Плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве

Плотность газожидкостной смеси

Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС проходит некоторое количество газа и жидкости. Можно представить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а жидкость — остающуюся площадь в том же сечении fж, так что

,

где f — площадь сечения трубы (рис. 7.8). Плотность ГЖС в таком случае определится как средневзвешенная

, (7.18)

где ρж и ρг — плотность жидкости и газа при термодинамических условиях сечения.

Обычно fг / f обозначают через φ. Тогда fж / f = 1 — φ,

. (7.19)

Величина φ = fг / f называется истинным газосодержанием потока.

Обозначим V — объемный расход газа через данное сечение; q — объемный расход жидкости через то же сечение; Сг — линейная скорость движения газа относительно стенки трубы; Сж — линейная скорость движения жидкости относительно стенки трубы.

Тогда можно записать следующие соотношения:

. (7.20)

. (7.21)

Подставляя (7.20) и (7.21) в (7.18) и делая некоторые сокращения, получим

, (7.22)

В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на него действует архимедова сила выталкивания. Обозначим

Рис. 7.8. Среднестатистические площади в трубе, занятые газом и жидкостью

, (7.23)

. (7.24)

Разделив числитель и знаменатель в (7.22) на q и вводя новые обозначения согласно (7.23) и (7.24), получим

, (7.25)

где r — газовый фактор, приведенный к термодинамическим условиям рассматриваемого сечения.

При Сг = Сж b = 1 и из (7.25) следует

. (7.26)

Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью ρи. Относительная скорость газа (по отношению к жидкости)

, (7.27)

. (7.28)

Подставляя (7.28) в (7.23), получим

, (7.29)

Поскольку а > 0, то b > 1. Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг, следовательно, увеличивает fж. В результате плотность смеси, как это следует из (7.18) и (7.19), увеличивается. Таким образом, явление скольжения газа (a > 0) при неизменных объемных расходах q и V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем. Поэтому чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости.

, (7.30)

где Δρ — увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением. Для определения Δρ к (7.25) прибавим и отнимем ρи согласно (7.26), получим

Группируя слагаемые и делая некоторые преобразования, имеем

или после приведения к общему знаменателю в квадратных скобках и группировки слагаемых найдем

. (7.31)

Из сопоставления (7.31), (7.30) и (7.26) следует

. (7.32)

При b = 1 (отсутствие скольжения газа Сг = Сж) числитель в (7.32) обращается в нуль и Δρ = 0. Утяжеление ГЖС не происходит. С увеличением b (b > 1) Δρ монотонно увеличивается (рис. 7.9). Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа.

Из формулы (7.29) видно, что при одной и той же относительной скорости газа (a = const) b уменьшается при увеличении Сж, т. е. расхода жидкости. Отсюда следует важный для практики вывод — переход на трубы малого диаметра при определенных условиях за счет увеличения Сж уменьшит величину b, а это в свою очередь повлечет уменьшение Δρ.

Pиc. 7.9. Изменение плотности ГЖС в результате скольжения газа

Поэтому подъем ГЖС может быть осуществлен при меньшем давлении в нижней части трубы (при меньшем забойном давлении). Однако целесообразность перехода на трубы меньшего диаметра должна быть проверена расчетом, так как при этом возрастут потери давления на трение.

В теории движения ГЖС существуют важные понятия, через которые определяется плотность смеси. Это расходное газосодержание β и истинное газосодержание φ. Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:

. (7.33)

Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f:

. (7.34)

. (7.35)

Из сопоставления (7.35) и (7.25) следует

. (7.36)

. (7.37)

Разделив в (7.33) числитель и знаменатель на q и используя обозначение (7.24), получим

. (7.38)

Отнимая в (7.38) по единице и меняя знак, получим

. (7.39)

. (7.39)

Сопоставляя (7.39), (7.38) и (7.26), видим, что

. (7.40)

Рис. 7. 10. Зависимость φ от β при отсутствии скольжения газа

(β = φ, линия 1) и при скольжении ( φ 1 , т. е. при а > 0 (Сг > Сж), получим φ = β .

На диаграмме φ(β) линия 2 проходит ниже диагонали. Чем больше скольжение, т. е. чем больше а, а следовательно, и b, тем ниже пройдет линия φ(β).

