Моделирование процесса рассеивания и генерирования жидкостных пробок для пространственно-ориентированного течения в трубе Текст научной статьи по специальности «Физика»

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 532.529.6+622.692.4

А.А. Пашали1, e-mail: a_pashali@rosneft.ru

1 ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).

Моделирование процесса рассеивания и генерирования жидкостных пробок для пространственно-ориентированного течения в трубе

Профиль поверхностных трубопроводных систем нефтяных месторождений, как правило, повторяет профиль рельефа местности, поэтому его иногда называют рельефным (hilly-terrain). Современный стандартный подход гидравлического моделирования газожидкостного течения применительно к рельефным трубопроводным системам состоит в том, чтобы разбить трубопровод на отдельные более-менее прямолинейные горизонтальные участки, а также участки с восходящим и нисходящим течением газожидкостной смеси и провести их гидравлический расчет с применением известных стационарных моделей. Стационарные методы гидравлического расчета течения газожидкостной смеси в горизонтальных и наклонных прямолинейных участках трубы хорошо известны, однако при моделировании практически отсутствует понимание того, в какой степени и когда необходимо учитывать влияние граничных условий течения в зонах изменения угла наклона трубы на распределение объемного содержания жидкой фазы, градиента давления вдоль трубопровода и структуру потока. Лабораторная имитация газожидкостных течений в рельефных трубопроводах продемонстрировала проявление эффекта hilly-terrain в виде частичной диссипации жидкостных пробок в нисходящей секции и инициирование роста жидкостной пробки в области изгиба V-образного участка трубопровода. В рамках исследования был разработан метод расчета развивающегося газожидкостного потока для пространственно-ориентированного потока в трубе, базирующийся на основе нестационарных уравнений неразрывности и количества движения, записанных для пробкового режима течения. Исследование подтвердило эффективность разработанного метода, который может быть использован для оценки изменения режимов течения в пространственно-ориентированной трубе и прогнозирования степени рассеивания и генерации жидкостных пробок в пробковой структуре течения. При сопоставлении расчетных и экспериментальных данных процесса рассеивания и генерации жидкостных пробок для различных расходов газожидкостной смеси в рельефных трубопроводах наблюдался высокий уровень сходимости результатов.

Ключевые слова: пробковый режим течения, пространственный развивающийся газожидкостный поток в трубе, рассеивание и генерация жидкостных пробок.

A.A. Pashali1, e-mail: a_pashali@rosneft.ru

1 Rosneft PJSC (Moscow, Russia).

Simulation the Slug Dissipation and Generation for Spatially Developing Gas-Liquid Pipe Flow

Generally, the profile of surface pipeline systems in oil fields reproduces the relief profile, therefore it is sometimes referred to as hilly-terrain. The current standard approach of gas-fluid flow hydraulic simulation with respect to hilly-terrain pipeline systems is to divide a pipeline into separate more or less linear horizontal sections, as well as into those where the gas-fluid flow is upward and downward, and to carry out their hydraulic calculation using the well-known stationary models. The stationary hydraulic calculation methods of the gas-fluid flow in pipeline horizontal and downward linear sections are well-known, yet in modeling there is virtually no understanding of the extent and time of considering the effect of boundary flow conditions in the zones of a pipe inclination angle change on the distribution of the liquid holdup, pressure gradient along the pipeline and on the flow pattern. The laboratory simulation of gas-fluid flows in hilly terrain pipelines has shown the "hilly-terrain" effect as a partial dissipation of fluid slugs in the downward section and initiation of the fluid slug growth in the area of V-section of pipeline bending.

84

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

The study also includes the design procedure development of emerging gas-fluid flow for spatially-oriented pipe flow basing on nonstationary equations of continuity and momentum written for slug flow conditions.

The study proves the method developed to be an effective one and usable for the assessment of changes in flow conditions of a spatially-oriented pipe, and also for the prediction of a dissipation extent and generation of fluid slugs in the slug flow pattern. While comparing design and experimental data of dissipation and generation of fluid slugs for various gas-fluid flow rates in hilly terrain pipelines, a high level of data convergence has been registered.

