книги / Многофазный поток в скважинах

Также Хасан и Кабир сравнили результаты своих расчетов с экспериментальными данными, полученными Садатоми и др. [77] для смеси воздух/вода. Садатоми и др. проводили экперименты при течении смеси в затрубном пространстве, когда внешний диаметр составлял 30 мм, а внутренний —15 мм. Расчетные значения объемного содер­ жания газа для всех режимов потока имели среднюю погрешность 0,023 и отклонение от среднего 0,0214. В результате также было получено соответствие эксперименталь­ ных данных Садатоми и др. расчетным характеристикам пробкового и эмульсионного режимов потока, полученных по методу Хасана и Кабира.

4.6. Обобщающие выводы

Инженеры, рассчитывающие характеристики многофазного потока в стволе сква­ жины, неизбежно сталкиваются с дилеммой: какую корреляцию или модель исполь­ зовать для расчетов? Многие компании пользуются собственными методами, основан­ ными на опытных наблюдениях и не опираются на опубликованные данные других исследователей. К сожалению, довольно часто разработчики принимают решения без учета налагаемых ограничений и того факта, что существуют более точные методы. Все расчеты, которые мы приводили в разделах 4.3 и 4.5, строятся на ограниченном наборе данных, поэтому их нельзя назвать завершенными.

Тем не менее можно сделать обобщенный вывод об эффективности рассмотрен­ ных методов расчета и исследований. Среди приведенных эмпирических корреляций лучшими считаются модифицированный метод Хагедорна и Брауна [4] и метод Беггза и Брилла [11]. В последнем методе сделана попытка учесть угол наклона трубы при расчете объемного содержания жидкости, поэтому для наклонных скважин он явля­ ется предпочтительнее метода Хагедорна и Брауна. Несмотря на то что разработчики пытались построить комбинированные корреляции (например, карта режимов потока заимствовалась из одного метода, а уравнение градиента давления — из другого), ни одну корреляцию нельзя назвать достаточно верной с технической точки зрения. Лишь по чистой случайности результаты их применения могут оказаться более точными.

Самыми эффективными для прогнозирования градиента давления в скважинах яв­ ляются механистические модели. К сожалению, их не так просто понять ввиду их сложности. Среди механистических моделей шире всех в нефтегазовой промышленно­ сти применяется полноценная модель Анзари и др. [24]. Не вызывает сомнений, что не последует значительных усовершенствований модели Анзари. Существует еще две мо­ дели [28,29], которые на данный момент готовятся к публикации. Такие коммерческие программные продукты, как OLGA и TACITE, не подлежат широкому применению, поскольку являются запатентованными.

Ни одна из существующих моделей в полной мере не учитывает влияние угла наклона на характеристики потока. И хотя для прогнозирования режимов потока для любого угла наклона разработаны превосходные модели, они зависимы от угла накло­ на. В механистических моделях влияние угла наклона на значение параметров потока либо неверно оценивается, либо вовсе не учитывается. При этом могут учитываться,

кпримеру, такие явления, как изменение толщины пленки с изменением угла наклона

вкольцевом режиме потока и в области пузырька Тейлора в пробковом режиме потока; влияние угла наклона на скорость подъема пузырька Тейлора; слияние маленьких пу­ зырьков газа в верхней части наклонных скважин в пузырьковом и пробковом режимах потока.

Инаконец, ни одна из механистических моделей не позволяет рассчитывать харак­ теристики потока, состоящего одновременно из газа, нефти и воды. Сначала необхо­ димо точно смоделировать двухфазный поток нефти и воды и только затем приступать

к моделированию более сложного многофазного потока. До настоящего времени не было опубликовано ни одной замкнутой модели, предназначенной для прогнозирова­ ния потока нефти и воды в вертикальных или наклонных скважинах. Чтобы построить модель поведения газожидкостного потока (нефть, вода, газ), необходимо сначала смо­ делировать процессы перехода из одного режима в другой для потока, состоящего из нефти и воды. И только после всего этого можно будет построить усовершенствован­ ные модели, предназначенные для прогнозирования градиента давления. Надеемся, что в конечном счете будут разработаны механистические модели, одинаково эффективные для разных значений дебита газа, нефти и воды, а также для разных значений угла наклона, вязкости нефти и диаметров труб, образующих затрубное пространство.

Литература

[2]Baxendell, P. B. and Thomas, R.: «The Calculation of Pressure Gradients in High-Rate Flowing Wells», JPT (October 1961) 1023; Trans., AIME, 222.

