Присутствие газовой фазы приводит к наличию различных струк турных форм газоэмульсионного потока, меняющихся в зависимос ти от его скорости, свойств фаз, угла наклона трубопровода и т.д.
Исходные данные для расчета Помимо данных, необходимых для расчета течения эмульсии,
требуется также знание следующих параметров: объемных расходов дегазированной нефти QH0 и воды QB; средних давления Рср и темпе ратуры Тср перекачки; коэффициента растворимости газа Кр; плот ностей дегазированной нефти р, воды рв и газа при нормальных ус ловиях рну; динамических вязкостей дегазированной нефти р, пластовой воды рв и газа рг; поверхностного натяжения на границах нефть-газ о нг и пластовая вода-газ овг.
На восходящих и нисходящих участках структурные формы пото ка разные и, следовательно, потери давления на них различны. По этому выполняется обработка профиля трассы трубопровода. Для этого на нее выделяются все восходящие и нисходящие участки. Горизон тальные участки при этом относятся к тем участкам, которым они предшествуют. Затем определяют перепады высоты и длины всех вос
ходящих и нисходящих участков, после чего вычисляются: |
|
- |
суммарный перепад высот на восходящих участках |
|
|
< 4 = 2 ^ . |
(8-82) |
|
i=l |
|
|
суммарный перепад высот на нисходящих участках |
|
|
Azc = ^ A z ci, |
(8.83) |
|
i=! |
|
- |
суммарная длина восходящих участков |
|
|
Ln = l L nl) |
(8.84) |
|
i=l |
|
- |
суммарная длина нисходящих участков |
|
|
Lc = l L ci, |
(8.84) |
|
i=l |
|
|
синус среднего угла наклона нисходящих участков |
|
|
s in a ^ = Azc/L c. |
(8.86) |
Определение параметров фаз при условиях перекачки
По мере движения газоэмульсионной смеси в трубопроводе про исходит уменьшение давления, в результате чего из нефти непрерывно выделяется растворенный газ. С точностью, достаточной для инженер ных расчетов, принимают, что количество растворенного и свободного газа определяется средними давлениями Рср и температурой Тср.
Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти
Г = Кр -(Р1р- Р „ ) . |
(8.87) |
Коэффициент сжимаемости газа при Рср>0,6 МПа |
|
zc = 1— Г(Рср —0,6) - (0,00345 •Дг - 0,000446) + 0,015]- |
|
(1 ,3 —0,0144-(Ttp—293)]. |
(8.88) |
Объемный расход газонасыщенной нефти Qs и газа Qr при усло |
виях перекачки |
|
|
Qs = Q.0 ■ |
; |
(8.89) |
Q ,= Q Ho ( r n - r ) P" |
Tc: Zc, |
(8.90) |
*ср А н |
|
где Вк —величина объемного коэффициента, вычисляемого по фор мулам (8.56) или (8.57); Тн - нормальная температура, Тн=273 К.
Объемная расходная доля воды в эмульсии рассчитывается по формуле (8.67).
Объемное расходное газосодержание
Qr
(8.91)
r Qr+Q.+Q,
Плотность газа при условиях перекачки
|
Рср |
т н |
(8.92) |
|
Рг.ср Рну Р Т |
• z |
|
|
|
ВТ |
С р С |
|
Средняя скорость движения смеси
Число Фруда смеси
Объемная доля окклюдированного (взвешенного в жидкости в виде пузырьков) газа
Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при кото ром происходит инверсия фаз, рассчитывается по формуле (8.68). Критическое истинное содержание дисперсной фазы в эмульсии, при котором происходит инверсия фаз в трехфазном потоке
Р .я -Ф ,
<рА = — (8.96) тф.кр
1 -ф ,
Если выполняется условие
то тип эмульсии —«вода в нефти», где дисперсионная среда —нефть (в дальнейшем индекс «с»), а дисперсная фаза - вода (в дальнейшем индекс «ф») и объемная доля дисперсной фазы (5ф=рв.
Если же неравенство (8.97) не выполняется, то тип эмульсии - «нефть в воде», в которой дисперсионная среда - вода, дисперсион ная фаза - нефть и объемная доля дисперсной фазы рф=1-рв.
