорость движения газа в аппарате. В результате устройство предварительной сепарации (УПС) газа имеет небольшие размеры при высокой удельной производительности. На БК по рабочему коллектору добытая газожидкостная смесь поступает в УПС, а разделенная продукция транспортируется на центральную технологическую платформу по отдельным трубопроводам. Технология сбора продукции скважин с применением устройства предварительной сепарации газа (УПС) может быть реализована в различных режимах от частичного до полного отбора газа. В обоих случаях по одному трубопроводу транспортируется газ, а по второму либо газожидкостная смесь с пониженным газосодержанием (режим неполного отбора газа), либо газонасыщенная нефть (режим полного отбора газа). Давление в УПС поддерживается на уровне, обеспечивающем сбор газа и транспорт нефтегазовой смеси или газонасыщенной нефти. Результаты моделирования процесса транспорта ГЖС в режиме отбора газа при производительности 6000 т/сут по трубопроводу длиной 3000 м и диаметром 324×16 мм приведены в виде графиков на рис. 9.4. Увеличение отбора газа в УПС уменьшает расходное газосодержание и приводит к снижению потерь давления на транспорт и давления в начале трубопровода. Изменение составляющих потерь давления на участках трубопровода при изменении газосодержания приведено на рис. 9.5 (см. цвет. вклейку). В нисходящем вертикальном участке при расслоенном течении смеси потери давления определяются потерями на трение и с уменьшением газосодержания снижаются. Затем наблюдается постепенный переход к пробковой структуре течения, и суммарные потери давления в выходном вертикальном участке снижаются. При расходном газосодержании порядка 0,8 они принимают отрицательное значение. Далее потери давления, оставаясь отрицательными, растут по абсолютной величине. В линейной части при снижении газосодержания уменьшаются скорость смеси и потери давления на трение. В восходящем вертикальном участке гравитационная составляющая потерь давления всегда имеет положительный знак.
Глава 9
289
С уменьшением расходного газосодержания снижается составляющая потерь давления от трения вследствие увеличения плотности смеси, но растут гравитационные потери. В итоге потери давления во входном вертикальном участке увеличиваются. Поскольку перепады давления в вертикальных участках с разным направлением течения имеют разные знаки, то суммарные потери давления снижаются с уменьшением газосодержания. Полной компенсации потерь давления в вертикальных участках не происходит даже при пробковом течении, так как в выходном вертикальном участке истинное газосодержание больше расходного, а в вертикальном участке с восходящим пробковым течением – меньше.
Рис. 9.4. Зависимость потерь давления от расходного газосодержания
290
Глава 9
В режиме полного отбора выделившегося газа выходной вертикальный участок трубопровода заполнен жидкостью и создает отрицательный перепад давления до 0,5 МПа. Поэтому в начале линейной части трубопровода газонасыщенная нефть находится под давлением выше давления насыщения нефти. При движении газонасыщенной нефти давление в трубопроводе снижается и может наступить момент, когда давление в трубопроводе и давление насыщения нефти сравняются. Поэтому при дальнейшем движении возможно разгазирование нефти. Потери давления в обоих вертикальных участках в значительной степени компенсируют друг друга, и общие потери давления на транспорт определяются в основном потерями давления при движении в линейной части трубопровода. В результате кратно снижаются потери давления в системе сбора. Применение УПС позволяет существенно снизить нагрузку на фонтанирующие скважины, что особенно важно при работе в один трубопровод скважин с разными энергетическими показателями. Следует обратить внимание на следующий интересный эффект. В режиме полного отбора газа на выходе УПС получаем газонасыщенную нефть. Давление насыщения ее Ps(tн) равно давлению в УПС. После спуска на дно моря в начале линейной части трубопровода нефть находится под давлением, превышающим давление в УПС на величину гидростатической составляющей потерь давления в вертикальном нисходящем участке трубопровода. Следовательно, и нефть находится под давлением, превышающим давление насыщения. По мере движения по трубопроводу температура нефти снижается, что приводит к закономерному снижению давления насыщения нефти на величину Ps(t). Изменение давления насыщения нефти Ps(t) в результате охлаждения определяется с помощью выражения Ps(t) = Ps(ty) – Ps(tr), (9.11) где Ps(tн), Ps(tк) – давление насыщения нефти; tн, tк – начальная и конечная температуры. В результате снижения температуры изменение давления насыщения нефти Ps достигает 0,5–0,6 МПа. Если гидравлические потери давления на транспорт меньше разности давлений насыщения нефти P < Ps, то во всем трубопроводе будем иметь перекачку газонасыщенной нефти. Для каждого случая можно оценить производительность, до которой выполняются условия однофазности транспорта. Для примера на рис. 9.6 (см. цвет. вклейку) показаны профили изменения давления, температуры и давления насыщения нефти по длине трубопровода. Температура нефти от 110С снизилась до 46С. Давление насыщения нефти ниже конечного давления в трубопроводе, и нефть поступает на ЦТП в газонасыщенном состоянии. Для достаточно длинных трубопроводов возможна ситуация, при которой P>Ps, то есть в некоторой точке начинается разгазирование нефти. В результате имеем сначала однофазную перекачку газонасыщенной нефти с переходом на двухфазный транспорт.