Keywords: slug flow, spatially developing gas-liquid pipe flow, the slug dissipation and generation.

Поверхностное обустройство нефтяных месторождений, как правило, сопровождается проведением гидравлических расчетов, учитывающих особенности течения газожидкостной смеси в кустовых трубопроводных системах неф-тесбора и трубопроводных системах для транспортировки флюида на технологические объекты предварительной подготовки нефти: дожимные насосные станции и установки предварительного сброса воды. Реальный профиль таких трубопроводных систем, как правило, повторяет профиль рельефа местности, поэтому его иногда называют рельефным профилем (hilly-terrain) [1]. Современный стандартный подход к гидравлическому моделированию рельефных систем состоит в том, чтобы разбить трубопровод на отдельные более или менее прямолинейные горизонтальные участки, участки с восходящим и нисходящим течением газожидкостной смеси, а затем провести гидравлический расчет на основе известных стационарных моделей.

Стационарные методы гидравлического расчета течения газожидкостной смеси в горизонтальных и наклонных прямолинейных участках трубы хорошо известны. В то же время практически отсутствует понимание того, в какой степени и когда необходимо учитывать влияние на характеристики (распределение объемного содержания жидкой фазы и градиент давления вдоль трубопровода) и структуру потока граничных условий течения в зонах изменения угла наклона трубы.

Экспериментальные исследования [1], проведенные на лабораторной установ-

ке, имитирующей рельефный профиль трубопровода, показали, что по мере роста приведенных скоростей течения жидкости VSL и газа VSg структура газожидкостной смеси в нисходящей секции и в нижнем изгибе V-образ-ной трубы качественно изменялась. При низких и умеренных значениях приведенных скоростей течения на нисходящем участке трубопровода наблюдается полная или частичная диссипация пробковой структуры течения с инициированием роста пробки в нижнем изгибе трубы (рис. 1а и 1б). При умеренной приведенной скорости течения жидкости и высокой приведенной скорости течения газа в нижнем изгибе трубы наблюдается отсутствие процесса диссипации пробок в секции спуска и инициирования роста жидкостных пробок (рис. 1в и 1г). Структуры течения с частичной диссипацией жидкостных пробок на нисходящих участках трубы (рис. 1б), а также с инициированием роста жидкостной пробки в нижнем изгибе рельефного трубопровода не учитываются при прогнозировании режимов газожидкостных течений по известным стационарным методикам.

Некорректное прогнозирование структуры течения может внести погрешность в конструктивные параметры объектов поверхностного обустройства при проектировании, в решение оптимизационных задач управления процессом транспортировки углеводородов, а также вызывать такие эксплуатационные проблемы, как коррозия труб, структурная нестабильность газожидкостного течения в трубопроводе

и плохое управление притоком из пласта из-за непредсказуемого давления в устье скважины.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА РАЗВИВАЮЩЕГОСЯ ПРОБКОВОГО РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ В НИСХОДЯЩИХ И ВОСХОДЯЩИХ УЧАСТКАХ ТРУБОПРОВОДА

Целью работы, результаты которой представлены в данной статье, является создание методики, позволяющей прогнозировать режимы течения и осуществлять гидравлический расчет характеристик на V-образных участках рельефных трубопроводов с учетом влияния эффектов hilly-terrain на процесс рассеивания и генерирования жидкостных пробок газожидкостного течения.

Уравнения неразрывности и количества движения для жидкой и газообразной фазы записаны в системе координат, движущейся с переносной скоростью vt, для расчетной зоны пробкового режима течения, состоящей из жидкостной пленки и пузырька Тейлора (рис. 2, 3) [2].

Уравнение неразрывности для развивающегося пробкового режима течения

Уравнения массового расхода жидкости Qf, кг/с:

• на входе в расчетную зону:

Qc = pAf AK - vt); (1)

• на выходе из расчетной зоны:

Q, = pLHLSA(vs - vt),

(2)

Ссылка для цитирования (for citation):

Пашали А.А. Моделирование процесса рассеивания и генерирования жидкостных пробок для пространственно-ориентированного течения в трубе // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 4. С. 84-92.

