Тип колектора визначає необхідну проникну здатність кислотного розчину, від якої залежить охоплення діянням по простяганню і по товщині пласта, проникання його в дрібні пори і мікротріщини.
Для тріщинуватих і тріщинувато-пористих колекторів краще використовувати в’язкі і в’язкопружні системи - кислотні емульсії і піни, загущені КМЦ кислотні суміші.
Для пористих малопроникних колекторів і в разі забруднення привибійної зони мінеральною суспензією краще застосовувати кислотні розчини з підвищеною фільтрівністю (проникною здатністю), до яких відносять кислотний розчин, що оброблений гідрофілізуючими ПАР для нагнітальних свердловин, газовані кислоти (з переважним вмістом рідинної фази) І кислотні аерозолі (з переважним вмістом газової фази). Як газову фазу використовують азот (азотосолянокислотне оброблення),
який зумовлює зниження корозійної активності і вибухо- небезпечності, вуглекислий газ (підвищується розчинна здатність суміші), повітря, вуглеводневий газ. Оброблення з використанням газу називають газокислотними, а піни -- пінокислотними.
Зниження корозії обладнання і збільшення глибини оброблення пласта можна досягти застосуванням технології з утворення кислотних розчинів у свердловині або в пласті. Технологія базується на реакції розчину формальдегіду НСНО (формаліну) з солями амонію (хлористим амонієм МНдСІ або аміачною селітрою ІМН^Оз):
6НСНО + 41чЩ4С1 = 4НС1 + С6Н12К4 + 6Н20; (5.39)
6НСНО + 4ТЯН41М03 = 4НМ03+С6Н]2К4+6Н20. (5.40)
Соляна (НС1) і азотна (НГ'ТОз) кислоти, які утворилися, взаємодіють з карбонатами, а уротропін С<$Ні2^ призводить до зменшення швидкості взаємодії.
За технологією здійснення розрізняють такі різновиди солянокислотних оброблень:
а) кислотні ванни (без нагнітання кислоти в пласт з метою очищення тільки стовбура свердловини);
б) звичайні (прості) СКО (з нагнітанням кислоти в пласт);
в) СКО під тиском (з інтенсивним нагнітанням кислоти в пласт, звичайно, з використанням пакера);
г) поінтервальні (ступінчасті) оброблення (з регулюванням місця входу кислоти в пласт);
ґ) серійні оброблення (багатократні з інтервалом 5... 10 діб);
д) пінокислотні оброблення (з використанням аерованого солянокислотного розчину у вигляді піни за середнього ступеня аерації в нормальних умовах 15...25);
е) газокислогні оброблення (азот від пересувного газифікаційного автомобільного усталювання АГУ 6000-500/200 або природами газ із сусідніх газових свердловин);
є) юіслогоструминні оброблення (кислоту подають у пласт через гідромоніторні насадки).
Кислотні ванни застосовують у свердловинах з відкритим вибоєм після буріння і під час їх освоєння. Кислотний розчин вводять методом промивання (пропомповування). Застосовується соляно-кислотний розчин підвищеної концентрації* (15-20%). Час витримки становить 16..24шд.
Прості кислотні оброблення є найпоширенішими. Спочатку у свердловині проводять звичайні підготовчі операції: промивання вибійних пробок, вилучення парафінистих і смолистих відкладів тепловим обробленням або промиванням вуглеводневими розчинниками (гасом, газоконденсатом, пропан-бутановими або бутил бензольними фракціями, “бензиновою головкою” за ТУ 352-53, бензолом). Кислотний розчин запомповують у НКТ одним насосним агрегатом за тиску 6...S МПа і відкритого затрубного простору, У момент підходу кислотного розчину до башмака НКТ затрубний простір перекривають і без зупинки продовжують нагнітання кислотного розчину в пласт і протискувальиої рідини. Беруть 0,4... 1,5 м3 8...16% розчину соляної кислоти з розрахунку на 1 м ефективної товщини пласта. Для повторних (серійних) оброблень об’єм розчину збільшують на
20...50%. Після нагнітання кислоти в пласт негайно починають освоєння свердловини, щоб запобігти випадання осаду, оскільки кислота нейтралізується швидко (до 1...2 год).
Для здійснення СКО під тискам створюють тиск на гирлі
20...30 МПа кількома насосними агрегатами, це дає змогу запомпувати в активному стані солянокислотний розчин в пласт на велику глибину. Як і в ході здійснення ГРП, часто є потреба встановлювати пакер з якорем через високі тиски нагнітання.
