Главная страница
Навигация по странице:

  • Исходные данные

  • Методические указания.

  • Определение структуры потока.

  • Определение типа водонефтяной смеси.

  • Расчет плотности и кажущейся вязкости. Капельная структура

  • Эмульсионная структура

  • Задача Определить структуру потока и тип водонефтяной смеси, вычислить плотность и динамическую вязкость водонефтяной смеси в подъемнике фонтанной скважины при следующих условиях


    Скачать 41.18 Kb.
    НазваниеЗадача Определить структуру потока и тип водонефтяной смеси, вычислить плотность и динамическую вязкость водонефтяной смеси в подъемнике фонтанной скважины при следующих условиях
    Дата16.05.2022
    Размер41.18 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файла5.4.3.docx
    ТипЗадача
    #533179

    5.4.3 Задача

    Определить структуру потока и тип водонефтяной смеси, вычислить плотность и динамическую вязкость водонефтяной смеси в подъемнике фонтанной скважины при следующих условиях:

    Исходные данные:

    • давление - P < Pнас ;

    • температура - Т;

    • дебит жидкости в стандартных условиях - Qж ст;

    • массовое водосодержание - nв ст ;

    • внутренний диаметр подъемника - Dт ;

    • плотность дегазированной нефти – ρнд ;

    • плотность нефти при заданных р и То - ρн;

    • плотность воды - ρв ;

    • вязкость нефти при заданных р и Т - µн;

    • вязкость воды при заданных р и Т - µв;

    • объемный коэффициент нефти при заданных р и Т - bн;

    • объемный коэффициент воды при заданных р и Т - bB


    Значения параметров по вариантам приведены в таблице 5.4.

    Таблица 5.4


    Параметры

     

    Последняя цифра в шифре

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    0

    Qж.ст, м3/сут

    68

    81

    94

    107

    120

    133

    146

    159

    172

    185

    р, МПа

    10,1

    9,9

    9,8

    9,7

    9,6

    9,5

    9,4

    9,3

    9,2

    9,1

    Т, К

    309

    311

    313

    315

    317

    319

    321

    323

    325

    327

    nв ст

    0,38

    0,42

    0,46

    0,5

    0,54

    0,58

    0,62

    0,66

    0,7

    0,74

    Dт, м

    0,062

    0,0622

    0,0624

    0,0626

    0,0628

    0,063

    0,0632

    0,0634

    0,0636

    0,0638

    Ρнд, кг/м3

    852

    854

    856

    858

    860

    862

    864

    866

    868

    870

    рн, кг/м3

    805

    806

    807

    808

    809

    810

    811

    812

    813

    814

    рв, кг/м3

    1100

    1095

    1090

    1085

    1080

    1075

    1070

    1065

    1060

    1055

    µн, мПа•с

    1,3

    1,7

    2,1

    2,5

    2,9

    3,3

    3,7

    4,1

    4,5

    4,9

    µв, мПа•с

    0,685

    0,669

    0,654

    0,639

    0,624

    0,609

    0,594

    0,579

    0,564

    0,549

    bн

    1,18

    1,22

    1,26

    1,3

    1,34

    1,38

    1,42

    1,46

    1,5

    1,54

    bB

    0,995

    1

    1,005

    1,01

    1,015

    1,02

    1,025

    1,03

    1,035

    1,04


    Методические указания. В процессе добычи нефти часто требуется знание различных физических свойств как нефти и газа, так и водонефтяных смесей. На их свойства влияют не только изменяющиеся термобарические условия, но также и гидродинамические особенности, расходные характеристики воды и нефти, типы и структуры образующихся водонефтяных смесей.