Pashali A.A. Simulation the Slug Dissipation and Generation for Spatially Developing Gas-Liquid Pipe Flow. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2019;(4): 84-92. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019

85

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

а) а)

Режим 1 Mode 1

Стратифицированный Горизонтальная

режим течения секция

Stratified flow Horizontal

conditions section

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Нисходящая секция Downward section

Восходящая Стекание секция

жидкостной пленки Upward section Fluid film draining

6) b)

Режим 2 Mode 2

Частичная диссипация пробкового режима течения Partial dissipation of plug flow conditions

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Направление течения Flow direction

Стекание

жидкостной пленки Fluid film draining

B) c)

Режим 3 Mode 3

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Направление течения Flow direction

Стекание

жидкостной пленки Fluid film draining

Г) d)

Режим 4 Mode 4

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Пробковый режим течения Plug flow conditions

Направление течения Flow direction

Рис. 1. Возможные структуры течения газожидкостной смеси в трубопроводе типа hilly-terrain:

a) полная диссипация пробок в нисходящей секции и инициирование роста жидкостной пробки

в области изгиба; б) частичная диссипация пробок в нисходящей секции и инициирование роста жидкостной пробки в области изгиба; в) отсутствие диссипации пробок в нисходящей секции и инициирование роста жидкостной пробки в области изгиба; г) пробковый режим течения без эффекта hilly-terrain

Fig. 1. Possible gas-fluid flow patterns in a pipeline of a hilly-terrain type: a) complete dissipation of slugs in the downward section and initiation of fluid slug growth in the area of bending;

b) partial dissipation of slugs in the downward section and initiation of fluid slug growth

in the area of bending; c) absence of slugs dissipation in the downward section and initiation of fluid slug growth in the area of bending; d) slug flow conditions without the "hilly-terrain" effect

где р1 - плотность жидкости, кг/м3; HLF, HLS - действительные объемные содержания жидкости в жидкостной пленке и жидкостной пробке, соответственно, доли ед.; A - площадь поперечного сечения трубы, м2; ур ^ - действительные скорости движения жидкости в пленке и смеси в пробке, соответственно, м/с.

ка сохраняет тенденцию восстанавливать свою стабильную длину. Поэтому в рамках исследования было сделано допущение, что длина жидкостной пробки остается постоянной, а частота течения жидкостных пробок может меняться за счет изменения длины пузырька Тейлора /р м. В результате массовый расход на входе в жидкостную пленку будет определяться как:

Q„=

pL(HJs + HJF)Ada>

га

dt'

(3)

где га - пробковая частота, определяемая как га = \//и; /S - длина жидкостной пробки, м; /и - длина пробкового фрагмента, м.

Приведем уравнение (3) к виду:

QM = pL(HJs + HJF)A

1 dl„ 1 cfv.

Lu

vt dt

(4)

Для развивающегося (нестационарного) течения необходимо также решить уравнение массовой скорости в расчетном объеме и , кг/с (рис. 2):

(5)

Тогда уравнение неразрывности в жидкостной пленке будет выглядеть как:

dt(HLFlF) = HL5(vt-vs)-HLF(vt-vLF) +

+ WJ5+HLFIF)

1 dlu _ 1 dv; lu'dt ~ v(' dt

(6)

Если допустить, что = 0, то, следовательно, d\Jdt = 0. Окончательно уравнение неразрывности для жидкостной пленки будет выглядеть как:

H„L + H,±dl,

HLsb>t-Vs)-HLF(\~VF)

L

lf f u

dC

(7)

Общая длина пробкового фрагмента равна:

Для решения уравнений неразрывности должны быть заданы либо длина жидкостной пробки, либо частота пробок. По данным [3, 4], существует критическая длина стабильной жидкостной пробки. В исследовании [5] также было отмечено, что при течении в изогнутых трубах жидкостная проб-

L

■ F+S

(8)

Поскольку длина пробки считается постоянной, справедливо выражение:

сИ, Ц, dl dL'

86

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Бентонит Кургана

ООО «БеНТОНИТ Кургана» занимает одну из лидирующих позиций в производстве бентонитовой продукции. Высокий производственный потенциал, высококачественный бентонит (с содержанием монтмориллонита - не менее 70%), собственное месторождение «Зырянское» Курганской области и опыт работы более 20 лет - залог успешной работы с потребителями.