Регулювання місця введення кислоти в пласт можна забезпечити застосуванням одного або двох пакерів, попереднім створенням стовпа важкої або високов’язкої рідини на вибої, нагнітанням у пласт в’язкопластичних або в’язкоиружних рідин, попереднім заповненням тріщин кислото-, водо- або нафторозчинними зернистими матеріалами (гранульованим магнієм, полімером, високоокисленим бітумом, рубраксом).
Якщо у привибійній зоні спостерігається відкладання парафінистих і асфальтеносмолистих речовин, то доцільно здійснювати термохімічне або термокислотне оброблення.
Під термохімічним обробленням (ТХО) розуміють процес діяння на породи привибійної зони пласта гарячою При
|
цьому кислотний розчин нагрівається і чунок
екзотермічної реакції між нагнітальним розчином кислоти і
реагентним матеріалом (звичайно магнієм).
Якщо термохімічне оброблення супроводжується кислотним
обробленням, то таке комбіноване оброблення називають
термокислотним (ТКО).
Термохімічне оброблення базується на реакції:
Мя+2НС1+ Н20 = М%С\2 + Н20+Н2 +461,38 кДж. (5.41)
Концентрацію кислоти в початковому розчині беруть такою (14...18%), щоб після реакції з магнієм залишкова концентрація була достатньою (10... 12%) для активного діяння на породи. Залежно від ступеня потрібного нагрівання на 1 кг магнію беруть 50.„100л розчину.
За технологічними схемами здійснення можна виділити внутріш- ньосвердловинне термохімічне оброблення (ВСТХО), внутрішньо- пластове термохімічне оброблення (ВПТХО) і комплексне внуїріш- ньопластове кислотне оброблення обводненої свердловини (КВПКО),
Внутрішньосвердловинне термохімічне оброблення (ВСТХО) можна проводити за допомогою термонаконечника, через який пропомповують солянокислотний розчин (рис. 5.10). Спочатку в термонаконеч н кк закладають 40-100 кг стрижневого (пруткового), стружкового або великозернистого (розмір зерен 10-12 мм) магнію і опускають його на НКТ у свердловину.
Рисунок 5.10 ~ Технологічна схема внутрішньосвердловинного термохімічного оброблення Із створенням спадних потоків: 1 - продуктивний пласт; 2 - гранула магнію; 3 - обсадна колона; 4 - насосно- компресорні труби; 5 - гирлове обладнання; 6 - манометр; 7 — зворотний клапан; 8 - насосні кислотні агрегати; 9 - ємність для промивної і протискувальної рідин; 10 - ємність для кислотного розчину; ] 1 — насосні агрегати для підпору;12 - насосні агрегати; 13 - ємність для рідини- магнійносія і проліску вал ьої рідини; 14 - піскозмішувач |
Технологічнішим є проведення ВСІ 11X0 на основі використання гранульованого (розмір гарнул 0,5-1,6 мм) магнію. Для подавання гранул мантію в зону реакції доцільно використовувати хімічно інертні (наприклад, вуглеводневі - дизельне пальне, гас, газоконденсат, “легка нафта”) відносно магнію рідини У разі використання вода як рідини -магн їй носія відбувається гідроліз магнію у воді, внаслідок чого втрачається деяка маса магнію (3 7%) Додавання до води перманганату калію або ПАР зменшує роль цих негативних явищ Залежно від виду рідини-магнійносія може змінюватися технологічна ефективність ВСТХО У привибійній зоні повне або часткове закупорювання пор парафіном та іншими органічними і неорганічними системами спостерігається в тій іі частині, яка створює стовбур свердловини і безпосередньо до нього прилягає (до 0,5 м) Це ускладнює природну нерівномірність профілю припливу (поглинання) У разі часткового закупорення пор неорганічними системами їх вплив можна дещо зменшити кислотним обробленням, а органічними - тепловим обробленням і обробленням розчинниками У разі спільного впливу органічних і неорганічних систем, особливо за повного закупорення пор, позитивного результату можна досягнути комплексним поєднанням діянь кислотою, теплотою і розчинником на стінку свердловини (фільтр) і привибійну зону за технологією ВСТХО Розчинник подають у суміші з кислотним розчином або використовують його як рідину-магнійносій Для ВСТХО гранульований магній подають у затрубний простір, а кислотний розчин запомповукггь у НКТ Реакція магнію з кислотою відбувається або в інтервалі від башмака НКТ до вибою в спадному їх потоці (див рис 5 ІО), або в затрубному просторі навпроти продуктивного пласта, де гранули магнію псевдозрщжуються висхідним потоком кислотного розчину (попередньо за необхідності на НКТ опускають перфорований хвостовик), чи де створено зустрічні потоки рідини-магнійносія з магнієм і кислотного розчину Гранульований магній можна подавати також на вибій свердловини намиванням або засипанням