Глава 9
291
Проведено математическое моделирование процессов сбора продукции скважин с применением УПС в режиме полного отбора газа. При использовании УПС для транспорта газа и газонасыщенной нефти требуются два трубопровода. Для корректной оценки эффективности технологии сбора с применением устройства предварительного отбора газа сравнивались потери давления при транспорте продукции по двум трубопроводам, а при использовании УПС потери давления при транспорте всего количества газонасыщенной нефти по одному трубопроводу. Эффективность оценивалась как разность полученных значений начальных давлений трубопровода. На рис. 9.7–9.8 (см. цвет. вклейку) приведены зависимости эффективности технологии сбора продукции с применением УПС. Обнаруживаются две области эффективного применения технологии. Высокая эффективность при относительно низких производительностях обусловлена большим влиянием вертикальных участков трубопровода на общий перепад давления при транспорте ГЖС. С увеличением диаметра трубопровода эффект применения УПС возрастает. С увеличением производительности влияние стояков на параметры транспорта ГЖС уменьшается, эффективность снижается. При высоких производительностях влияние вертикальных участков трубопровода на перепад давления не столь значительно и эффект технологии определяется разницей в потерях давления на трение при транспорте ГЖС и газонасыщенной нефти. С увеличением длины трубопроводов эффективность технологии сбора с применением УПС возрастает. Таким образом, применение УПС в режиме полного отделения выделившегося газа позволяет добиться снижения потерь давления в системе сбора продукции скважин. Технология сбора продукции скважин с применением УПС поможет решить проблему снижения давления в системе сбора и при внедрении газлифта. На рис. 9.9 (см. цвет. вклейку) представлены графики, иллюстрирующие это. С увеличением удельного расхода газа газлифта эффективность технологии с применением УПС растет. В режиме полного отбора выделившегося газа удаляется весь газ, независимо от того выделился он из нефти или является газом газлифта. Испытание новой технологии сбора продукции скважин с использованием УПС проведено на трубопроводе БК-ЦТП. Загрузка трубопровода регулировалась путем подключения скважин с разным дебитом. Давление в конце трубопровода поддерживалось на постоянном уровне Рк=1,35 МПа. В ходе проведения испытания фиксировалось давление и температура в начале трубопровода Рн, Тн и температура в конце трубопровода Тк. Результаты испытания помещены в табл. 9.1. При увеличении производительности от 4490 до 6132 т/сут давление в начале трубопровода изменялось от 1,56 до 1,64 МПа. Потери давления на транспорт газонасыщенной нефти составили 0,21–0,29МПа. Характерной особенностью
292
Глава 9
этого режима является стабильность и полное отсутствие пульсаций давления, что характерно для однофазной перекачки трубопроводного транспорта. Это подтвердили результаты расчета давления насыщения нефти при поступлении ее на ЦТП. Для разных режимов оно изменяется от 1,16 до 1,21 МПа. Давление, которое поддерживается в конце трубопровода, равно PH = l,35 МПа, что выше давления насыщения нефти. Следовательно, во всех точках трубопровода отсутствуют условия для выделения газа, что обеспечивает однофазный транспорт газонасыщенной нефти. Таблица 9.1 Параметры сбора продукции БК-6 с применением УПС Расход, т/сут 4490 5842 6132
Температура, С Тк Тн 110 44 110 49 110 52
Давление, МПа Рн Рк Р 1,56 1,35 0,21 1,62 1,35 0,25 1,64 1,35 0,29
Давление насыщения нефти, МПа 1,16 1,20 1,21
Выделившийся в УПС газ транспортировался на ЦТП по второму трубопроводу диаметром 325*16 мм. Параметры работы газопровода приведены в табл. 9.2. Таблица 9.2 Параметры работы газопровода БК-ЦТП Расход нефти, т/сут 4490 5842 6132
Объем газа, млн нм3/сут 0,772 1,005 1,005
Рн 1,56 1,62 1,64
Давление, МПа Рк 1,49 1,50 1,50
Р 0,07 0,12 0,14
Пропускная способность газопровода при конечном давлении 1,35 МПа и изменении начального давления от 1,56 до 1,64 МПа возрастает от 1,3 до 1,6 млн нм3/сут. Она больше объема газа, выделяющегося в УПС. Поэтому для обеспечения транспорта выделившегося газа давление в конце газопровода поддерживалось на уровне 1,5 МПа. Потери давления при транспорте газа составляют 0,07–0,14 МПа. При изменении загрузки УПС скорость газа в трубопроводе увеличивалась от 10 до 14 м/с. Для оценки эффективности технологии сбора продукции скважин с предварительным отбором газа в качестве сравнения приведем параметры работы трубопровода с половинной производительностью при транспорте ГЖС без отбора газа. С ростом производительности начальное давление возрастает с 1,72 до 1,86 МПа, а потери давления с 0,37 до 0,51 МПа. Потери давления примерно в два раза выше, чем при применении УПС. Однако в таком режиме осуществлять сбор продукции БК весьма затруднительно из-за интенсивных пульсаций давления на стояке ЦТП. Для уменьшения интенсивности пульсаций и обеспечения