На предприятии ООО «Бентонит Кургана», в соответствии с ТУ 39-0147001-105-93, производятся глинопорошки бентонитовые для буровых растворов следующих марок ПБМА, ПБМБ, ПБМ8. Буровые растворы на основе нашего бентонита характеризуется оптимальными реологическими характеристиками, низким содержанием песчаной фракции и имеют низкую водоотдачу (менее 15 см3).

Массовая доля влаги, %, не более

1ПБМВ1

Выпускаемая ООО «Бентонит Кургана» продукция обеспечена всей необходимой разрешительной документацией (сертификаты, паспорта безопасности, протоколы радиологии и прочее).

Передовые технологии производства и переработки сырья позволяют производить бентонит, отвечающий требованиям спецификации API 13А ОСМА GRADE Bentonite. ООО «Бентонит Кургана» - первое в России предприятие, прошедшее сертификацию бентонитовой продукции 8 Американском Нефтяном Институте (API) с правом монограммировать выпускаемую продукцию - ОСМА GRADE Bentonite.

Показатели

Показания шкалы вискозиметра при скорости 600 об/мин Отношение предела текучести к пластической вязкости

Объем фильтрата, мл.

Остаток частиц диаметром свыше 75 рм, %

Свойства суспензии

Требования

спецификации API

Минимум 30

Максимум 6,0

Максимум 16,0

Максимум 2,5%

13,2-15,0

1,5-2,0

Специалисты ООО «Бентонит Кургана» оказывают профессиональную консультацию при выборе бентонитовой продукции, наиболее удовлетворяющей требованиям заказчика, а также осуществляют информационную поддержку на стадии применения продукции у потребителя.

-ъ' 5 I

f Si Ч

www,bentonit.su

Тел/факс +7(5522)436-315 e-mail: info@bentonitkgn.ru +7(3522)436-301

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

PL(HJs + HLFlF)Ado>

pLHLfA(vF-vt)

ptHu/l(vs-vt)

S

Для полностью развитого пробкового течения усилие от динамического напора в зоне жидкостной пленки на входе в расчетную зону и выходе из нее рассчитывается по формулам:

Fdc = PLHLFA(vF - Vt)VF;

Fdi = PlhlsA(vS - vt)vs.

(15)

(16)

Сила трения жидкостной пленки о стенку в направлении оси z определяется как:

F = ( тFSFF).

тр \ F F F'

(17)

Рис. 2. Расчетная схема пробкового режима течения газожидкостной смеси, где pL - плотность жидкости, кг/м3; HLF, HLS - действительные объемные содержания жидкости в жидкостной пленке и жидкостной пробке, соответственно, доли ед.; A - площадь поперечного сечения трубы, м2; vF, vS - действительные скорости движения жидкости в пленке и смеси в пробке, соответственно, м/с; vt - переносная скорость, м/с; ю - пробковая частота; I , lf - длина жидкостной пробки и пузырька Тейлора, соответственно, м; р - угол наклона трубы, d/dt - производная по времени; hR, hFc - расстояние от стенки трубы до центра пузырька Тейлора и до жидкостной пленки, соответственно, м

Fig. 2. The design diagram of gas fluid slug flow, where pL - fluid density, kg/m3; HLF, HLS - actual volume fluid contents in the fluid film and slug, respectfully, unit fraction; A - pipe cross-section area, m2; vF, vS - actual fluid velocities in the fluid film and slug, respectfully, m/s; vt - transport velocity, m/s; ш - slug frequency; I , lf - the length of fluid slug and Taylor bubble, respectfully, m; p - angle of pipe bending, d/dt - time derivative; hR, hFc - the distance of pipe wall-to-Tayl.or bubble centre and -to-fluid film, respectfully, m

После несложных преобразований уравнение неразрывности для жидкостной пленки примет вид:

'Л " V

цнll-^QdJ!¿ ' 1и 'Л-

Аналогичные преобразования выполним для газа в зоне пленки (пузырька Тейлора):

(9)

= (1 - + (1 - (12)

Vs = Н^ + (1 - Н^с, (13)

где VSL, VSg - приведенные скорости жидкости и газа, м/с, соответственно. Вычитая из уравнения (10) уравнение (9) получим окончательный вид уравнения неразрывности для развивающегося пробкового режима течения:

dHLF (i-/g(vt-vj-(i-/g(vt-vc) fdL - vf

L "Л-

dHLF_HLS(vt-vs)-HLF(vt-vF)

dL

2v.

(10)

(i-/g(vf-vs)-(i-/g(vt-vf)

2v.

где \с - скорость газа в пузырьке Тейлора, м/с.

Для жидкости и газа в пробковой структуре решаются следующие уравнения для приведенных и действительных скоростей:

^LS-HLF)dlu

L

dL•

(14)

[UVSL = HLS[SVS + HLFlFVF

(11)

В свою очередь сила трения на межфазной границе между газом и жидкостной пленкой рассчитывается по формуле:

F = т. S. F ,

тр i i F '

(18)

гравитационная составляющая силы - как:

G = (-рlHlfAlf g sin p),

(19)

где SF , Sj - периметры на границе «жидкостная пленка - стенка» и «жидкость -газ», соответственно, м; (3 - угол наклона трубы, , т. - касательные напряжения на границе «жидкостная пленка - стенка» и «жидкость - газ», соответственно, Н/м2. Для развивающегося (нестационарного) пробкового течения изменение импульса в расчетной области жидкостной пленки будет иметь вид:

F = Tt( РЛ HLF F A).

(20)

Уравнение количества движения для развивающегося пробкового режима течения

Для получения уравнения количества движения рассмотрим отдельно область жидкостной пленки длиной м (рис. 3).

В окончательном варианте уравнение импульсов для развивающейся жидкостной пленки будет выглядеть следующим образом:

--КХ +

т5.-тс5г . „ />,-/> + "Н„А { ' (21)

где Р1 и Р2 - давления на входе и выходе в зоне жидкостной пленки, Па, соответственно.

88

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE

P LHLFAb>F-VX

p AH(vs-vX

Расчетная зона Design zone

-pLHLFlfAgs\n p

Рис. 3. Расчетная схема фрагмента пробкового течения, где pL - плотность жидкости, кг/м3; HLF, HLS - действительные объемные содержания жидкости в жидкостной пленке и жидкостной пробке, соответственно, доли ед.; A - площадь поперечного сечения трубы, м2; vF, v5 - действительные скорости движения жидкости в пленке и смеси в пробке, соответственно, м/с; vt - переносная скорость, м/с; I, lf - длина жидкостной пробки и пузырька Тейлора, соответственно, м; р - угол наклона трубы, d/dt - производная по времени; xF, i. - касательные напряжения на границе «жидкостная пленка - стенка» и «жидкость - газ», соответственно, Н/м2; P и P2 - давления на входе и выходе в зоне жидкостной пленки, Па, соответственно; hFI, hFc - расстояние от стенки трубы до центра пузырька Тейлора и до жидкостной пленки, соответственно, м

Fig. 3. The design diagram of the slug flow fragment, where pL - fluid density, kg/m3; HLF, HLS - actual volume fluid contents in the fluid film and slug, respectfully, unit fraction; A - pipe cross-section area, m2; vF, v5 - actual fluid velocities in the fluid film and slug, respectfully, m/s; vt - transport velocity, m/s; I , lf - the length of fluid slug and Taylor bubble, respectfully, m; p - angle of pipe bending, d/dt - time derivative; xF, xf - shearing stresses at the interface "fluid film - wall" and "fluid - gas", respectfully, Н/m2; P1 and P2 - inlet and outlet pressures in the fluid film zone, Pa, respectfully; hFi, hFc - the distance of pipe waU-to-Taylor bubble centre and -to-fluid film, respectfully, m

