Научная статья на тему 'Сопоставительный анализ эмпирических моделей наклонных газожидкостных потоков для условий экспериментального стенда ООО «Газпром ВНИИГАЗ»'

Сопоставительный анализ эмпирических моделей наклонных газожидкостных потоков для условий экспериментального стенда ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
263
64
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ / РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ / ГАЗОЖИДКОСТНЫЙ ПОТОК / БОЛЬШОЙ ДИАМЕТР / DIFFERENTIAL PRESSURE / FLOW PATTERN / GAS-LIQUID FLOW / LARGE DIAMETER

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Гужов К. Н., Стоноженко И. В., Шулепин С. А., Бузинова О. В.

Исследования в области повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами начаты около 60 лет назад. В настоящее время горизонтальные скважины бурятся во всех газодобывающих странах мира. Применительно к горизонтальным скважинам ввиду влияния угла наклона на режимы течения проблематика гидродинамических исследований и интерпретация их результатов являются более сложными по сравнению с исследованиями вертикальных скважин. Создание математической модели гидродинамического течения углеводородных флюидов достаточно трудная задача, над которой работают научные коллективы по всему миру. Этой проблеме посвящено большое число экспериментальных и теоретических работ, однако до ее окончательного решения еще далеко. Строго теоретические постановки задач в механике многофазных потоков возможны только в простейших случаях, поэтому наилучшими являются подходы, в которых упор делается на физически содержательное обобщение экспериментальных данных. В статье приведен сопоставительный анализ известных эмпирических моделей наклонных газожидкостных потоков для условий экспериментального стенда ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Гужов К. Н., Стоноженко И. В., Шулепин С. А., Бузинова О. В.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Comparative analysis of empirical patterns for inclined gas-liquid flows in regard of Gazprom VNIIGAZ LLC test stand conditions

Research for rising of efficacy in development of gas-condensate fields by horizontal and distincthorizontal wells has been started nearly 60 years ago. Nowadays horizontal wells are being bored in all gas-producing countries of the World. As applied to horizontal wells due to the fact, that the angle of lean affects the modes of flow, the theory and interpreting of hydrodynamic research are quite more complicated in comparison with vertical wells. Creation of math model for hydrodynamic flow of hydrocarbon fluids is a rather complex problem being studied by many scientists all over the World. This particular issue is a theme of many experimental and theoretical publications, but it is still far from conclusion. Strict theoretical task definition in mechanics of multiphase flows is possible only in the simplest cases, so the best patterns are those, when physically substantial synthesis of experimental data is emphasized. The article contains comparative analysis of empirical models for inclined gas-liquid flows aimed at conditions of Gazprom VNIIGAZ test stand.

Текст научной работы на тему «Сопоставительный анализ эмпирических моделей наклонных газожидкостных потоков для условий экспериментального стенда ООО «Газпром ВНИИГАЗ»»

УДК 622.27+004.94

К.Н. Гужов, И.В. Стоноженко, С.А. Шулепин, О.В. Бузинова

Сопоставительный анализ эмпирических моделей наклонных газожидкостных потоков для условий экспериментального стенда ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Работы по повышению эффективности разработки газоконденсатных месторождений горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами начаты около 60 лет назад. В настоящее время горизонтальные скважины бурятся во всех газодобывающих странах мира. В отличие от исследований вертикальных скважин применительно к горизонтальным скважинам проблема гидродинамических исследований и интерпретации их результатов является более сложной ввиду влияния угла наклона на режимы течения.

Создание математической модели гидродинамического течения углеводородных флюидов - достаточно трудная задача, над которой работают научные коллективы по всему миру. Данной проблеме посвящено большое число экспериментальных и теоретических работ, однако она еще далека от окончательного решения. Строго теоретические постановки задач в механике многофазных потоков возможны только в простейших случаях, поэтому наилучшими считаются подходы, когда упор делается на физически содержательное обобщение экспериментальных данных. В научной литературе приведено множество корреляций для расчета градиента давления для горизонтальных и вертикальных труб.

Тем не менее для определения влияния угла наклона на перепад давления проведено сравнительно мало исследований. В 1973 г. опубликованы результаты исследований на промысловой установке длиною 130 м Грозненского государственного нефтяного института, а также на трассе экспериментальных нефтегазопроводов (1500-18000 м) объединения «Грознефть» [1]. В трудах В. А. Мамаева, Г.Э. Одишарии математически описан процесс движения газожидкостной смеси в рельефном трубопроводе [2, 3]. Также стоит отметить ряд зарубежных публикаций о влиянии угла наклона труб на границы режимов течения [4-10].