Глава 9
293
нормальной работы трубопровода конечное давление должно быть повышено до 1,8 МПа. Но тогда при тех же производительностях начальные давления возрастут до 2,2–2,3 МПа, а это уже на 0,6 МПа выше, чем при использовании УПС. Параметры транспорта ГЖС помещены в табл. 9.3. Таблица 9.3 Параметры транспорта ГЖС без отбора газа по трубопроводу БК-ЦТП Расход, т/сут 2245 2921 3066
Рн 1,8 1,91 1,95
Давление, МПа Рк 1,35 1,35 1,35
Р 0,45 0,56 0,6
Рн 2,2 2,29 2,31
Давление, МПа Рк 1,8 1,8 1,8
Р 0,4 0,49 0,51
Таким образом, технология управления соотношением фаз в газожидкостном потоке позволяет выбирать оптимальные по энергопотерям режимы транспорта ГЖС по рельефным подводным трубопроводам и обеспечить устойчивый сбор продукции скважин на месторождении исходя из текущего состояния процесса разработки, гибко регулировать условия работы системы сбора, достигая энергетически оптимальных беспульсационных режимов ее эксплуатации. 9.3. «ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ» ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА
Применение рассмотренной технологии позволяет реализовать высокоэффективную концепцию обустройства морских нефтегазовых месторождений, которая предполагает создание на месторождении крупных технологических комплексов по подготовке нефти и газа. При этом добыча углеводородов осуществляется либо на отдельных блок-кондукторах, либо с использованием подводного заканчивания скважин. В месте размещения устьев скважин устанавливается дистанционно управляемое оборудование УПС, с помощью которого происходит частичное или полное разделение газовой и жидкой фаз для обеспечения оптимальных режимов их транспорта по отдельным трубопроводам. При надводном или комбинированном видах обустройства месторождения регулирование режимами течения может осуществляться в системе сбора углеводородов на участке куст скважин-технологическая платформа. При подводном виде обустройства управление режимами транспорта газожидкостных смесей должно быть распространено и на системы внутрипромыслового транспорта ПДК-УКПГ( берег). На начальном этапе разработки при достаточном запасе пластовой энергии, высоких рабочих давлениях и расходах, обеспечивающих автомодельность истинного газосодержания по числу Фруда в нисходящих и восходящих участках транспорт продукции скважин осуществляется без регулирования соотношения фаз в потоке. При снижении добывных возможностей скважин осуществляется
294
Глава 9
частичный или полный отбор газа в УПС для выбора оптимального беспульсационного режима работы систем сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородов, а также снижения потерь давления в них. При этом по одному трубопроводу транспортируются жидкие углеводороды, а по второму газ. Результаты экспериментальных исследований, приведенные в главе 6, показывают, что путем уменьшения расходного газосодержания можно кратно уменьшить интенсивность пульсаций, вплоть до перевода работы трубопроводов в область беспульсационной. Как было отмечено в п. 9.2, высокая эффективность работы такой технологии будет наблюдаться и при газлифтном способе эксплуатации скважин. Реализация данной концепции не предполагает значительного увеличения капитальных затрат, поскольку при обустройстве морских месторождений обычно предусмотрено 100% резервирование трубопроводов. В первую очередь это обусловлено необходимостью проведения диагностических и ремонтных работ. В обычном режиме обе нитки загружены равномерно. Как было показано в предыдущем разделе, такой режим работы системы сбора не является оптимальным. Таким образом, реализация данной концепции позволяет не только снизить энергозатраты на участке «устье скважин – технологический комплекс», но и более полно использовать построенные производственные мощности в технологическом процессе добычи и транспорта углеводородов. Транспорт «сырого» газа по отдельному трубопроводу одновременно обеспечивает частичную подготовку газа к транспорту путем использования холода окружающей среды для конденсации тяжелых углеводородов по трассе трубопровода. Для транспорта попутного газа нефтяных месторождений или газоконденсатной смеси газоконденсатных месторождений континентального шельфа к береговым УКПГ в условиях, благоприятных для образования гидратов, может быть рекомендована «энергосберегающая» технология совместного использования ингибиторов гидратообразования и периодического пропуска шаровых разделителей, при использовании которой возможно существенное снижение расхода ингибитора. Внедрение такой технологии на Киринском ГКМ, на котором расход MЭГа в сутки при полной производительности промысла составит до 180 т, позволит существенно сократить эксплуатационные расходы и обеспечить устойчивый режим работы газотранспортной системы.