200

400

600

800

1000

Относительная длина трубопровода, L/D Relative pipeline length, L/D

Эксперимент [6] — Расчет Experiment [6] Design

Рис. 4. Сравнение расчетных и экспериментальных значений относительной длины жидкостных пробок на нисходящем и восходящем участке трубы

Fig. 4. Comparison of design and experimental values for the relative length of fluid slugs in the downward and upward pipe sections

Используя уравнение (11) и считая, что жидкостная пробка имеет постоянную длину на нисходящем и восходящем участках, получим:

Р¡УУа.Ли =

и

"Л

т5 - т 5 Р - Р

+ V/р (22)

Проведя аналогичные преобразования, запишем уравнение для области пузырька Тейлора:

р.УЛ, Л„_ (1 -«Дй

_ РД(1 - /д( у, - у>5 - (1 - нДу, - у>,]

т5 + т 5, Р,~Р1 /по\

(23)

где тс, SC - касательное напряжение, Н/м2, и периметр, м, на границе «газ -стенка»; рд - плотность газа, кг/м3. Считая, что перепад давлений в зоне жидкостной пленки и пузырька газа (уравнения (22) и (23)) равны, получим суммарное уравнение сохранения количества движения для развивающегося пробкового режима течения:

^рЛ, РЛ 'Д "ц:

_ - - - _ "«Л

рД(1 - "ц)(у, - у>д - (1 - - у>с] (1

(24)

В завершение расчета используем уравнения для вычисления межфазного коэффициента гидравлического трения параметра для оценки угла смачивания стенки трубы 0, коэффициента объемного содержания жидкой фазы в жидкостной пробке HLs, переносной скорости длины жидкостной пробки /5, взятые из унифицированной (стационарной) модели [6].

Сопоставление результатов расчетов по предложенной методике с экспериментальными значениями концентрации жидкостных пробок в трубе [7], включающей нисходящий (р = -2°, длина - 21,3 м)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019

89

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

и восходящий (р = 2°, длина - 21,3 м) участки (диаметр трубы d = 51 мм; приведенная скорость жидкости VSL = 0,6 м/с; приведенная скорость газа VSg = 1,6 м/с), представлено на рис. 4.

АНАЛИЗ РАСЧЕТОВ ПРОЯВЛЕНИЯ ЭФФЕКТА HILLY-TERRAIN ДЛЯ ПРОБКОВОГО РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ

Вычисления проводились с использованием представленной выше модели развивающегося пробкового течения и унифицированной (стационарной) модели [6] для рельефного участка трубопровода V-образной формы с начальным нисходящим участком длиной L1 = 22,5 м (угол наклона р = -2°) и конечным восходящим участком длиной L2 = 22,5 м (угол наклона р = 2°). По завершении расчетов по разным моделям их результаты были сопоставлены. Исходные данные, использованные для вычислений,приведены в таблице. На рис. 5 путем сопоставления с унифицированной методикой [6] продемонстрированы возможности предложенной методики развивающегося пробкового режима течения по расчету характеристик и прогнозированию структуры газожидкостного течения с учетом влияния эффекта hilly-terrain. При проведении расчетов были поставлены две задачи:

• использовать для прогнозирования структуры и расчета характеристик газожидкостного течения в V-образной трубопроводной конфигурации унифицированную (стационарную) модель [6], не учитывающую влияние эффекта hilly-terrain;

• использовать для прогнозирования структуры и расчета характеристик газожидкостного течения трубопроводной системы V-образной конфигурации модель развивающегося газожидкостного течения, т. е. учитывать влияние эффекта hilly-terrain на скорость изменения длины жидкостной пленки по всей длине трубы. Прогнозирование режимов течения с помощью унифицированной модели [б] показало, что в нисходящем участке трубы должна реализовываться стратифицированная структура потока, а на восходящем - пробковая.