Беггз и Брилл (1973) [11] первыми разработали метод, позволяющий предсказывать поведение потока в скважине при различных углах наклона. Испытания проводились с использованием акриловых труб диаметрами (ё) 2,5 и 3,8 см и длиной 27,4 м. Среднее давление (Р) составляло 0,25-0,65 МПа. Угол наклона трубы (0) варьировался от 0 до ±90°. В качестве экспериментальных флюидов выступали воздух и вода.

Мукерджи и Брилл (1985) [12] разработали новый метод с использованием более современных средств измерений. Испытания проводились на трубе диаметром 3,8 см, наклоненной под углом от 0 до ±90°. В качестве экспериментальных флюидов использовались воздух и керосин (либо смазочное масло).

В рамках разработки эффективных методов расчета технологических режимов работы обводняющихся вертикальных, наклоннонаправленных и горизонтальных скважин газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на стадии падающей добычи, в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проведены экспериментальные исследования газожидкостных потоков на стенде по отработке технологий эксплуатации газовых скважин. Стенд [13] предназначен для проведения экспериментов по изучению движения газожидкостной смеси в вертикальных лифтовых трубах с внутренними диаметрами ё = 6,2; 7,6; 10,0 и 15,3 см (соответствуют диаметрам эксплуатационных колонн и колонн насосно-компрессорных труб моделируемых скважин). Высота лифтовых колонн составляет 30 м. Стенд позволяет не только моделировать,

Ключевые слова:

перепад давления, режим течения, газожидкостный поток,

большой диаметр.

Keywords:

differential pressure, flow pattern, gas-liquid flow, large diameter.

но и воспроизводить условия работы скважин по размерам лифтовых труб, величинам деби-тов газа и жидкости, а для условий поздней стадии разработки месторождений - и по значениям рабочего давления.

Результаты сравнения экспериментальных данных, полученных на стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ», с прогнозными значениями, определенными эмпирическими методами Беггза и Брилла, Мукерджи и Брилла [12, 14], представлены на рис. 1 и 2. Сравниваются экспериментальные данные только в правой части кривой потерь (на забое не происходит накопления жидкости), так как в условиях активного накопления жидкости эмпирическим методикам не удалось спрогнозировать потери дав-

0,12

0,1

и

И 0,08 §

! 0,06

а 0,04

8 0,02 см

0

У ✓ У Ъ' .

л +15 % »Л / У'.' ' у у У

? 4« -15 %

i

1 1 г* 1 А ■ -

А 9 •

0

0,12

0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 Измеренные потерн, д, ед.

Рис. 1. Сравнение экспериментальных данных с прогнозными значениями, рассчитанными по модели Беггза-Брилла (Б&Б), в условиях полного выноса с забоя жидкой фазы

0,12

5 0,1

И 0,08 §

5 0,06

а 0,04

8 0,02 см

0

✓ у У ✓ у у у у 0 ■

+15 % у. ' V ' V У у- ✓ г

I а у У -15 %

5-

й

ЛТ™ + 1 Р г \ ' % ' •

0

0,12

0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 Измеренные потерн, д, ед.

Рис. 2. Сравнение экспериментальных данных с прогнозными значениями, рассчитанными по модели Мукерджи-Брилла (М&Б), в условиях полного выноса с забоя жидкой фазы

ления в ходе эксперимента. Среди 564 экспериментальных точек 28 % для методики Беггза-Брилла (см. рис. 1) и 64 % для методики Мукерджи-Брилла (см. рис. 2) попадают в доверительный интервал шириной 30 % (предел погрешности ±15 %).

На рис. 3 приведены расчетные кривые и экспериментальные данные при различных углах наклона труб (0): С = 10 см, Р = 0,7 МПа, расход газожидкостной смеси Q = 115 л/ч; / -безразмерные потери давления на трение:

I = -

(1)

Рж

где Дртр - потери давления, Па; рж - плотность жидкой фазы, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; ДЬ - длина участка трубы, м; Рг* - модифицированный параметр Фруда:

рг* = , Рж ёй '

(2)

где рг - плотность газа, кг/м3; и - скорость потока газожидкостной смеси, м/с.

Стоит отметить, что для корреляции Беггза и Брилла характерно резкое изменение перепада давления при смене режима течения. В последующей работе Мукерджи и Брилла были построены новые карты режимов потока, более достоверно описывающие переходную зону (см. рис. 3).