Рис. 9.1. Гидравлическая характеристика трубопровода
Рис. 9.2. Затраты энергии на перекачку единицы ГЖС по рельефному трубопроводу
Рис. 9.5. Зависимость потерь давления от расходного газосодержания
Рис. 9.6. Зависимость потерь давления в вертикальных участках от расходного газосодержания
Рис. 9.7. Параметры неизотермического транспорта газожидкостной смеси по трубопроводу D = 325*16 мм, L=3000 м
Рис. 9.8. Эффективность технологии сбора с применением УПC (трубопровод 219*12 мм)
Рис. 9.9. Эффективность технологии сбора с применением УПC (трубопровод 325*16 мм)
Рис. 9.10. Эффективность технологии сбора с применением УПC (трубопровод D = 325*16 мм, L = 3000 м)
ЛИТЕРАТУРА
1. Арманд А.А. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе. Сб. Гидродинамика и теплообмен в котлах высокого давления. – Изв. АН СССР. 1955, с. 21–34. 2. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. – М.: Недра, 1982. – 234 с. 3. Баренблатт Г. И. Подобие, автомодельность, промежуточная асимптотика. – Л.: Гидрометеоиздат, 1982. – 255 с. 4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие. – М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 479 с. 5. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. – М.: Недра, 1992. – С. 26. 6. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. – М.: Недра, 1986. – 261 с. 7. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости. – М.: Мир, 1973. – 758 с. 8. Галицейский Б.М., Рыжов Ю.А., Якуш Е.В. Тепловые и гидродинамические процессы в колеблющихся потоках. – М.: Машиностроение, 1977. – 255 с. 9. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1973. – 280 с. 10. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов. А.А. Точигин. – М.: Недра, 1969. – 208 с. 11. Гриценко А. И., Клапчук О. В., Харченко Ю. А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. – М.: Недра, 1994. – 238 с. 12. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: Недра, 1999. – 471 с. 13. Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. – М.: Недра, 1988 – 575 с. 14. Гухман А.А. Применение теории подобия к исследованию процессов тепломассообмена. Процессы переноса в движущейся среде. – 3-е изд., испр. – М.: Изд-во ЛКИ, 2010. – 330 с. 15. Делайе Дж., Гио М., Ритмюллер М. Теплообмен и гидродинамика двухфазных потоков в атомной и тепловой энергетике. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 424 с. 16. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. – М.: Недра, 1978. – 270 с. 17. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. – Μ.: Энергоиздат, 1981. – 472 с. 18. Жермен П. Механика сплошных сред. – М.: Мир, 1965. – 479 с. 19. Жуковский Н. Е. Собрание сочинений. Τ. 3. – М.-Л.: Гослитиздат, 1949. – 700 с. 20. Зельдович Я.Б. Теория ударных волн и введение в газодинамику. – М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1946. – 185 с. 21. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. – Μ.: Машиностроение, 1975. 22. Клапчук О.В. Гидравлические характеристики газожидкостных протоков в скважинах // Газовая промышленность. Μ., 1980. № 2. – с. 32–35.