Внутрішньопяастове термохімічне оброблення полягає в заповненні тріщин пдророзриву сумішшю піску і гранульованого магнио та подальшому екзотермічному розчиненні магнію соляно- кислотним розчином (рис 5 11)
Рисунок 511- Технологічна схема внутрішньопластового термохімічного оброблення 1 - продуктивний пласт, 2 - тріщина, 3 - обсадна колона, 4 - насосно-компресорні труби, 5 - арматура гирла, 6 - манометр, 7 - засувки, 8 - блок маніфольдів, 9 - насосні агрегати, 10 - гпскозмішувач, 1) - ємність для буферної рідини, 12 - насосні агрегати для підпору, 13 - ємність для рідини розриву і піском агнійносія, 14- ємність для соля нокислотного розчину, 15-кисчотнкй насосний агрегат, 16-пакер, 17-якір |
Ефективність Вії 1X0 забезпечується комплексним діянням чотирьох чинників механічного (розрив або розкриття тріщин пласта і збільшення проникності тріщин після розчинення магнію із суміші з піском), теплового (розтоплення органічних відкладів), термокислог- ного (діяння на вивільнені від органічних відкладів породи нагрітим кислотним розчином всередині пласта) і пдрогазодинамічного (регулювання масообмінних процесів і покращення освоєння свердловини та очищення привибійної зони вщ забруднювальних продуктів виділеним газоподібним воднем)
Для ефективнішого нагрівання околиці свердловини рекомендується зразу після закінчення протискування кислотного розчину відібрати із свердловини ЗО...40% об’єму запомпованого кислотного розчину, а через 0,5 год - решту заломпованої рідини і пустити свердловину в роботу. Для цього доцільно протискування здійснювати нагнітанням газу.
Кількість магнію має становити 20% від загальної маси магнію і піску, що забезпечить 4...6-кратне збільшення проникності тріщини.
Комплексне внутрішньопластове кислотне оброблення обводненої свердловини передбачає обмеження припливу води з використанням гранульованого магнію та кислотне чи внутрішньосвердловинне термохімічне оброблення. Обмеження припливу води базується на реакції магнію І його оксиду з водою, що призводить до утворення осаду гідроксиду магнію та магнезіального цементу (за наявності у воді хлористого магнію):
Mg + 2Н20 = ІУ^(ОН)2 + Н2; ї^0 + Н20 = ї^(0Н)2; Г\^0 + М£С12 + Н20 = 21У^(ОН)С1.
Технологія вміщує:
а) заповнення за схемою ГРП тріщин (природних або штучно створених, що є основними шляхами припливу води у свердловину) або намивання у стовбурі свердловини навпроти обводненого пласта шару із суміші піску з гранульованим магнієм;
б) відбирання на поверхню запомпованих рідин;
в) витримування в часі (на 48...96 год) для протікання реакції та утворення водоізоляційної структури;
г) здійснення кислотного або внутрішньосвердповинного термохімічного оброблення малопроникних Інтервалів пласта.
Масовий вміст магнію в суміші з піском береться 0,2. На 1 кг магнію задається 2,8 кг хлористого магнію
Соляну кислоту і розчин можна транспортувати в автоцистернах, а нагнітати з допомогою насосних і цементувальних агрегатів. Є спеціальні насосні кислотні (кислотостійкі) устатковання (агрегати) типу УНЦ-1-160х500К, АКПП-500 і кислотовози типу КП-6,5.
Устатковання УНЦ-1-160х500К (Азінмаш-ЗОА) змонтовано на
шасі автомобіля І містить покриту м’якою гумою з підшаром
► * * З
півебоніту цистерну ємністю 6 м, обгумований балон для
4 з
хімреагентів ємністю 0,2 м, плунжерний насос і на двохосьовому
* - З
причепі додаткову цистерну ємністю 6 м. Насос забезпечує
подавання кислотного розчину від 1,03 до 12,2 л/с за тиску
7,6.33,3 МПа.