[3] Fancher, G.H. Jr. and Brown, К. E.: «Prediction of Pressure Gradients for Multiphase Flow in Tubing», SPEJ (March 1963) 59; Trans., AIME. 228.

[4]Hagedorn, A. R. and Brown, К. E.: «Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits», JPT (April 1965) 475; Trans., AIME, 234.

[5]User’s Manual for API 14B.SSCSV Sizing Computer Program, second edition. API (1978) Appendix B, 38-41.

[6]Asheirn, H.: «MONA, An Accurate Two-Phase Well Flow Model Based on Phase Slippage», SPEPE (May 1986) 221.

[7]Duns, H. Jr. and Ros, N. C.J.: «Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells», Proc., Sixth World Pet. Cong., Tokyo (1963) 451.

[8]Orkiszewski, J.: «Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipes», JPT (June 1967) 829; Trans., AIME, 240.

[9]Aziz, K., Govier, G. W., and Fogarasi, M.: «Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas», J. Cdn.Pei. Tech. (July-September 1972) 11, 38.

[10]Chiericii, G. L., Ciucci, G. M., and Sclocchi, G.: «Two-Phase Vertical Row in Oil Wells - Prediction of Pressure Drop», JPT (August 1974) 927; Trans., AIME, 257.

[11]Beggs, pi D. and Brill, J. P.: «А Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes», JPT (May 1973) 607; Trans., AIME, 255.

[ 12] Mukh^rjee, H. and Brill, J. P: «Pressure Drop Correlations for Inclined Two-Phase Flow»^ J. Energy Res. Tech. (December 1985) 107, 549.

[13]Griffith В and Wallis, G.B.: «Two-Phase Slug Flow», J. Heat Transfer (August 1961) 83, ЗО7’

[14]Griffith, R: «Two-Phase Flow in Pipes», special summer program, Masschusetts Inst, of Technology, Cambridge, Massachusetts (1962).

[15]Davies, R. M. and Taylor, G.: «The Mechanics of Large Bubbles Rising Through Extended Liquids and Through Liquids in Tubes», Proc., Royal Soc., London (1949) 200A, 375.

[16]Brill, J. P.: «Discontinuities in the Orkiszewski Correlation for Predicting Pressure Gradients in Wells», J.Energy Res.Tech.(March 1989) 111, 34.

[17]Govier, G.W., Radford, B.A ., and Dunn, J. S.C.: «The Upward Vertical Flow of Air-Water Mixtures, Part I», Cdn. J. Chem. Eng. (1957) 35, 58.

[18]Wallis, G.B.; One Dimensional Two-Phase Flow, McGraw-Hill Book Co. Inc., New York City (1969).

[19]Al-Najjar, H .S.H . and Al-Soof, N .U .A .: «Alternate Row-Pattern Maps Can Improve Pressure-Drop Calculations of the Aziz et al. Multiphase-Flow Correlation», SPEPE (August 1989) 327.

[20]Nicklin, D.J., Wilkes, J. O., and Davidson, J. F,: «Two-Phase Flow in Vertical Tubes», Trans., AlChE (1962) 40, 61.

[21]Brill, J. P. and Beggs, H. D.: «Two-Rhase Flow in Pipes», U. of Tulsa Tulsa, Oklahoma (1991).

[22]Payne, G.A. et al.: «Evaluation of Inclined-Pipe Two-Phase Liquid Holdup and Pressure-Loss Correlations Using Experimental Data», JPT (September 1979) 1198; Trans., AIME 267.

[23]Govier, G. W. and Aziz, K.: «The Flow of Complex Mixtures inPipes», Van Nostrand Reinhold Publishing Co., New York City (1972).

[24]Ansari, A. M. et at. «А Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Wellbores», SPEPF (May 1994) 143; Trans., AIME, 297.

[25]Hasan, A. R, and Kabir, C. S.: «А Study of Multiphase Flow Behavior in Vertical Wells», SPEPE (May 1988) 263; Trans., AIME, 285.

[26]Hasan, A.R. and Kabir, C. S.: «Predicting Multiphase Flow Behavior in a Deviated Well», SPEPE (November 1988) 474.

[27]Kabir, C. S. and Hasan, A. R.: «Performance of a Two-Phase Gas/Liquid Model in Vertical Wells», J. Pet. Sci. & Eng. (1990) 4, 273.