а) a)

о 5

0,18 0,16 —:- о и

0,12 | 0,10 £ 0,8 ^ 0,6 ,3 OA

ic «л •5 0,2 0

б) b)

10 F,

• I о

Ч I- и

о и -п

и о 12

Я S-2

0 ч-

1 i i си =

.2

VO "о

о >

в) с)

в;

S

X

<и

Е

г-"а "

^ -а \ m ™ re «

(О С 1- о_

4 J 01 J

s % « % 5. ^з (л ^ tu

Jr

,CL O-

200 400 600 800 Относительная длина трубы, L/d Relative pipe length, L/d

1000

0,48 0,46 0,44 0,42 0,40 0,38 0,36 0,34 0,32 0,30

135 130 125 120 115 110 105 100

100 200 300 400 500 600 700 800 900 Относительная длина трубы, L/d Relative pipe length, L/d

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Относительная длина трубы, L/d Relative pipe length, L/d

-Развивающаяся модель — Модель [6]

Developing model Model [6]

Рис. 5. Сопоставление расчетных данных, полученных по разработанной методике для развивающегося пробкового течения и по унифицированной (стационарной) методике [б]: а) зависимость относительной длины жидкостных пленок в области пузырька Тейлора от относительной длины расчетного участка трубопровода с учетом эффекта hilly-terrain и согласно унифицированной методике [б]; б) зависимость объемного содержания жидкости в пробковой структуре течения от относительной длины расчетного участка трубопровода с учетом эффекта hilly-terrain и согласно унифицированной методике [б]; в) зависимость продольного градиента давления от относительной длины расчетного участка трубопровода с учетом эффекта hilly-terrain и согласно унифицированной методике [б]

Fig. 5. Comparison of design data obtained on the basis of the procedure developed for emerging slug flow and of the unified (stationary) one [б]:

a) dependence of the fluid films relative length in the area of Taylor bubble on the design pipeline section relative length considering the "hilly-terrain" effect and according to the unified procedure [б]; b) dependence of the volume fluid content in the slug flow pattern on the design pipeline section relative length considering the "hilly-terrain" effect and according to the unified procedure [б]; c) dependence of the longitudinal pressure gradient on the design pipeline section relative length considering the "hilly-terrain" effect and according to the unified procedure [б]

90

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

УРАЛТРУБПРОМ

ОАО «УРАЛЬСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД»

Смелость в новаторстве.

Гарантии в мастерстве.

л

Возможность использования электросварных труб производства ОАО «Уралтрубпром»

со стенкой 10 мм и выше в тех сферах, где ранее использовались только горячекатаные бесшовные трубы, установлена проектными институтами ПАО «НК Лукойл», ПАО «Газпром» и ПАО «НК Роснефть».

www.uraltrubprom.ru market@trubprom.conn 1е1: +7 (3439) 297-539

ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Данные для расчета пробкового режима течения

Design data for slug flow conditions

Параметр Characteristic Значение Value

Температура, К Temperature, К 293

Относительная плотность нефти Relative oil density 0,818

Относительная плотность газа Relative gas density 0,81

Газовый фактор, м3/м3 Gas factor, m3/m3 22

Давление в забое, МПа Bottomhole pressure, MPa 0,6

Плотность воды при 1 атм и 20 °С, кг/м3 Water density at 1atm. and 20 °С, kg/m3 1020

Обводненность Water cut 0,01

Дебит жидкости при 1 атм и 20 °С, м3/сут Fluid discharge at 1 atm. and 20 °С, m3/day 60

Внутренний диаметр трубы, м Pipe bore, m 0,051

Относительная шероховатость трубы Relative pipe roughness 0,0002

Углы наклона трубы, ° Pipe inclination angles, ° -2; 2

Общая длина трубы, м Total pipe length, m 45

На рис. 5а представлены расчетные зависимости относительной длины жидкостных пленок от относительной длины трубопровода, полученные по двум методикам. Анализ расчетов по предложенной методике для развивающегося течения показал, что на начальном участке нисходящего трубопровода, где относительная длина жидкостных пленок меньше единицы (¿е /L1 < 1), реализуется пробковый режим течения, а ниже по течению, где ¿РД1 > 1, жидкостные пробки рассеиваются. Расчетные зависимости, полученные для области V-образного изгиба трубопровода, показали, что согласно модели [6] длина жидкостной пленки, объемное содержание жидкости и градиент давления от трения в этой области должны изменяться скачком,что противоречит экспериментальным данным [1]. В то же время расчеты зависимостей, полученных с помощью разработанной методики развивающегося пробкового течения, продемонстрировали плавное изменение параметров в области изгиба, с существенным увеличением длины жидкостной пленки и повышением объемного содержания жидкости, что согласуется с процессом инициирования роста жидкостной пробки в