Для змішування кислоти з газом (повітрям) використовується аератор або ежектор, а газ подають від компресорного устатковання (повітря) або від газифікаційного устатковання АГУ 6000-500/200 (азот).
Реакційні наконечники виготовляють з перфорованих труб діаметром 100...75 мм.
Кислотний розчин готують централізовано або біля свердловини в такій послідовності: до води додають Інгібітор і стабілізатор, концентровану соляну кислоту, перемішують і додають хлористий барій, перемішують і вводять інтенсифікатор, перемішують і витримують до освітлення розчину (2-3 год).
Під час роботи потрібно використовувати захисні пристосування (спецодяг, гумові рукавиці, окуляри); в наявності мають бути засоби для надання першої медичної допомоги.
Окрім гідравлічного розриву пласта, теплового, солянокислотного, термохімічного і термокислотного оброблень застосовують також інші методи діяння на привибійну зону: очищення привибійної зони вуглеводневими розчинниками, розчинами ПАР, термогазохімІчне діяння, імпульсно-ударні методи діяння та інш.
Вуглеводневі розчинники використовують для очищення привибійної зони від відкладів парафіну і асфальтено-смолистих речовин. Для цього знайшли застосування адсорбент (відходи суміші вуглеводнів 70% бутан-бутиленової і 30% бутилен-дивінілової фракцій), КЗРД (кубовий залишок ректифікації дивінілу), КОН^7-88 (суміш легких вуглеводнів, бензолу, толуолу, ксилолу, димерциклопентадіену, етилового бензолу та ін.), ніроконденсат (суміш ароматичних, нена- сичених і насичених вуглеводнів), пінореагент (суміш спиртів, вуглеводнів), граничний (суміш важких вуглеводнів з фенолом) і відпрацьований (суміш парафінових і граничних вуглеводнів) гас, які є відходами хімічних заводів.
Вуглеводневі розчинники розчиняють відклади важких компонентів нафти, вимивають із пор і тріщин пласта тверді частинки, розводять (розріджують) в’язку нафту і розкладають водонафтову емульсію у привибійній зоні пласта. Стосовно до конкретної нафти, точніше до її відкладів, необхідно на основі експериментів вдало підібрати розчинник.
Ефективність оброблення підвищується зі збільшенням питомої витрати розчинника, тиску, темпу нагнітання і, особливо, за подальшого підігрівання пласта.
Поверхнево-активні речовини за складом і хімічними властивостями поділяють на йоногеннІ та нейоногенні. Перші поділяються на аніоноактивні та катіоноактивні, які у водних розчинах іонізуються відповідно на поверхнево-активні аніони і поверхнево-активні катіони. Молекули нейоногенних ПАР у воді не дисоціюють на йони і катіони.
Аніоноактивні (сульфанол, сульфонат), катіоноактивні (катапін-А, катапін-К, катамін) і нейоногенні (ОП^, ОП-7, ОП-ІО, дисольван 4411) ПАР використовуються як миючі засоби для промивання вибоїв нагнітальних свердловин і привибійних зон від всіляких забруднень, а також для руйнування і попередження утворення емульсій у при вибій ній зоні нафтових свердловин,
У привибійну зону запомповують 10-20 м3 розчину з концентрацією ПАР 0,5...3%, роботу свердловини відновлюють через 2...3 доби.
Використання 0,2...0,3% ршчину технічного миючого препарату МЛ- 80, який є сумішшю аніонних і нейоногенних ПАР (сульфанол, сульфонат, змочувач ДБ), ефективне для очищення привибійноГ зони і для глушіння свердловин, зниження в'язкості водонафтових емульсій, а також для очищення насосно-компресорних труб і підземного обладнання від асфальтено-смолистих осадів і для зменшення гідравлічних опорів.