Относительная скорость газа а зависит от следующих факторов: дисперсности газовых пузырьков, а следовательно, структуры движения ГЖС; вязкости жидкой фазы; разности плотностей газа и жидкости, от которой зависит подъемная сила; диаметра трубы и газонасыщенности потока ГЖС.

Попытки теоретического определения величины а не дают надежных результатов. Поэтому оценка относительной скорости газа проводится главным образом экспериментально и составляет основной предмет исследований. По некоторым рекомендациям предлагается принять φ = 0,833·β во всем диапазоне значений β представляющем практический интерес. Величина β всегда известна, так как расходами V и q либо задаются, либо вычисляют для заданных термодинамических условий.

Источник

Энергетика скважины: использование дистанционных глубинных приборов под насосом

ООО «Универсал-Сервис» — одна из ведущих компаний в области исследования скважин и скважинной продукции. Предприятие входит в Группу компаний «Нефтьсервисхолдинг», а также является членом Международной Ассоциации АИС и «Клуба исследователей скважин». «Универсал – Сервис» уже 11 лет успешно работает на российском и международном рынках, выполняя работы и оказывая услуги для крупных нефтедобывающих компаний (ТНК-BP, «ЛУКОЙЛ», «Газпромнефть» и др.) «Универсал-Сервис» выполняет работы по следующим направлениям: гидродинамические и промысловые-геофизические исследования, промысловые исследования, в том числе: определение газового фактора, вывод скважин на оптимальный режим работы, отбор глубинных проб нефти, химико-аналитические исследования, депарафинизация лифтов добывающих скважин, обработка и интерпретация материалов исследования, аутсорсинг. «Универсал-Сервис» — предприятие, которое не только следит за тенденциями и новинками, но и создает свои.

В настоящее время весьма актуален вопрос по получению достоверной информации о забойном и пластовом давлении в механизированных скважинах, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором, в которых производится выпуск газа из затрубного пространства в линию. В таких работающих скважинах в затрубном пространстве находится газожидкостная смесь, плотность которой не известна, что не позволяет произвести точный пересчет динамических уровней в забойные давления. Для решения данной проблемы нефтедобывающие предприятия используют термоманометрические системы (ТМС), размещаемые в ПЭД или глубинные приборы расположенные под насосом. В этом случае получают достоверную информации о давлении на глубине спуска насоса за весь межремонтный период механизированной скважины. Первый метод нашел широкое применение в республике КОМИ и Западной Сибири, второй в Пермском Крае. Использование этих методов позволяет в режиме реального времени оперативно и более результативно управлять системой разработки месторождений.

«Универсал-Сервис» уже достаточно давно использует собственную разработку технологии спуска прибора под насос: эта разработка — неподвижно расположенный прибор под насосом скважины, оборудованной любыми насосами (ЭЦН, ШГН и ВНН). Следует заметить, датчик ТМС устанавливается только на скважинах оборудованных ЭЦН.

Данный прибор предназначен для диагностических исследований скважин и позволяет производить измерение значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости и регистрацию результатов измерений в энергонезависимой памяти, а также одновременно передавать данные по геофизическому кабелю в компьютер (через интерфейсный блок). Участие оператора сводится только к периодическому (один раза в месяц) считыванию информации из памяти прибора, ее передачу по каналам электронной связи и перепрограммированию прибора.

Прибор обеспечивает выполнение следующих функций:

долговременный мониторинг скважины без подъемника (достаточно одного спуска)

работа по геофизическому кабелю в процессе спуска/подъема и во время нахождения прибора в скважине

долговременная автономная работа прибора

возможность периодического считывания информации из памяти прибора, не прерывая запись в течении нескольких лет

возможность многократного программирования/считывания информации, не извлекая прибор из скважины

возможность спуска/подъема с помощью скребковой проволоки или геофизического кабеля

одновременное измерение и запоминание в энергонезависимой памяти значений давления, температуры и удельной электропроводимости жидкости в скважине

время работы без замены элемента питания до 5 лет

возможность выборочного включения датчиков

запуск от кнопки, установленного времени или превышения давления

долговременное хранение зарегистрированных результатов исследований энергонезависимой памяти

передача данных в персональный компьютер для анализа и печати отчета

для связи с компьютером и программирования не требует вскрытия

конструкция прибора исключает открывание корпуса прибора без стравливания внутреннего давления

Глубинный автономный прибор

Использование глубинных приборов под насосом нашло широкое применение на месторождениях Заказчиков. Данный метод позволяет получать информацию о работе скважин с приборов расположенных под насосом на весь межремонтный период. По этой технологии прибор размещается под насосом, связь с прибором осуществляется по геофизическому кабелю, информация с заданной дискретностью сохраняется в памяти прибора, рис 1.