области изгиба. Процесс инициирования роста жидкостной пробки в области изгиба должен сопровождаться повышением гидравлических потерь давления на трение, что подтверждает расчетная зависимость градиента давления, полученная по предложенной методике (рис. 5в).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика, учитывающая влияние эффекта ЫИу^еггаш на характеристики и структуру газожидкостного течения на У-образном участке трубопровода, в которой был использован подход, учитывающий граничные условия в зонах изменения угла наклона трубы, предложенный в [6].

2. Сопоставление расчетных характеристик (Н¿, 6Р/61, ¿г/¿1) пробкового режима течения на У-образном участке трубопровода,приведенных на рис. 5, свидетельствует о том, что разработанная методика может быть использована не только для качественной, но и для количественной оценки деградации жидкостных пробок на нисходящем участке трубопровода, а также для расчета характеристик течения в области инициирования роста жидкостной пробки в области изгиба трубопровода.

I

Литература:

1. AL-Safran E.M. An Experimental and Theoretical Investigation of Slag Flow Characteristics in the Valley of a Hilly-Terrain Pipeline. Tulsa: The University of Tulsa, 2003. 167 p.

2. Михайлов В.Г., Петров П.В., Волков М.Г. Методика расчета пробкового режима течения газожидкостной смеси в стволе скважины // Вестник УГАТУ. 2016. Т. 20. № 3 (73). С. 74-82.

3. TaiteL Y., Barnea D., DukLer A.E. Modeling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes // AIChE J. 1980. Vol. 26. P. 345-354.

4. Barnea D., Brauner N. HoLd-Up of the Liquid SLug in Two Phase Intermittent FLow // Int. J. Multiphase FLow. 1985. VoL. 11. P. 43-49.

5. Zhang H.-Q., Yuan H., Redus C.L., BriLL J.P. Observation of SLug Dissipation in Downward FLow // J. Energy Resources TechnoLogy. 2000. VoL. 122. P. 110-114.

6. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., BriLL J.P. Unified ModeL for Gas-Liquid Pipe FLow via SLug Dynamics. Part 1: ModeL DeveLopment // J. Energy Res. TechnoL. 2003. VoL. 125. № 4. P. 266-273.

7. Zhang H.Q. Unfied ModeL for SpatiaLLy DeveLoping Gas-Liquid Pipe FLow // TuLsa University FLuid FLow Projects. Advisory Board Meeting, November 15, 2001.

References:

1. Al-Safran E.M. An Experimental and Theoretical Investigation of Slag Flow Characteristics in the Valley of a Hilly-Terrain Pipeline. Tulsa: The University of Tulsa, 2003. 167 p.

2. Mikhailov V.G., Petrov P.V., Volkov M.G. The Design Procedure of Borehole Slug Gas-Fluid Flow Conditions. Vestnik UGATU = Bulletin of the Ufa State Aviation Technical University. 2016; 20(3):74-82. (In Russ.)

3. Taitel Y., Barnea D., Dukler A.E. Modeling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes. AIChE J. 1980;26:345-354.

4. Barnea D., Brauner N. Hold-Up of the Liquid Slug in Two Phase Intermittent Flow. Int. J. Multiphase Flow. 1985;11:43-49.

5. Zhang H.-Q., Yuan H., Redus C.L., Brill J.P. Observation of Slug Dissipation in Downward Flow. J. Energy Resources Technology. 2000;122:110-114.

6. Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dynamics. Part 1: Model Development. J. Energy Res. Technol. 2003;125(4):266-273.

7. Zhang H.Q. Unfied Model for Spatially Developing Gas-Liquid Pipe Flow. Tulsa University Fluid Flow Projects. Advisory Board Meeting, November 15, 2001.

92

№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