Метод термогазохімічіюго діянт (ТГХД) базується на горінні твердого пороху в рідині без будь-яких герметичних камер або захисних оболонок. Він поєднує теплове діяння з механічним та хімічним, а саме:
а) гази, що утворюються вщ горіння, під тиском (до 100 МПа) витісняють із стовбура в пласт рідину, яка розширює природні і створює нові тріщини;
б) наїрпі (180,.,250 °С) порохові гази, які проникають у пласт, розтоплюють парафін, смоли і асфальтени;
в) газоподібні продукти згоряння складаються в основному з хлористого водню і вуглекислого газу; хлористий водень за наявності води утворює слабкоконцентрований солянокислотний розчин; вуглекислий газ, розчиняючись у нафті, знижує ії в’язкість та поверхневий натяг і збільшує продуктивність свердловини;
г) після згоряння заряду тиск у свердловині знижується і з пласта спрямовуються флюїди, гази горіння і розтоплені відклади.
Попередньо стовбур свердловини в межах продуктивного пласта можна заповнити солянокислотним розчином для підвищення ефективності діяння.
Цей метод здійснюють з допомогою акумулятора тиску у свердловині. Акумулятор тиску опускають або на каротажному кабелі в обсадну колону труб чи в НКТ, або на НКТ із встановленням пакера. Повний час згоряння може сягати 300 с, Масу заряду визначають залежно від коефіцієнта гщропровідності пласта, гідростатичного тиску і тиску на вибої після згоряння зарядів.
Розрив пласта тиском (до 250 МПа) порохових газів можна здійснювати також за допомогою порохового безкорпусного генератора тиску, в якому процес згоряння заряду короткочасний (до 1 с).
Використання вибухових речовин для діяння на привибійну зону відоме давно. Для обривання або розгвинчування прихоплених труб, руйнування зайвих предметів у свердловині під час ремонтних робіт та Іноді для створення сітки тріщин у привибійнІй зоні застосовують торпедування - підривання торпед у свердловині. Порад з цим випробувано здійснення внутрішньопластових вибухів - нагнітання рідинної вибухової речовини (нітрогліцерину) в пласт з подальшою детонацією. Тиск сягає 105 МПа, швидкість поширення ударної хвилі становить 3000...5000 м/с.
У випадку електрогідравлічного діяння на привибійну зону в інтервалі продуктивного пласта за рахунок формування високовольтних періодичних електричних розрядів у рідині створюють періодичні гідравлічні імпульси високого тиску, які супроводжуються кавітаційними ударами, що створює тріщини в пласті,
руйнує і зміщує закупорювальні часганки та сприяє винесенню їх із порових каналів. Супутні електромагнітне і теплове поля здійснюють теплове діяння на привибійну зону. Таке діяння за одночасного дренування рідини із пласта підвищує продуктивність свердловини в 1,5-2 рази. Для проведення оброблень вибійний генератор електрогідравлічних імпульсів високого тиску з зовнішнім діаметром 114 мм опускають у свердловину на трос-кабелі з допомогою пересувного каротажного піднімача.
Окрім названих термогазохімічного, електрогідравлічного та імпульсно-ударного діянь вибуховими речовинами використовують методи віброоброблення, імплозії, змінних тисків, миттєвих високих депресій тиску, а також застосовують гідроімпульсні насоси.
Віброоброблення відрізняється від ГРИ або СКО тим, що на кінці НКТ встановлюється гідравлічний вібратор, який створює хвилі (імпульси) тиску внаслідок перекривання обертовим золотником, що обертається, потоку запомповуваної через вібратор у пласт рідини. Відомо й інші конструкції вібратора. Робочою рідиною можуть служити соляна кислота, нафта, дизельне пальне, вода Час оброблення становить 5...8 год.
За методом імплозії імпульс зниження тиску створювався руйнуванням скляного балона на вибої.
Метод змінних тисків полягає в багаторазовій зміні тиску на гирлі свердловини шляхом різкого підняття його нагнітанням рідини до тисків, допустимих міцністю колони, і подальшого зменшення до нуля.
Метод застосування гідроімпульсного насоса базується на використанні гідравлічного удару. Періодичне надходження рідини в насос під час її експлуатації спричиняє імпульси тиску на вибої.
Миттєві високі депресії тиску можна створювати шляхом швидкого з’єднування опорожненої частини стовбура свердловини (НКТ) з пластом. Для створення миттєвих високих депресій тиску на пласт розроблено спеціальні пристрої, які базуються на використанні струминного насоса або періодичного опорожнювання труб.