296
Литература
23. Кутателладзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. – М.: Энергия, 1976. – 296 с. 24. Кутателадзе С.С. Анализ подобия и физические модели. – Новосибирск: Наука, 1986. – 291 с. 25. Кутепов A.M., Стерман А.С., Стюшин Η.Г. Гидродинамика и теплообмен при парообразовании. – М.: Высшая школа, 1983. – 352 с. 26. Кочин Н.Е., Кибель И.Α., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика, ч. I. – М.: Физматгиз, 1963. – 583 с. 27. Кочин Η.Е., Кибель И.Α., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика, ч. II. – М.: Физматгиз, 1963. – 727 с. 28. Ламб Г. Гидродинамика. – М.-Л.: ГИТТЛ, 1947. – 928 с. 29. Ландау Л.Д., Лифшиц Ε.М. Гидродинамика. – М.: Наука, 1986. – 736 с. 30. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. – М.: Наука, 1987. – 840 с. 31. Мастобаев Б.Н., Шаммазов А.М., Мовсунзаде Э.М. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти. – М.: Химия, 2002. – 295 с. 32. Медведев В.Д. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М., Недра, 1987, 142 с. 33. Методические рекомендации по расчету термодинамических свойств природного газа / С.Д. Барсук, Ю.В. Сурков, О.А. Беньяминович и др. М.: ВНИИГАЗ, 1976. – 16 с. 34. Монин А.С., Яглом A.M. Статистическая гидромеханика. Ч. 1. – М.: Наука, 1965. – 639 с. 35. Монин А.С., Яглом А.М. Статистическая гидромеханика. Ч. 2. – М.: Наука, 1967. – 720 с. 36. Накорчевский А.И. Гетерогенные турбулентные струи. – Киев: Наукова думка, 1980. – 142 с. 37. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Т. I, II. – М.: Наука, 1987. – 823 с. 38. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. – М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий, Ивановский государственный энергетический университет, 1998. – 400 с. 39. Осложнения в нефтедобыче / Под. ред. Ибрагимова И.Г., Ишемчужина Е.Н. / Монография. – Уфа, 2003. – 300 с. 40. Сахаров В.А., Мохов Н.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М., Нефть и газ. 2004. 250 с. 41. Седов Л. И. Механика сплошной среды. Т. I. М.: Наука, 1994. – 528 с. 42. Седов Л. И. Механика сплошной среды. Т. II. – М.: Наука, 1994. – 560 с. 43. Седов Л. И. Методы подобия и размерности в механике. – М.: Наука, 1987. – 430 с. 44. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. – М.: Мир, 1971. – 536 с. 45. Теплопередача в двухфазном потоке / Под ред. Д. Батгерворса и Г. Хьюитта. – М.: Энергия, 1980. – 328 с. 46. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. – М.: Мир, 1972. – 440 с. 47. Телетов С.Г. Новые исследования по общим направлениям гидродинамики и энергии двухфазных течений. – М.: Атомиздат, 1970. – 63 с. 48. Теплопередача в двухфазном потоке / Под ред. Д. Баттерворса и Г. Хьюитта – М.: Энергия, 1980. – с. 328.
Литература
297
49. Хаббарт М.Д., Даклер А.Э. Характеристики режимов течения горизонтального двухфазного потока. В сб. Достижения в области теплообмена. – М.: Мир, 1970. – С. 7–29. 50. Харченко, Ю.А. Энергосберегающие системы сбора углеводородов на месторождениях континентального шельфа: Дис. ... д-ра. техн. наук: 25.00.18 / РГУ им. Губкина И.М.. – М., 2004. – 248 с. 51. Хьюитт Дж., Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. – М.: Энергия, 1974. – С. 407. 52. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. – М.: Недра, 1975. – 296 с. 53. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. – М.: Недра, 1986. – 204 с. 54. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. – М.: Наука, 1974. – 711 с. 55. Drahos Т., Chermak, Selucky К. Characterisation of Hydrodynamic Regims in Horisontal two-phase flow, Chem. Eng. Process. 22, 1987, p. 45–52. 56. Fuchs P. The presure limit for terrain slugging – 3rd Int. Conf. on Multiphase flow, Ihe Hague Netherlands, 18–20 May, 1987, p. 65–71. 57. Matsui G. Identification of now regumes in vertical gasliquid two-phase now using diffirential pressure fluctuatuens Int. J. Multiphase flow, 10, 1984, p. 711. 58. Sato Y., Sekoguchi К. Liquid velovity distribution in two-phase bubble flow. Int. I. Multiphase Flow. 1976, v. 2, N 1. p. 79–95. 59. Skott S.L, Shoham O., Brill T.P. Modeling slug drowth in large diameter pipes – 3rd Inter. Conf. on Multiphase flow. The Hague Netherlands. 18–20 May. 1987. p. 55–64. 60. Tain P.K., Roy R.P. Stocastic characteristics of vapor fraction and wall pressure fluctuations in boiling flow. Int. J. Multiphase flow, 9, 1983, p. 463. 61. Almeida A.R. and M de A Lima Gonsalves Venturi for Severe Slug Elimination. // Proceedings 9th International Conference on Multiphase Production, BHRg, – 1999. – pp. 149–158. 62. Barbuto F.A. and Caetano E.F. On the Occurrence of Severe Slugging Phenomenon in Pargeo-1 Platform, Campos Basin, Offshore Brazil. // Proceedings 5 International Conference on Multiphase Production, BHRg, 1991. – pp. 491–503. 63. Boe A. Severe Slugging Characteristics, Part I, Part II. // Flow Regime for Severe Slugging, Presented at Special Topics in Two-Phase Flow, – Trondheim, – Norway, – 1981. 64. Courbot A. Prevention of severe slugging in the dunbar 16 inches multiphase pipeline. // Proceedings of the Annual Offshore Technology Conference, – Vol. 4, 1996. – pp. 445– 452, – SP E no. 8196. 65. Fabre J. Peresson L.L., Odello R. and Romanet T. Severe Slugging in Pipeline/Riser Systems. // SPE 16846, Presented at Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference, – 1987. – pp. 113–129. 66. Goldzberg V. and McKee F. Model Predicts Liquid Accumulation, Severe TerrainInduced Slugging for Two Phase Lines. // Oil and Gas Journal, – August 19`h 1985. – pp. 105–109. 67. Hill T.J. Multiphase Flow Field Trials on BP's Magnus Platform. // Journal of Energy Resources Technology, vol. 109, 1987. – pp. 142–147. 68. Hill T.J. Riser-Base Gas Injection into the SE Forties Line. // Proceedings 4th International Conference on Multiphase Flow, BHRg, – 1989. – pp. 133–147. 69. Hollenberg J.F., DeWolf S. and Meiring W.J. A Method to Suppress Severe Slugging in Flowline Riser Systems. // Proceeding 7th International Conference on Multiphase Flow, – 1995. – pp. 89–103.
