Стенд для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков
STAND FOR SIMULATING PROCESS OF INCLINED-DIRECTED GAS-LIQUID FLOWS

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений, в частности при эксплуатации наклонно-направленных газовых скважин.
В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды и разрушением призабойной зоны. В результате снижаются рабочие дебиты скважин.
Известен стенд для исследования динамики газонащенных и двухфазных газожидкостных потоков в рельефных трубопроводах (патент РФ №2018800, G01M 10/00, опубл. 30/08/1994), состоящий из приеморасходной емкости для исследуемой жидкости, насосной станции, фильтра, узла учета, стеклянных труб, моделирующих рельефный участок трубопровода и трубопроводов технологической обвязки. Моделирующий участок труб стенда выполнен из трех параллельных труб различного диаметра и снабжен качающимся лонжероном с шарнирным узлом и штативом, в котором он установлен с возможностью поворота в вертикальной плоскости в диапазоне 0-20°. Стеклянные трубы с восходящими и нисходящими участками соединены под углом 120° посредством стальных гнутых вставок, снабженных вваренными штуцерами, оснащенными трехходовыми кранами для ввода в полость труб газа и подключения образцового манометра. Реализация известного устройства обеспечивает возможность моделирования динамики роста газовых скоплений в условиях фазовых переходов и их последующего размыва (растворения) в условиях, максимально приближенных к реальным, характерным для магистральных трубопроводов. Однако использование в конструкции стенда стеклянных труб исключает возможность получения достоверных данных при моделировании процесса эксплуатации скважин с использованием труб промыслового сортамента, что сужает область применения стенда. Кроме того, наличие в каждой из труб только одного восходящего и одного нисходящего участка, соединенных стальными гнутыми вставками, не позволяет моделировать необходимую сложную траекторию трубы.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) является гидродинамический стенд моделирования работы горизонтальных нефтегазовых скважин (патент РФ №134579, Е21В 47/00, опубл. 20/11/2013), содержащий горизонтальную трубу в виде последовательно соединенных отдельных секций труб из оптически прозрачного материала, модуль интервала перфораций, датчики, соединительные муфты, съемную крышку-заглушку на входе в горизонтальную трубу с вводами для раздельной подачи воды, углеводородной жидкости и газа, съемную крышку-заглушку на выходе из горизонтальной трубы, систему подачи и регулирования расхода воды, углеводородной жидкости и газа, состоящую из емкостей с водой, углеводородной жидкостью и газом, насосов, компрессора, трубопроводов, запорно-регулирующих устройств, расходомеров воды, углеводородной жидкости и счетчиков газа, домкраты и информационно-измерительный комплекс. В стенд дополнительно введены не менее двух сканеров потока жидкости и оптически прозрачный модуль, при этом сканеры потока жидкости и оптически прозрачный модуль соединены последовательно с трубами, входящими в состав горизонтальной трубы. Известное решение позволяет получить достоверную информацию о параметрах моделируемого потока, однако не обеспечивает достаточного объема информации, поскольку обеспечивает возможность моделировать процессы, происходящие в горизонтальной скважине, только для одного режима эксплуатации. Кроме того, использование в конструкции стенда секций труб из оптически прозрачного материала (стекла или органического материала) исключает возможность получения достоверных данных при моделировании процесса эксплуатации скважин с использованием труб промыслового сортамента.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка стенда, позволяющего моделировать газогидродинамические процессы, протекающие в скважинах на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение точности и достоверности проводимых на стенде исследований за счет увеличения объема получаемой информации по большому количеству параметров в условиях, максимально приближенных к промысловым.