[28]Chokshi, R. N., Schmidt. Z., and Doty, D. R.: «Experimental Study and the Development of a Mechanistic Model for Two-Phase Flow Through Vertical Tubing», paper SPE 35676 presented at the 1996 Western Regional Meeting, Anchorage, 22-24 May.

[29]Petalas, N. and Aziz, K.: «Development and Testing of a New Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes», paper presented at the 1996 ASME Summer Meeting, Anaheim, California, 11 July.

[30]Taitel, Y. M., Bamea, D., and Dukler, A.E.: «Modeling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes», AlChe J. (1980) 26, 345.

[31]Bamea, D., Shoham. О., and Taitel, Y.: «Flow Pattern Transition for Vertical Downward Two-Phase Flow», Chem. Eng. Sci. (1982) 37, 741.

[32]Bamea, D.: «А Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transition for the Whole Range of Pipe Inclinations», Inti. J. Multiphase Flow (1987) 13, 1.

[33]Harmathy, T. Z.: «Velocity of Large Drops and Bubbles in Media of Infinite or Restricted Extent», AlChE J. (1960) 6, 281.

[34]Scott, S. L. and Kouba, G. E.: «Advances in Slug Flow Characterization for Horizontal and Slightly Inclined Pipelines», paper SPE 20628 presented at the 1990 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 23-26 September.

[35]Lockhart, R. W. and Martinelli, R. C.: «Proposed Correlation of Data for Isothermal Two-Phase, Two-Component Flow in Pipes», Chem. Eng. Prog. (1949) 45, 39.

[36]Alves, I.N. et at.: «Modeling Annular Flow Behavior for Gas Wells», paper presented at the 1988 Annual Winter Meeting of ASME, Chicago, 27 November-2 December.

[37]Caetano, E. F.; «Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus», PhD dissertation, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1985).

[38]Zuber, N. and Hench, J.: «Steady State and Transient Void Fraction of Bubbling Systems and Their Operating Limits. Part I: Steady-State Operation», Report #62GL100, General Electric Co., Schenectady, New York (1962).

[39]Fernandes, R. C., Semait, T. and Dukler, A.E.: «Hydrodynamic Model for Gas-Liquid Slug Flow in Vertical Tubes», AlChE J. (1986) 32, 981.

[40]Sylvester, N. D.: «А Mechanistic Model for Two-Phase Vertical Slug Flow in Pipes», J. Energy Res. Tech. (December 1987) 109, 206.

[41]Brotz, W.: «Uber die Vorausberechnung der Absorptionsgesch-windig-keit von Gasen in Stromenden Flussigkeitsschichien», Chem. Ing. Tech. (1954) 26, 470.

[42]Schmidt, Z.: «Experimental Study of Two-Phase Slug Flow in a Pipeline-Riser Pipe System», PhD dissertation, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1977).

[43]Vo, D. T. and Shoham, О.: «А Note on the Existence of a Solution for Two-Phase Slug Flow in Vertical Pipes», J. Energy Res. Tech. (June 1989) 111, 64.

[44] McQuillan, K. W. and Whalley, R B.: «Flow Patterns in Vertical Two-Phase Flow», Inti.

J. Multiphase flow (1985) 11, 161.

[45]Bamea, D.: «gflfect of Bubble Shape on Pressure Drop Calculations in Vertical Slug Flow», Inti. j. Multiphase Flow (1990) 16, 79.

[46]Hewitt, G.F. and Hall-Taylor, N.S.: Annular Two-Phase Flow. Pergamon Press, Ltd., Oxford, U.K. (1970).

its Contribution to Momentum Transfer», AlChE J. (1986) 32, 1500.

[49]Hasan, A. R., Kabir, C.S., and Rahman, R.: «Predicting Liquid Gradient in a Pumping-Well Annulus», SPEPE (February 1988) 113; Trans., AIME, 285.

[50]Bamea, D. and Brauner, N.: «Holdup of the Liquid Slug in Two-Phase Intermittent Flow», Inti. J. Multiphase Flow (1985) 11, 43.

[51]Brauner, N. and Bamea, D.: «Slug/Chum Transition in Upward Gas-Liquid Flow», Chem. Eng. Sci. (1986) 41, 159.

[52]Steen, D. A. and Wallis, G.B.: AEC report No. NYO-31142-2 (1964). MULTIPHASE FLOW IN W1

[53]Ansari, A. M. et al.: «Supplement to paper SPE 20630, A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores», paper SPE 28671 available from SPE, Richardson, Texas (May 1994).