298
Литература
70. Jansen F.E. Shoham O. and Taitel Y. The Elimination of Severe Slugging Experimental and Modelling, International Journal of Multiphase Flow, – vol. 22, – no. 6, – 1996. – pp. 1055–1072. 71. Linga H and Ostvang D.Tabulated Data from Transient Experiments with Naphtha. // Report No. 41, SINTEF, – 1985. 72. Linga H. Terrain Slugging Phenomena, Some Experimental Results Obtained at the SINTEF Two-Phase Flow Laboratory. // Proceedings 3rd International Conference on Multiphase Production, BHRg, – 1987, – pp. 37–53. 73. Larsen M. and Hedne P. Three Phase Slug Tracking with PeTra. // Proceedings 2nd North American Conference on Multiphase Production, BHRg, 2000, pp. 170–192. 74. Mackay D. C. Dynamic Simulation of the Effects of Slugging Flow on Process Plant A Design Study. // Oil and Gas Journal, – 14 September 1987. – pp. 67–72. 75. Malekhzadeh R. Severe slugging in gas-liquid two-phase pipe flow. // PhD. Dissertation, Delft University of Technology, – 2012. 76. McGuinness M. and Cooke D. Partial Stabilization at St. Joseph. // Proceedings 3rd International Offshore and Polar Engineering Conference, – 1993. – pp. 235–241. 77. Moe J., Lingelem M.N., Holm H. and Oldervik O. Severe Slugging in Offshore GasCondensate Flowline-Riser Systems // Proceedings 4th International Conference on Multiphase Production, BHRg, – 1989, – pp. 527–560. 78. Molyneux P. Tait A. and Kinvig J. Characterisation and Active Control of Slugging in a Vertical Riser. // Proceedings 2nd North American Conference on Multiphase Production, BHRg, – 2000. – pp. 161–170. 79. Montgomery J.A. Severe slugging and unstable flows in an S-shaped riser. // PhD. Dissertation, School of engineering, – 2002. 80. Petalas N., Aziz K. A mechanistic model for multiphase flow in pipes. // Journal of Canadian Petroleum Technology 39, – 2000, – pp. 43–55. 81. Pots B.F.M., Bromilow I.G. and Konijn M.J.W.F. Severe Slug Flow in Offshore Flowline / Riser Systems. // SPE 70866, Presented at Society of Petroleum Engineers Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, – 1985, – March 11–14, – pp. 347–356. 82. Sarica C. and Shoham O. A Simplified Transient Model for Pipeline-Riser Systems. // Chemical Engineering Science, – vol. 46, – no. 9, – 1991. – pp. 2167–2179. 83. Schmidt Z, Brill J.P., Beggs D.H. Experimental Study of Severe Slugging in a TwoPhase Flow Pipeline-Riser Pipe System. // Society of Petroleum Engineers Journal, – October 1980. – pp. 407–414. 84. Schmidt Z., Doty D.R. and Dutta-Roy K. Severe Slugging in Offshore Pipeline Riser Pipe Systems. // Society of Petroleum Engineers Journal, – February 1985. – pp. 27–38. 85. Schmidt Z. Brill J.P. and Beggs D.H. Experimental Study of Normal Slug Flow in a Two-Phase Flow Pipeline-Riser Pipe System. // Journal of Energy Resources Technology, – vol. 103, – 1981. – pp. 67–75. 86. Schmidt Z. Experimental Study of Two-Phase Slug Flow in a Pipeline Riser Pipe System. // PhD. Dissertation, University of Tulsa, – 1977. 87. Schotbot K. Methods for the Alleviation of Slug Flow Problems and Their Influence on Field Development Planning. // SPE 15891, Presented at the Society of Petroleum Engineers European Petroleum Conference, – 1986. – October 20–22. 88. Shoham O. Mechanistic Modeling of Gas-Liquid Two-Phase Flow in Pipes. // Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas. – 2006.