Указанный технический результат достигается за счет того, что стенд для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков, включающий одну горизонтальную трубу в виде последовательно соединенных отдельных секций труб, насос, соединительные трубопроводы, запорные устройства, расходомеры, подъемные агрегаты, содержит дополнительно три горизонтальные трубы, выполненные в виде последовательно соединенных отдельных стальных секций труб, измерительные устройства, блок подачи газа, барботер, установленный на входе в одну из труб, выбранную для моделирования, проточный газовый нагнетатель, вход которого подключен к блоку подачи газа, а выход - к барботеру, накопительную емкость, выход которой через насос соединен с барботером, сепаратор, вход которого соединен с выходом выбранной для моделирования трубы, выход для газа сообщен с проточным газовым нагнетателем, а выход для жидкости - с входом накопительной емкости. Отдельные секции горизонтальных труб соединены между собой гибкими соединительными элементам. Все горизонтальные трубы имеют разный диаметр и установлены параллельно в горизонтальной плоскости на подъемных агрегатах.
Изобретение поясняется рисунками, где на фиг. 1 представлена технологическая схема стенда для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков; на фиг. 2 - разрез А-А на фиг. 1.
Стенд для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков включает:
- первую 1, вторую 2, третью 3, четвертую 4 параллельные трубы различного диаметра (73,0 мм, 88,9 мм, 114,3 мм, 168,3 мм). Каждая из труб 1, 2, 3, 4 состоит из отдельных стальных секций одинакового диаметра 5, 6, 7, 8 соответственно, последовательно соединенных соответствующими гибкими соединительными элементами 9, 10, 11, 12. Гибкие соединительные элементы 9, 10, 11, 12 выполнены из полимерного армированного рукава (ТУ 2257-001-97405777);
- подъемные агрегаты 13, установленные на неподвижном основании. Каждый из подъемных агрегатов 13 выполнен в виде механического винтового домкрата, с возможностью закрепления на нем параллельно в горизонтальной плоскости по одной секции 5, 6, 7, 8 каждой из четырех труб 1, 2, 3, 4 соответственно. Каждая из секций 5, 6, 7, 8 вдоль ее оси закреплена на двух подъемных агрегатах 13, например, с помощью хомутов;
- унифицированный барботер 14, снабженный дренажным краном 15 для слива жидкости и установленный на входе в произвольно выбранную для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков трубу, например трубу 1. Барботер 14 выполнен из стали и предназначен для формирования газоконденсатной смеси (модельной среды);
- проточный газовый нагнетатель 16, оснащенный встроенным вентилятором, электродвигателем и частотным преобразователем. В качестве проточного нагнетателя можно использовать, например, газодувку Fima RC1-71. Вход проточного газового нагнетателя 16 подключен к блоку подачи газа (комплект газовых баллонов, снабженных устройствами редуцирования газа) 17 посредством всасывающего трубопровода 18, а выход - к барботеру 14 посредством нагнетательного трубопровода 19 и гибкого рукава высокого давления 20. На всасывающем трубопроводе 18 установлены запорные краны 21 и 22. На нагнетательном трубопроводе 19 установлены запорный кран 23, расходомер для измерения расхода газа 24 и манометр 25 для измерения давления газа в рабочем контуре;
- насос 26 для перекачки углеводородной жидкости, оснащенный механизмом регулирования подачи углеводородной жидкости, например насос НД 1,0-Э160/40-14В (производитель Свесский насосный завод). Выход насоса 26 подключен к барботеру 14 посредством нагнетательного трубопровода 27 и гибкого рукава высокого давления 28. На нагнетательном трубопроводе 27 установлены запорные краны 29, 30, манометр 31 для измерения давления жидкости в рабочем контуре и расходомер для измерения расхода углеводородной жидкости 32;
- накопительную емкость 33 для сбора и хранения углеводородной жидкости, оснащенную уровнемером (на схеме не показан), выход которой трубопроводом 34 соединен с входом насоса 26. На трубопроводе 34 установлены запорные краны 35, 36 и сливной кран 37;
- газожидкостной сепаратор 38 вихревого типа, оснащенный уровнемером (на схеме не показан), например, вертикальный центробежный сепаратор СЦВ-8Г-273/40-250 (производитель ООО «Инновация-С»). Вход сепаратора 38 соединен с выходом первой трубы 1 посредством трубопровода 39 и гибкого рукава высокого давления 40. На трубопроводе 39 установлен запорный кран 41 и манометр 42 для измерения давления газожидкостного потока на выходе из трубы 1, а на гибком рукаве 40 установлена термопара 43 для измерения температуры газожидкостного потока. Выход для газа сепаратора 38 посредством трубопровода 44 подключен к всасывающему трубопроводу 18. На трубопроводе 44 установлены запорные краны 45, 46, фильтр 47 для очистки газа и манометр 48 для измерения давления на выходе из сепаратора 38. Выход для жидкости сепаратора 38 трубопроводом 49 сообщен с входом накопительной емкости 33. На трубопроводе 49 установлены запорные краны 50, 51, сливной кран 52 и электромагнитный клапан 53 для сброса лишней жидкости из сепаратора 38;
- дифференциальные манометры 54, 56, 58, 60, 62 для измерения давления на входе в секции 5, 6 труб 1 и 2, соответственно;
- дифференциальные манометры 55, 57, 59, 61, 63 для измерения давления на выходе из секций 5, 6 труб 1 и 2, соответственно;
- заглушку 64, снабженную вентилем, установленную на входе в трубу 2;
- заглушку 65, снабженную вентилем, установленную на выходе из трубы 2.