[54]Govier, G.W. and Fogarasi, M.: «Pressure Drop in Wells Producing Gas and Condensate», J. Cdn. Pel. Tech. (October-December 1975) 14, 28.

[55]Hagedom, A. R.: «Experimental Study of Pressure Gradients Occurring during

Continuous Two-Phase Flow in Small Diameter. Vertical Conduits», PhD dissertation, U. of Texas, Austin, Texas (1964)

[56] Espanol, H .J. H.: «Comparison of Three Methods for Calculating a Pressure Traverse in Vertical Multi-Phase Flow», MS thesis, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1968).

[57]Messulam, S.A. G.: «Comparison of Correlations for Predicting Multiphase Flowing Pressure Losses in Vertical Pipes», MS thesis, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1970).

[58]Camacho, C. A.: «Comparison of Correlations for Predicting Pressure Losses in High Gas-Liquid Ratio Vertical Wells», MS thesis, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1970).

Gas Wells», paper SPE 26682 presented at the 1993 Offshore European Conference, Aberdeen, 7-10 September.

[60]Salim, P. H. and Stanislav, J. F.: «Evaluation of Methods Describing the Flow of Gas-Liquid Mixture in Wells»,J. Cdn. Pet. Tech. (January/February 1994) 33, 58.

[61]Baxendell, P. B.: «Producing Wells on Casing Flow — An Analysis of Flowing Pressure Gradients», JPT (August 1958) 59; Trans., AIME, 213.

[62]Gaither, O.D., Winkler, H.W., and Kirkpatrick, C.V.: «Singleand Two-Phase Fluid Flow in Small Vertical Conduits Including Annular Configurations», JPT (March 1963) 309; Trans., AIME, 228.

[63]Angel, R. R. and Welchon, J.K.: «Low-Ratio Gas-Lift Correlation for Casing-Tubing Annuli and Large-Diameter Tubing», Drill. & Prod. Prac. (1964) 100.

[64]Winkler, H. W.: «Singleand Two-Phase Vertical Flow Through 0.996x.625-Inch Fully Eccentric Plain Configuration», PhD dissertation, U.Of Texas, Austin, Texas (1968).

[65] Ros, N .C .J.: «Simultaneous Flow of Gas and Liquid as Encountered in Well Tubing», JPT (October 1961) 1037; Trans., AIME, 222.

[66]Caetano, Е. F., Shoham, О., and Brill, J. P.: «Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus, Part I: Single-Phase Friction Factor Taylor Bubble-Rise Velocity and Flow-Pattern Prediction», J. Energy Res. Tech. (March 1992) 114, 1.

[67]Caetano, E. F., Shoham, O., and Brill, J. P.: «Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus. Part II: Modeling Bubble, Slug and Annular Flow», J. Energy Res. Tech. (March 1992) 114, 14.

[68] Hasan, A. R. and Kabir, C. S.: «Two-Phase Flow in Vertical and Inclined Annuli», Inti.

J.Multiphase Flow (1992) 18, 279.

[69]Weisman, J. and Kang, S.Y.: «Flow Pattern Transitions in Vertical and Upwardly Inclined Lines», Inti. J. Multiphase Flow (1981) 7, 271.

[70]Akagawa, K. and Sakaguchi, T: «Fluctuation of Void Ratij Phase Flow», Bulletin, JSME (1966) 9, 104.

[71]Hasan, A. R.: «Void Fraction in Bubbly, Slug, and Chum Flow in Vertical Two-Phase Up-Flow», Chem. Eng. Communications (1988) 66, 101.

[72]Hasan, A. R.: «Inclined Two-Phase Flow: Flow Pattern, Void Fraction and Pressure Drop in Bubbly, Slug, and Chum Flow», Particulate Phenomena and Multiphase Transport, Hemisphere Publishing Co., New York City (1988) 1, 229-49.

[73]Ney, С.: «А Study of the Directional Well», MS thesis, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1968).

[74]Fuentes, A.J.: «А Study of Multi-Phase Flow Phenomena in Directional Wells», MS thesis, U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma (1968).

[75]Hutchinson, P., Hewitt. G. F., and Dukler. A. E.: «Deposition of Liquid or Solid Dispersions from Turbulent Gas Streams: A Stochastic Model», Chem. Eng. Sci. (1971) 26, 419.

[76] Gardner, G. C. : «Deposition of Particles from a Gas Flowing Parallel to a Surface», Inti.