Рисунок 1. Схема расположения неподвижного прибора под погружным насосом

1. Кабельный ввод
2. Планшайба
3. Обсадная колонна
4. НКТ
5. Кабель глубинного прибора
6. Кабель глубинного насоса
7. Уровень в затрубном пространстве
8. Глубинный насос
9. Пенал с глубинным прибором
10. Продуктивный пласт

Основная задача, решаемая по этому методу — это получение данных о давлениях на приеме насоса в течение всего межремонтного периода, получение более качественной информации об изменении давления в скважине при проведении гидродинамических исследованиях в частности при исследованиях методом восстановления давления (КВД), рис.2.

Приведенная на рис.2 динамика изменения забойного давления позволяет отследить все процессы, проходящие в залежи, в районе данной скважины. Кроме того, получаем качественную КВД при проведении ГДИС.

«Универсал-Сервис» широко использует глубинные приборы для получения информации с нижнего объекта, находящегося под пакером в скважинах с одновременно раздельной эксплуатацией (ОРЭ) двух объектов на месторождениях Заказчиков. Для примера приведена одна из скважин ОРЭ (рисунок 3). В таких скважинах иначе не получить информацию об энергетическом состоянии по нижнему объекту в режиме on-line.

Рисунок 2 Динамика изменения забойного давления в действующей скважине в течении трех лет

Рисунок 3 Инструментальные замеры давления по нижнему объекту в скважине эксплуатирующей одновременно раздельно два объекта

Таким образом, используя глубинные приборы, специалисты «Универсал-Сервис» получают достоверную информацию об энергетическом состоянии разрабатываемых пластов и залежей, используя результаты ГДИС, получают более представительные данные о фильтрационных характеристиках вскрытых коллекторов при обработке в современных программных продуктах.

Кроме того, «Универсал-Сервис» предлагает использовать информацию получаемую с глубинных приборов и по второму направлению. В последние годы на месторождениях «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется технология эксплуатации скважин с выпуском газа из затрубного пространства в линию. В таких условиях эксплуатации скважин вопрос уточнения плотностей для расчета реальных (близких к реальным) забойных и пластовых давлений становится актуальным. Оценить плотности газожидкостной смеси до недавнего времени было практически не возможно, так как для этого нужны прямые замеры давления на приеме насосов и ниже. Использование датчиков ТМС или глубинных приборов под насосом помимо основной задачи позволяет получить ответы о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважин.

Для этого на скважинах, где спущены приборы под насос периодически, как правило, при считывании информации производится определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Кроме того, по некоторым скважинам в процессе исследования методом восстановления давления (КВД) производилось отслеживание восстановления уровня в затрубном пространстве. Получив одновременно информацию о давлении на глубине приема насоса, динамическом или статическом уровнях, зная затрубное давление, нетрудно определить плотность газожидкостной смеси в интервале от уровня до приема насоса. Получив, таким образом, данные о плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве по достаточному количеству скважин, появляется возможность ее оценки.

Для примера приведем данные по Озерному месторождению, где накоплена информация в достаточном объеме, чтобы выявить зависимость распределения плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве. В результате, специалистами «Универсал-Сервис» получена зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости над насосом, рисунок 4.

Данная зависимость показывает, что плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве зависит от высоты столба жидкости над насосом и значительно ниже плотности пластовой нефти при высоте столба ниже 500 метров.

Рис.4 Зависимость плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от высоты столба жидкости во время работы и накопления по скважинам Озерного месторождения, пласты Бш и Фм

Для сравнения с полученными данными, в таблице № 5 приведены некоторые свойства пластовой нефти по Озерному месторождению.

Источник