Рисунок 5.12- Технологічна схема освоєння свердовини методом створення керованих циклічних депресій на пласт 1 - ємність для робочої рідини; 2 - засувка; 3 - насосні агрегати; 4 - фільтр; 5 - продуктивний пласт; 6 - пакер; 7 - усталювання для оброблення свердловин УОС-]; 8 - куля діаметром 25,4 мм; 9 - клапан приймальний (опресувалький); 10 - обсаана колона; 11 - клапан циркуляційний; 12 - насосно-компресорні труби; 1З - нагнітальна лінія; 14 - колонна головка; 15 - хрестовина фонтанної арматури; 16 - шввдкознімне з’єднання; 17 - манометр; 18 - нпуцер;І9 - сепаратор; 20 - витратомір; 21 - факельна лінія; 22 - амбар; 23 - приймальна ємність |
Метод освоєння на основі використання струминного насоса показано на рис, 5.12. У свердловину на НКТ опускають пристрій для оброблення свердловини ПОС-1 або корпус пристрою ежекторного для освоєння свердловин ПЕОС-1. Пристрій ПЕОС-1 опускають під дією власної ваги в попередньо встановлений корпус, а піднімають за допомогою спеціального вловлювача на кабелі. Принцип роботи пристрою базується на передаванні кінетичної енергії від робочої рідини до пластової - ежекторної. Робоча рідина (вода, водний розчин хлористого натрію або кальцію) насосними агрегатами запомповується під високим тиском по НКТ через пристрій, що ізольований від пласта пакером. Внаслідок цього під пакером знижується тиск (створюється депресія тиску). Після припинення подавання робочої рідини тиск на пласт відновлюється. Одне оброблення містить 20...30 циклів за тривалості діяння на кожному циклі 5...10 хв. У результаті циклічного діяння на пласт у режимі депресія-вІдновлення вибійного тиску відбувається очищення привибійної зони. Цей метод створення високих депресій тиску застосовується для інтенсифікації припливу, очищення привибійної зони, а також для вилучення продуктів реакції після кислотного оброблення.
Контрольні питання
1. Охарактеризуйте роботи з розкрігггя продуктивного пласта бурінням і перфорацією в аспекті безаварійного їх здійснення, збереження фільтраційних властивостей колектора І досягнення високої гідродинамічної досконалості свердловини.
2. Як визначають параметри гідрошскоструминної перфорації під час її проектування?
3. Як викликають приплив рідини у свердловину?
4. Нарисуйте криві розподілу температури вздовж стовбура нафтової свердловини. Якими чинниками зумовлено їх характер? Запишіть рівняння природної геотермі ї.
5. Нарисуйте типові індакаторні діаграми. Як їх обробляють?
6. Назвіть причини спотворення кривих відновлення тиску у свердловинах, оброблених методом дотичної. Покажіть характер спотворення на графіках.
7. Розкажіть про методику оцінки скін-ефекту і типу колектора за різницевими кривими відновлення тиску.
8. Як оцінити можливий тиск нагнітання на гирлі свердловини під час здійснення гідророзриву пласта?
9. Для чого і як здійснюють теплове оброблення привибійної зони пласта?
10. Охарактеризуйте основні складові солянокислотного розчину.
11. Розкажіть про оброблення привибійної зони з використанням гранульованого магнію.
Глава 6. ОСНОВИ ТЕОРІЇ ГАЗОРІДИННОГО ПІДНІМАЧА
Під час експлуатації свердловини будь-яким (фонтанним, газліфтним чи насосним) способом у міру переміщення нафти вздовж стовбура з вибою на поверхню з неї, звичайно, виділяється розчинений газ, і утворюється газорідинна суміш. Закономірності руху газорідинної суміші набагато складніші, ніж окремо однорідної рідини чи газу. Виділений газ у висхідному потоці виконує роботу з піднімання рідини в трубі, тобто виконує роль піднімача рідини. Рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (суміш нафти і води). Розглянемо загальні для всіх способів експлуатації свердловин питання руху газорідинної (дво-, трифазної) суміші.
§ 6.1 Характеристика газорідинного піднімача і його експериментальне вивчення
Характеристика газорідинного піднімача
Принщпоеу схему газорідинного піднімача показано на рис. 6.1. У водоймище з постійним рівнем рідини занурено піднімальні труби 1 довжиною Ь на глибину!і\. До нижнього кінця піднімальних труб (до башмака труб) по трубах 2 (лінія газоподавання) підводиться газ. У піднімальних трубах газ спливає в рідині згідно із законом Архімеда і утворюється газорідинна суміш, яка піднімається на висоту Н'. Оскільки труби 1 і водоймище є сполученими посудинами, то з боку кожної з них абсолютний тиск біля башмака можна записати у вигляді:
Р\=И^ + р0; (6.1)
Р\ = А'рсг + РО> (6.2)
де р, рс - густина відповідно рідини та газорідинної суміші, кг/м3; g - прискорення вільного падіння, м/с2; р(І - тиск над рівнем рідини, Па.