J. Multiphase Flow (1975) 2, 213.

[77]Sadatomi, M., Sato, Y., and Saruwatari, S.: «Two-Phase Flow in Vertical Noncircular Channels», Inti. J. Multiphase Flow (1982) 8, 641.

Гл а в а 5

Поток через ограничители и компоненты трубопровода

5.1. Введение

Целью данной главы является описание методов прогнозирования характеристик потока при течении через ограничители и другие технические устройства, наличие которых необходимо учитывать при эксплуатации скважин.

Поток флюидов через ограничители имеет место в устройствах по измерению де­ бита жидкости и/или газа, а также при прохождении потока через поверхностные или погружные штуцера, подповерхностные предохранительные клапаны скорости, центра­ торы насосно-компрессорных колонн или любые поверхностйые элементы трубопро­ вода1, такие как клапаны, колена или переходные муфты для соединения труб разного диаметра. В качестве ограничителей могут также рассматриваться отложения парафи­ нов, асфальтенов или гидратов на стенках труб.

В рамках большинства исследований течений многофазных сред через элементы трубопровода, изменяющие сечение потока, пользуются такими понятиями, как «кри­ тическое» или «звуковое» течение. Например, поверхностные штуцера, как правило, работают в условиях критического течения. В некоторых скважинах до сих пор приме­ няются подповерхностные предохранительные клапаны, которые работают в условиях докритического (дозвукового) течения.

5.2. Описание ограничителей

Наиболее часто в нефтегазодобывающей промышленности применяют такие огра­ ничители, как штуцера (пробки штуцера, или пробки положительного потока), подпо­ верхностные предохранительные клапаны скорости, стандартные клапаны и соедине­ ния, часто называемые компонентами трубопровода.

Штуцера предназначены для контроля дебитов или давления. Обычно они имеют закругленное входное отверстие и достигают в длину нескольких сантиметров. На­ пример, пробки штуцера компании Торнхилл-Крэйвер (Thomhill-Craver) имеют длину около 15 см и диаметры от 3 до 19 мм (от 1/8 до 3/4 дюйма) [1]. На рис. 5.1 схематично изображен стандартный штуцер.

Освоение месторождений в Арктике и морских шельфов привело к использова­ нию в нефтегазоразработке дистанционно управляемых штуцеров. Их часто называют расходомерными клапанами (MOV).

Одним из таких клапанов является штуцер компании Уиллис Ойл Тул (Willis Oil Tool) [2], изображенный на рис. 5.2. Он состоит из неподвижного и подвижного ке­ рамических дисков, каждый из которых имеет два отверстия. Можно изменять размер отверстия путем сдвига подвижного диска относительно неподвижного (рис. 5.3). Изме-

1Далее дополнительные устройства, помещаемые в трубопровод, авторами называются компонентами трубопровода. — Прим. ред.

ной монографии. Внутренняя конфигурация клапанов, которые приводятся в действие при изменении скорости, также может быть довольно сложной. Причем клапаны разных производителей имеют разные конфигурации и даже клапаны одного и того же произво­ дителя могут отличаться. На рис. 5.4 изображены профили двух потоков, протекающих через подповерхностные предохранительные клапаны, приводимые в действие измене­ ниями скорости потока. Клапаны содержат стыковочные сердечники и выравнивающие переходники. Штуцера внутри клапанов могут быть укорочены и иметь коническую форму (в клапане Отис-Джей) или, наоборот, быть удлиненными и закругленными с концов (клапан Камко А-3). Иногда поток проходит извилистый путь внутри предо­ хранительного клапана. В результате эрозии от воздействия песка площадь сечения по­ тока увеличивается и все первоначальные проектные расчеты становятся неточными, поэтому при предварительном прогнозировании очень трудно подобрать оптимальный размер предохранительных клапанов. Также осложняет их проектирование и тот факт, что в длинных штуцерах и подповерхностных предохранительных клапанах сложно правильно учесть эффекты, обусловленные трением.

1,995

1,995

Рис. 5.4. Поток внутри подповерхностных предохранительных клапанов, управляемых измене­ ниями скорости (согласно Бриллу и Беггзу [3])

Поверхностное оборудование включает различные компоненты трубопровода. Каждый из них имеет сложную конфигурацию, поэтому все они по-разному влияют на поток. К примеру, в колене трубопровода происходит падение давления, степень которого отлична от величины падения давления в частично открытой задвижке трубо­ провода.