Литература
299
89. Taitel Y and Dukler A.E. A Model for Prediction Flow Regime Transitions in Horizontal and Near Horizontal Gas Liquid Flow. // American Institute of Chemical Engineers Journal, vol. 22, – 1976, – pp. 47–55. 90. Taitel Y. and Barnea D. Two Phase Slug Flow. // Advances in Heat Transfer. Volume 20. // Academic Press, – 1990. – pp. 83–132. 91. Taitel Y. Stability of Severe Slugging. // International Journal of Multiphase Flow, – vol. 12, – no. 2, – 1986. – pp. 203–217. 92. Taitel Y. Vierkandt S., Shoham O. and Brill J.P. Severe Slugging in a Riser System, Experiment and Modelling. // International Journal of Multiphase Flow, – vol. 16, – no. 9, – 1990. – pp. 57–68. 93. Yocum B. T. Offshore Riser Slug Flow Avoidance: Mathematical Models for Design and Optimization. // SPE 4312, – Presented at the Society of Petroleum Engineers London Meeting, – 1973. 94. Zuber N. and Findlay J.A. Average Volumetric Concentration in Two-Phase Flow Systems. // Journal of Heat Transfer, – November 1960. – pp. 453–468. 95. K.L. Heskestad. Field Data Analysis using the Multiphase Simulation Tool OLGA2000. – 2005. 96. Huldra: Initial Experience in Real-Time Multi-phase Pipeline Modelling / Postvoll et. al. – 2002. 97. Weisman T., Duscan D., Gibson T. Effects of Field and Pipe Diameter of Two-phase Flow Pattern in Horizontal Lines – Int. J. Multiphase Flow, 9, 1984, p. 463. 98. Al Sheikh I.N., Saunders D.E., Brodrev R.S. Prediction of flow patterns in horizontal two-phase flow. The Canadian journal of chemical engineering. V. 48. February, 1970. P. 21– 29.
300 ОБОЗНАЧЕНИЯ Латинский алфавит А – коэффициент; постоянная интегрирования; а – размер; коэффициент; B – коэффициент; постоянная интегрирования; b – функция; постоянная; C – коэффициент; c – константа; фазовая скорость волны; D – диаметр трубы; дисперсия; d – диаметр; дифференциал; параметр; E – энергия диссипации; e – основание натурального логарифма; F – функция; площадь поперечного сечения; f – площадь поперечного сечения потока; функция; G – весовой расход; коэффициент; g – ускорение силы тяжести; H – высота участка трубы; h – высота канала; амплитуда волны; i – энтальпия; К – функция; коэффициент; k – коэффициент теплопередачи; волновое число; L – длина трубы; длина участка гидродинамической стабилизации; длина жидкостной пробки; l – длина; длина пути перемешивания; M – массовый расход; безразмерный расход; m – параметр; N – мощность диссипации; n – коэффициент ; P – давление; Pкp – критическое давление; P – относительное давление; Q – объемный расход; количество тепла; q – количество тепла, подведенное к единице массы смеси на единицу длины; R – радиус трубы; корреляционная функция; универсальная газовая постоянная; r – радиус; скрытая теплота парообразования; расстояние от источника; функция; S – поверхность раздела фаз; коэффициент скольжения; спектральная плотность; T – период; абсолютная температура; t – время; температура; u – осредненная по времени скорость; u – скорость; составляющая скорости; u * – динамическая скорость; V – объем; удельный объем; напряжение; параметр v’ – составляющая скорости; мольный объем; W – мощность;
Обозначения wсм – средняя скорость смеси; w1 – средняя скорость жидкой фазы; w2 – средняя скорость газовой фазы; X – параметр; истинное массовое паросодержание; x – декартова координата; y – декартова координата; z – декартова координата. Греческий алфавит α – угол наклона; функция; β – расходное объемное содержание фаз; γ – параметр; ε – гидравлическая шероховатость стенки трубы; δ– возмущение поверхности раздела фаз; толщина пленки; λ – коэффициент сопротивления; внутренний масштаб турбулентности; η – расходное весовое содержание фаз; ϰ – константа турбулентности; µ – коэффициент динамической вязкости; ν – коэффициент кинематической вязкости; ρ – плотность; σ – коэффициент поверхностного натяжения; полное нормальное напряжение; Ѱ – функция; приведенный коэффициент трения; τ – касательное напряжение; время сдвига автокорреляционных функций; φ – истинное содержание фаз; ω – частота. ИНДЕКСЫ 1 – жидкость; жидкий углеводород; порядковый номер; 2 – газ; порядковый номер; 3 – ядро потока; вода; порядковый номер; x, y, z – проекции на оси x, y, z; см – газожидкостная смесь; а – автомодельное значение; * – индекс скорости реверса, режима барботажа и параметра режимов течения; 0 – значение на стенке; a – средняя величина; относительная величина. а – пульсационная составляющая величины а.