Газ
Рисунок 6.1 — Принципова схема газорідинного піднімача
Прирівнюючи ці тиски, отримуємо:
Аїр = Л'рс - (б-3)
Оскільки рс < р, то її > /і,. Для будь-якого тіла за сталої маси густина тим менша, чим більшій об’єм. У разі збільшення об’єму газу в суміші (його об’ємної витрата) зменшується її густина рс і відповідно підвищується висота і}.
Таким чином, принцип піднімання (роботи газорідинного піднімача) полягає в зменшенні густини середовища в піднімальних трубах. Зазначимо, що така суміш може існувати тільки в разі руху одної або обох фаз. Рідина може підніматися також у разі введення в неї нестисливого (твердого або рідинного) робочого агента, густина якого менша за іустину рідини, наприклад, порожнистих пластмасових кульок.
Екпериментальне вивчення піднімача
Роботу газорідинного піднімача вивчали багато дослідників. Широкі експериментальні дослідження руху повітряно-водяних сумішей у вертикальних трубах в 30-х роках минулого століття виконав О.П.Крилов. Устатковання О.П.Крилова складалось Із стандартних насосно-компресорних труб довжиною 18...20 м. На обох кінцях труб було встановлено швидкозакривальні крани і манометри. Труби мали різні діаметри (40,3; 62 і 100,3 мм).
Результати експериментів показали, що зі збільшенням витрата газу збільшується висота підняття рідини її' і за певної його витрата рідина починає переливатися (Ь'> І). Витрата рідини за збільшення витрати газу спочатку збільшується, досягаючи максимуму, а потім зменшується аж до нуля. Це пов’язано з тим, що труба заданої довжини Ь і діаметра й за постійного перепаду тиску Ьр—р\ -рі може пропустити певну об’ємну витрату рідини, газу або газорідинної суміші. Залежність об’ємної витрати рідини q від об’ємної витрати газу Уо, зведеної до нормальних умов, називають кривою ліфтувстт (рис. 6.2). Газорідинний піднімач називають також газліфтним, як і спосіб піднімання рідини.
На кривій ліфтування виділяють чотири характерні точки. Точка А відповідає початку подавання рідини (нульовому режиму роботи: <?а = 0; Код >0; її' = і), точки В і С - відповідно оптимальному <7^ і максимальному д^с подаванням (оптимальному і максимальному режимам роботи) піднімача, точка О - зриву подавання (<уо=0;
> 0) піднімача по рідині.
ум Увж Ко к
Рисунок 6.2 - Залежність подавання д піднімача, коефіцієнта корисної дії Г|п та питомої втрати газу йц від витрати газу ('о
Оптимальний режим робота характеризується максимальною значиною коефіцієнта корисної дії (ККД) піднімача, який визначається відношенням корисно витраченої роботи або потужності до загальної, тобто
^К0Р (£. Л\
Пп • (6-4)
7Узаг
Оскільки процес ліфтування полягає в підніманні рідини на висоту (Ь-к\) і створенні надлишкового протитиску на викиді р2, який відповідає висоті підняття /ь (див. рис. 6.1), то корисно витрачена потужність
Л'кор = Ш(Ь - Лі) + «Р2 = 4[Р8Ь ~ (Рі -РіЯ (6.5)
Для визначення загальної витраченої потужності подумки до башмака піднімальних труб введемо за одиницю часу середній об’єм Ус робочого агента, якому відповідає висота в трубах ЬС=УС//
де/- площа прохідного перерізу труби. Припустимо, що на цей момент часу труби біля башмака перекрито, тоді висота рівня рідини
Ь'=Ні+кс. (6.6)
Для введення робочого агента до башмака труб необхідно надати першому енергію положення або виконати роботу проти сил гравітації (правильніше, спливання робочого агента), яка дорівнює добутку об’єму тіла на створюваний тиск (див, § 1.2), а з урахуванням протитискур2 - на різницю тисків (р\-р2), тобто
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 25 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