Предлагаемое изобретение обладает существенными преимуществами:
- использование четырех горизонтальных труб различного диаметра обеспечивает возможность задавать различные исходные параметры моделирования газогидродинамических процессов (для различных режимов эксплуатации скважин) без перестановки секций труб, только путем переключения гибких рукавов, что упрощает и уменьшает время проведения исследований, а также позволяет получать данные с повышенной точностью и достоверностью в большем объеме;
- в процессе циркуляции газоконденсатной смеси в замкнутом контуре отделение углеводородной жидкости осуществляется в центробежном сепараторе, что значительно уменьшает время проведения исследований;
- наличие в каждой секции трубы двух манометров для измерения перепада давления обеспечивает возможность получения значений параметров исследуемого потока на всех участках заданной траектории трубы, что позволяет получать данные с повышенной точностью;
- конструкция подъемных агрегатов позволяет устанавливать трубы различного промыслового сортамента и моделировать любую траекторию течения потока, что обеспечивает возможность получения значений параметров, характеризующих процессы, происходящие в наклонно-направленных скважинах, в условиях, максимально приближенных к промысловым, что повышает достоверность результатов проводимых исследований;
- использование для соединения секций горизонтальных труб гибких соединительных элементов, выполненных из высокоэластичных (армированных полимерными волокнами) рукавов высокого давления позволяет создавать плавные переходы в местах сопряжения секций трубы (±12°), что исключает резкое изменение гидродинамики исследуемого потока и обеспечивает повышение точности и достоверности полученных данных.
Предлагаемый стенд работает следующим образом.
раб
г
ж
3
Подъемными агрегатами 13 путем изменения в вертикальной плоскости угла наклона секций 5, 6, 7, 8 устанавливают требуемую траекторию труб 1, 2, 3, 4 соответственно: нисходящую, восходящую либо комбинированную. В замкнутом рабочем контуре, включающем первую трубу 1, сепаратор 38, проточный газовый нагнетатель 16, формируют из газа и углеводородной жидкости модельную среду. В качестве газа и углеводородной жидкости используют, например, метан и дизельное топливо. Из блока подачи газа 17 по всасывающему трубопроводу 18 при открытых запорных кранах 21, 22 подают метан в проточный газовый нагнетатель 16. В накопительную емкость 33 через отверстие с крышкой в верхней части емкости заливают 200 л дизельного топлива. Задают исходные параметры: рабочее давление модельной среды (Р) До 4,0 МПа, расход газа (Q) до 6350 нм/ч, расход углеводородной жидкости (Q) до 160 л/ч. Закрывают запорный кран 21 и включают проточный нагнетатель 16, с помощью которого обеспечивают заданный расход потока газа по нагнетательному трубопроводу 19 в барботер 14. Включают насос 26, с помощью которого обеспечивают заданный расход потока углеводородной жидкости по нагнетательному трубопроводу 27 в барботер 14. В барботере 14 газ и углеводородная жидкость смешиваются и подаются в трубу 1 в качестве модельной среды. Модельная среда непрерывно циркулирует по замкнутому рабочему контуру, что дает возможность выполнять измерения параметров потока, как в стационарном режиме, так и в процессе перехода с одного режима на другой. После прохождения трубы 1 газожидкостной поток по гибкому рукаву 40 и трубопроводу 39 поступает в сепаратор 38, в котором отделяется углеводородная жидкость. Из сепаратора 38 углеводородная жидкость по трубопроводу 49 поступает в накопительную емкость 33, откуда насосом 26 подается в нагнетательный трубопровод 27. Газ из сепаратора 38 по трубопроводу 44 