301
ОБ АВТОРАХ
Õàð÷åíêî Þðèé Àëåêñååâè÷ äîêòîð òåõíè÷åñêèõ íàóê, ïðîôåññîð êàôåäðû îñâîåíèÿ ìîðñêèõ íåôòåãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèé ÐÃÓ íåôòè è ãàçà (ÍÈÓ) èìåíè È.Ì. Ãóáêèíà. Àâòîð áîëåå 50 íàó÷íûõ ðàáîò, âêëþ÷àÿ ìîíîãðàôèè è ïàòåíòû. Ïðèíèìàë àêòèâíîå ó÷àñòèå â ïðîåêòàõ îñâîåíèÿ ìåñòîðîæäåíèé øåëüôà Þæíî-Êèòàéñêîãî ìîðÿ, Øòîêìàíîâñêîãî ÃÊÌ, Êèðèíñêîãî ÃÊÌ. Íàãðàæäåí çíàêîì «Ïî÷åòíûé íåôòÿíèê» (2003). Ñôåðà íàó÷íûõ èíòåðåñîâ: ãèäðîäèíàìèêà ìíîãîôàçíûõ ïîòîêîâ â òðóáîïðîâîäàõ, ýíåðãîñáåðåãàþùèå òåõíîëîãèè îáóñòðîéñòâà ìîðñêèõ íåôòåãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèé.
5
Ãðèöåíêî Àëåêñàíäð Èâàíîâè÷ ÷ëåí êîððåñïîíäåíò ÐÀÍ, äîêòîð òåõíè÷åñêèõ íàóê, ïðîôåññîð. Çàñëóæåííûé äåÿòåëü íàóêè è òåõíèêè ÐÔ, ëàóðåàò Ãîñóäàðñòâåííîé ïðåìèè ÑÑÑÐ â îáëàñòè íàóêè è òåõíèêè (1987), ëàóðåàò Ãîñóäàðñòâåííîé ïðåìèè Ïðàâèòåëüñòâà ÐÔ (1997). Àâòîð áîëåå 300 íàó÷íûõ ðàáîò, âêëþ÷àÿ 75 èçîáðåòåíèé è 40 ìîíîãðàôèé. Ïîäãîòîâèë 30 êàíäèäàòîâ è äîêòîðîâ íàóê. Íàãðàæäåí îðäåíàìè «Çíàê ïî÷åòà» (1982), «Çà çàñëóãè ïåðåä Îòå÷åñòâîì» IV ñòåïåíè (1998), Áîëüøîé çîëîòîé ìåäàëüþ ÐÀÍ èìåíè Ë.Ñ. Ëåéáåíçîíà çà ñåðèþ ðàáîò «Íàó÷íûå îñíîâû òåõíîëîãè÷åñêèõ ïðîöåññîâ ïðè ðàçðàáîòêå è ýêñïëóàòàöèè ãàçîâûõ è ãàçîêîíäåíñàòíûõ ìåñòîðîæäåíèé» (1992). Ñôåðà íàó÷íûõ èíòåðåñîâ: ðàçðàáîòêà íåôòÿíûõ è ãàçîâûõ ìåñòîðîæäåíèé, òðàíñïîðò, õðàíåíèå è èñïîëüçîâàíèå ãàçà.
6
Ó×ÅÁÍÎÅ ÈÇÄÀÍÈÅ
Õàð÷åíêî Þðèé Àëåêñååâè÷ Ãðèöåíêî Àëåêñàíäð Èâàíîâè÷
ÃÈÄÐÎÄÈÍÀÌÈÊÀ ÃÀÇÎÆÈÄÊÎÑÒÍÛÕ ÑÌÅÑÅÉ È ÅÅ ÏÐÈÌÅÍÅÍÈÅ ÏÐÈ ÎÑÂÎÅÍÈÈ ÍÅÔÒÅÃÀÇÎÂÛÕ ÌÅÑÒÎÐÎÆÄÅÍÈÉ ÊÎÍÒÈÍÅÍÒÀËÜÍÎÃÎ ØÅËÜÔÀ
Ðåäàêòîð Š.j. p3K,…“*àÿ Õóäîæíèê-ãðàôèê l.q. c%ë3Kå"à Òåõíè÷åñêèé ðåäàêòîð c.b. kåõ%"à Êîððåêòîð e.l. tåä%ð%"à Êîìïüþòåðíàÿ âåðñòêà ~.`. Š,2%"à Подписано в печать 18.04.2017. Ôîðìàò 700u100 1/16. Ãàðíèòóðà «Ïåòåðáóðã». Печать офсетная. Óñë. ïå÷. ë. 24,51. Òèðàæ 400 ýêç. Çàêàç № 04425 Отпечатано в типографии ООО «Паблит» 127282, Москва, ул. Полярная, д. 31В, стр. 1 Тел.: (495) 230-20-52
7