Проводя исследование многофазного потока в стволе скважины, невозможно охватить весь диапазон влияющих параметров. Поэтому при выборе корреляции или модели для расчетов важно учитывать налагаемые на их использование ограничения. Подавляющее большинство исследований в области многофазных потоков проводится на трубах небольшого диаметра при высоком содержании жидкой фазы. Цель экспериментов, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», - изучение газожидкостных потоков с низкими расходными содержаниями жидкой фазы, что характерно для поздней стадии разработки западносибирских месторождений. При расчете газожидкостного потока в вертикальных и наклонных скважинах важно точно определить условия, при которых начинается накопление жидкости на забое. Точность определения минимального рабочего дебита скважины является хорошим критерием для оценки модели газожидкостного потока. В отличие от эмпирической методики Беггза и Брилла корреляция Мукерджи и Брилла позволяет получить

1

0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

\ •

\ •

- —■— •___

0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

\ •

• •

• •

0,5

1,5 Рг*

0,5

1,5 Рг*

1

0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0

0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

ч.

• ••

0,5

1,5 Рг*

0,5

1,5 Рг*

1

0,03 0,025 0,02 0,015 0,01 0,005 0

0,5

1,5 Рг*

эксп. данные модель М&В модель В&В

0

1

0

1

0

1

0

1

0

1

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Рис. 3. Сравнение экспериментальных данных по двухфазному потоку с расчетными при различных углах наклона труб: а - 20°; б - 40°; в - 45°; г - 60°; д - 80°

достоверные результаты при расчете потерь в стволе скважины в условиях полного выноса жидкости с забоя. Несмотря на это, используя метод Мукерджи и Брилла, спрогнозировать минимальный дебит скважины оказалось невозможно. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

разработана корреляционная методика расчета многофазного потока для вертикальных и субвертикальных газожидкостных потоков и ведутся работы для адаптации методики к любым углам наклона труб.

Список литературы

1. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа / А.И. Гужов. - М.: Недра, 1973. -279 с.

2. Мамаев В.А. Движение газожидкостных систем в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. - М.: Недра, 1978. - 270 с.

3. Одишария Г. Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, А. А. Точигин. - М.: ВНИИГАЗ; Иваново: Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.

4. Cheng L. Two-phase flow patterns and flow-pattern maps: fundamentals and applications / L. Cheng, G. Ribatski, J.R. Thome // Appl. Mech. Rev. - 2008. - № 61. - P. 050802-050828.

5. Ghajar A.J. A non-boiling two-phase flow heat transfer correlation for different flow patterns and pipe inclination angles / A.J. Ghajar, J. Kim // Proceedings of the 2005 ASME Summer Heat Transfer Conference, 2005. - P. 17-22.

6. Brauner N. Analysis of stratified/non-stratified transitional boundaries in inclined gas-liquid flows / N. Brauner, D. Moalem Maron //

Int. J. Multiphase Flow. - 1992. - № 18. -P. 541-557.

7. Barnea D. A unified model for predicting flow-pattern transitions for the whole range of pipe inclinations / D. Barnea // Int. J. Multiphase Flow. - 1987. - № 13. - P. 1-12.

8. Weisman J. Effects of fluid properties and pipe diameter on two-phase flow patterns in horizontal lines / J. Weisman, D. Duncan, J. Gibson et al. // Int. J. Multiphase Flow. - 1979. - № 5. -

P. 437-462.

9. Crawford T.J. Two-phase flow patterns and void fractions in downward flow. P. I: Steady-state flow patterns / T.J. Crawford, C.B. Weinberger, J. Weisman // Int. J. Multiphase Flow. - 1985. -№ 11. - P. 761-782.

10. Spindler K. An experimental study of the void fraction distribution in adiabatic water-air two-phase flows in an inclined tube / K. Spindler,

E. Hahne // Int. J. Therm. Sci. - 1999. - № 38. -P. 305-314.

11. Beggs D.H. A study of two-phase flow in inclined pipes / D.H. Beggs, J.P. Brill // J. Petrol. Technol. - 1973. - № 25.

12. Mukherjee H. Pressure drop correlations for inclined two-phase flow / H. Mukherjee, J.P. Brill // J. Energy Res. Tech. - 1985. -№ 107. - P. 549.

13. Николаев О.В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков

в вертикальных трубах / О.В. Николаев. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - 147 с. -(Вести газовой науки).

14. Брилл Дж.П. Многофазный поток в скважинах / Дж.П. Брилл, Х. Мукерджи. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -384 с.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.