    Прежде, чем определять структуру водонефтяной смеси и ее тип, необходимо рассчитать следующие характеристики смеси:

    объемное расходное водосодержание в стандартных условиях




    где Qвст, Qнст, Qжст - соответственно объемные расходы воды, нефти и жидкости в стандартных условиях, м3/с;

    Взаимосвязь объемного расходного и массового водосодержаний в стан­дартных условиях

    где nвст - массовое водосодержание в стандартных условиях; рвст, pид - соответственно плотность воды в стандартных условиях (рвст = 1000 кг/м3) и дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3;

    Объемные расходы воды Qви нефти Qн при заданных р и Т:


    где bв, bн- соответственно объемные коэффициенты воды и нефти при заданных р и Т;

    Объемное расходное водосодержание В при заданных р и Т

    Приведенную скорость (в м/с) водонефтяной смеси в данном сечении канала


    где F - площадь поперечного сечения канала, м2 .


    1. Определение структуры потока.

    Выделяют две структуры потока водонефтяной смеси: капельную и эмульсионную. Их область существования оценивается по критиче­ской скорости смеси (в м/с):


    где Dr - гидравлический диаметр канала (в м), определяемый по форму­ле


    * Для круглой трубы Dг =Dт,.

    где П - смоченный периметр поперечного сечения канала, м.

    Если



    то водонефтяной поток имеет капельную структуру: внутренняя диспергированная фаза в виде капель диаметром 0,5 - 2 см распределена во внешней непрерывной фазе.

    Если

    то водонефтяной поток имеет эмульсионную структуру: диспергирован­ная внутренняя фаза представлена сферическими каплями диаметром 10-3 -10-5 см.


    1. Определение типа водонефтяной смеси.

    Для капельной структуры потока тип смеси определяется по рас­ходному объемному водосодержанию:

    если В < 0,5, то смесь будет типа вода в нефти (В/Н) - дискретной внутренней фазой служит вода, а непрерывной внешней фазой - нефть;

    если В > 0,5, то смесь будет типа нефть в воде (Н/В) - дискретной внутренней фазой является нефть, а непрерывной внешней фазой - вода.

    Для эмульсионной структуры потока тип смеси определяется не только В, но и критической скоростью эмульсии вычисляемой так:

    Если В < 0,5 и - эмульсии типа В/Н;

    если В < 0,5 и или В > 0,5 - эмульсия типа Н/В.


    1. Расчет плотности и кажущейся вязкости.

    Капельная структура

    Рассчитывается поверхностное натяжение нефти на границе с во­дой

    где σнв, σвг, σнг - поверхностное натяжение на границе "нефть-газ" и "вода-газ", мН/м.

    Поверхностное натяжение - определяется по формуле:

    где P – текущее давление, МПа.

    а - по следующей формуле:

    Рассчитываются истинные объемные доли фаз в потоке.

    Для сме­си В/Н истинная объемная доля воды φв


    где - приведенная скорость воды, м/с; рв, рн - соответствен­но плотности воды и нефти при заданных р и Т, кг/м3.

    Истинная объем­ная доля внешней фазы (нефти)

    Для смеси H/B истинная объемная доля нефти



    где - приведенная скорость нефти, м/с.

    Истинная объемная доля внешней фазы (воды)

    Рассчитывается плотность водонефтяной смеси рвн

    Динамическая вязкость водонефтяной смеси капельной структуры принимается равной динамической вязкости внешней фазы:

    для смеси В/Н µвн = µн,

    для смеси Н/В µвн = µв,

    где µн, µв - соответственно вязкости нефти и воды при данных р и Т, мПа•с.
    Эмульсионная структура

    Вычисляются истинные объемные доли фаз в эмульсии. Прини­мая во внимание, что эмульсии характеризуются высокой степенью дис­персности фаз, относительное движение между ними не учитывается, а истинные объемные доли принимаются равными объемным расходным содержаниям:

    Определяется плотность водонефтяной эмульсии

    Рассчитывается кажущаяся вязкость водонефтяной эмульсии ηэ.

    Для эмульсии В/Н:

    где D - коэффициент, определяемый следующим образом:
    при А<=1 D= µн,

    при А>1 D=А µн
    А - параметр, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость:

    Wсд - скорость сдвига водонефтяной эмульсии при данных р и Т, 1/с:

    где Wэпр - приведенная скорость эмульсии, определяемая по формуле


    D г - гидравлический диаметр канала, м.

    Для эмульсии Н/В кажущаяся вязкость


    написать администратору сайта