через открытый кран 22 на трубопроводе 18 поступает в проточный газовый нагнетатель 16. Таким образом, цикл прокачки модельной среды по замкнутому контуру осуществляется многократно без существенных изменений гидродинамических параметров потока, при этом значения расхода газовой и жидкостной фракции близки к промысловым значением. В процессе выполнения эксперимента измеряют следующие параметры: давление и температуру модельной среды в замкнутом контуре с помощью манометров 25, 31 и термопары 43, расходы газа и жидкости - с помощью расходомеров для измерения расхода газа 24 и жидкости 32, давление на входе каждой из секций 5 трубы 1 - с помощью дифференциальных манометров 54, 56, 58, 60 62, давление на выходе каждой из секций 5 трубы 1 - с помощью дифференциальных манометров 55, 57, 59, 61, 63. Кроме того, определяют изменение перепада давления во времени в каждой из секций 5 трубы 1 с помощью дифференциальных манометров 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63. Для сравнения в качестве эталона используют соседнюю трубу 2, в которую предварительно также закачивают модельную среду и устанавливают заглушки 64 и 65. При этом исходное значение давления в трубе 2 и в рабочем контуре одинаковое. Затем исследования проводят для трубы другого диаметра, для чего перекрывают запорные краны 23 и 30, отсоединяют гибкие рукава 20 и 28. Затем отсоединяют барботер 14 от трубы 1, устанавливают на входе трубы 2 и подключают к барботеру 14 гибкие рукава 20, 28. Гибкий рукав 40 подключают к выходу трубы 2 и образуют замкнутый циркуляционный контур, включающий трубу 2. Заглушки 64 и 65 устанавливают на входе и выходе соответственно трубы 1. При проведении исследования для трубы 2 в качестве эталона используют трубу 1 или трубу 3. После чего проводят исследования для труб 3 и 4. В случае необходимости замены проточного газового нагнетателя 16, насоса 26, накопительной емкости 33, сепаратора 38 или фильтра 47 перекрывают соответствующие запорные краны 22, 23, 29, 35, 36, 41, 45, 46, 50, 51 и отсоединяют упомянутые устройства.
По результатам анализа информации, поступающей с измерительных устройств, определяют критические режимы течения газожидкостного потока, при которых происходит накопление жидкости в трубопроводах со сложной траекторией, определяют оптимальные углы наклона трубопроводов и режимы течения газожидкостных потоков в широком соотношении газовой и жидкостной фракций. По текущей величине потерь давления осуществляют идентификацию режима течения модельной среды, а в процессе изменения потерь давления во времени фиксируют изменение режима течения модельной среды, включая начало процесса накопления жидкости на различных участках исследуемой трубы, что позволяет определять наиболее оптимальную траекторию трубы и определять оптимальные режимы течения газожидкостных потоков в широком диапазоне количественных соотношений газа и жидкости.
Предлагаемое изобретение позволяет проводить исследования процессов, протекающих в наклонно-направленных скважинах, по большому количеству параметров при сокращении времени проведения исследований, что обусловливает увеличение объема получаемой информации в условиях, приближенных к промысловым, и обеспечивает повышение точности и достоверности проводимых исследований.
Результаты экспериментов, полученные при реализация предлагаемого изобретения, обеспечивают оптимизацию режимов работы газовых промыслов, продукция которых содержит жидкую фазу, что позволяет снизить потери давления в наземных промысловых системах, уменьшить количество скапливающейся в шлейфах жидкости и исключить их задавливание, снизить энергозатраты на добычу газа, продлить сроки эксплуатации месторождения.