Влияние средней вязкости нефти на поведение двухфазного потока нефть‑газ в горизонтальных трубах

Существует значительное число месторождений, эксплуатирующих нефти средней вязкости (10 cP < μO < 180 cP). Кроме того, некоторые нефти, добываемые на шельфе, могут иметь средние значения вязкости при воздействии холодных морских температур. Современные модели двухфазного потока основаны на экспериментальных данных для низковязких (μO < 10 cP) и высоковязких (μO > 180 cP) жидкостей. Следовательно, существующие механистические модели требуют валидации или доработки с использованием экспериментальных результатов для средних вязкостей жидкостей. Влияние вязкости жидкости на газо‑жидкостный двухфазный поток до сих пор плохо изучено. В прошлом большинство исследований было сосредоточено на низковязких жидкостях (μO < 10 cP). При высоких значениях вязкости (μO > 180 cP) наблюдаются существенные изменения, однако экспериментальных исследований для средних вязкостей нефти не проводилось. Таким образом, необходимы экспериментальные исследования средних вязкостей для характеристики поведения двухфазного потока на всем диапазоне возможных значений вязкости. В настоящей работе представлен систематический экспериментальный комплекс для средних вязкостей нефти (39 cP < μO < 166 cP). Эксперименты проводились в кольцевой установке с испытательным участком внутренним диаметром 50,8 мм и горизонтальным участком длиной 18,9 м. Диапазоны поверхностных скоростей жидкости и газа составляли 0,01 м/с–3,0 м/с и 0–7,0 м/с соответственно. Для измерения заполняемости использовались двухпроводные емкостные датчики. Для идентификации режимов течения применялись визуальное наблюдение и высокоскоростная видеозапись. Описаны влияния вязкости на градиент давления, заполняемость жидкости и режим течения. Установлено, что область «стрaтифицированного гладкого» режима сокращается с ростом вязкости нефти. При режиме «дисперсных пузырьков» наблюдается более высокая концентрация пузырьков в верхней части трубы по сравнению с случаем низкой вязкости. Полученные экспериментальные данные использовались для оценки существующих механистических моделей, и отклонения представлены как функция вязкости нефти. Газо‑жидкостный двухфазный поток в трубах широко распространен в нефтяной промышленности при добыче и транспортировке нефти и газа. Точное прогнозирование режима течения, падения давления и заполняемости жидкости необходимо для проектирования систем добычи и транспортировки. Поведение двухфазного потока определяется переменными потока, такими как расходы газа и жидкости, диаметр трубы, угол наклона и свойства жидкости и газа (плотности, вязкости и поверхностное натяжение). Предыдущие эксперименты показывают различия в поведении для низковязких (≈1–20 cP) и высоковязких (μO > 200 cP) нефтей. Pereyra et al. (2012) собрали доступные экспериментальные данные по режимам газо‑жидкостного потока для вязкостей нефти от 1 cP до 700 cP; из этих данных 8 677, 121 и 555 точек соответствовали низким, средним и высоким вязкостям соответственно. Их анализ показывает, что для валидации текущих моделей режимов течения, падения давления и заполняемости доступно мало экспериментов для средних вязкостей. Поэтому необходимы экспериментальные исследования средневязких нефтей для адекватной характеристики поведения двухфазного потока на всем диапазоне вязкостей.