Плотность газоэмульсионной смеси
Рр= Ро(1 -Р ф )-(1-Р г ) + Р ф Р ф О - Р г ) + Рг Рг- |
<8.98) |
Истинное содержание дисперсной фазы в газоэмульсионной смеси
|
J |
Рф |
при |
рг <0,6 |
(8.99) |
|
Фф “ { (1 ,6 2 -0 ,9 -Рг)-Рф |
при |
Рг S 0 ,6' |
|
|
Плотность эмульсии, рассчитываемая по истинному содержа нию дисперсной фазы
Р, = Р с '(1-Фф) + Рф'Фф- |
(8.100) |
Динамическая вязкость газированной эмульсии
ц’ = ( 1 |
- ффГ |
о - ф„ ) |
(8101) |
Межфазное натяжение на границе нефть - |
вода |
а |
= <*вГ- |
а нг- |
(8.102) |
Число Вебера рассчитывается по формуле (8.72).
Средний объемно-поверхностный диаметр капель воды в газо эмульсионном потоке (без учета эффекта гашения турбулентности) в первом приближении
d. = l,4-d-W e° |
i-o,6-pr |
(8.103) |
|
U - 0 .8 - P J |
Определение дополнительного напряжения сдвига эмульсии, параметра Ильюшина, числа Рейнольдса, проверка наличия эффек та гашения турбулентности и уточнение среднего объемно - повер хностного диаметра капель выполняется по формулам (8.74)...(8.78).
Число Кутателадзе, характеризующее устойчивость газоэмуль сионной смеси к расслоению
К = |
соэ -р0,5 |
(8.104) |
|
[ ё - ° , г - ( р , - Р г . с р ) ] 0'И |
Расчет перепада давления в трубопроводе
При течении газоэмульсионной смеси на выходящих участках трассы имеет место пробковая структура потока, а на нисходящих - пробковая или расслоенная.
Условием расслоенного течения (газ + эмульсия) на нисходя щих участках являются выполнение неравенства
|
К < К кр, |
(8.105) |
где Ккр - критическое число Кутателадзе |
К кр |
2,25 |
2-sina„ |
1 + 0,2 |
(8.106) |
1-Йг
где Х0 - коэффициент гидравлического сопротивления при безна порном движении, рассчитываемый по формуле (8.80).
Определение режима течения газоэмульсионного потока при без напорном движении в нисходящем участке производится по параметру
С = |
sin a cp-g -d3 |
(8.107) |
Если С<74240, то движение ламинарное, если же 0 7 4 2 4 0 - дви жение турбулентное.
Число Рейнольдса при безнапорном течении вычисляется по формуле (8.76) с использованием расчетных скоростей эмульсии, определяемых по зависимостям:
для ламинарного режима
|
sin a cp- g d 2 -p3 |
(8.108) |
“ м " |
( |
. \ |
|
32-цэ • l + - b L ^ - |
|
|
V |
i v ® » ; |
|
для турбулентного режима |
|
|
|
|
|
|
1/7 |
|
(g -s in a ^ )4 -d5 -р3 |
(8.109) |
© =2,87- |
|
»V® « )
Величины сооэ рассчитывается по формулам (8.108), (8.109) мето дом последовательных приближений. В качестве 1-го приближения необходимо использовать сооэ, вычисляемые по (8.108), (8.109) при V d / O v c o J = 0.
Общие потери давления при пробковой структуре газоэмульсион
ного потока в восходящих и нисходящих участках
2
ДР = Ре • ■К У (’V. • К + Ус • Lc) + g • {Az„ • [р, (1 - ф„ ) + р^Фп, ] -
-Д 2с -[р ,-(1 -ф „) + рг,- ф „ ] } , |
(8.110) |
где Хэ —коэффициент гидравлического сопротивления при пробко-
вой структуре потока; при Re<105 он рассчитывается по формулам (8.80) , а при Re3>105 - по формуле
х |
0,067 |
^ 158 - V '2 |
(8.111) |
5 |
(1 + X.125-Y, Фф) |
+ А |
/ |
|
А - относительная шероховатость, А = 2K3/ d ; \j/n, \j/c - приведенные коэффициенты гидравлического сопротивления соответственно на восходящих и нисходящих участках:
^ п =1 + - |
0,5-Рг |
(р,-Р гср) |
|
( 8. 112) |
Р(Г (1,6-Х,-V, +2,15/K 2)“°'S +1 |
V. = 1 ± |
0 .5 Р г |
(р5- р гср) |
(l,6 • X, • |
(8.113) |
Рр |
-2 ,1 5 /К 2)"0 5 ±1 |
|
|
Фш, Фгс истинное газосодержание соответственно на восходящих и нисходящих участках
1 + (1,6•А.э -ц/1+2,15/К 2)0’5 |
; |
(8.114) |
|
1 ± (|1 ,6 - V H/,-2 ,1 5 /K 2|)0'S |
|
(8.115) |
|
|
\J/, —расчетный коэффициент |
|
|
|
V, = 1+ |
Рг |
|
(8.116) |
( 1 - Р г ) ’ К |
|
|
|
|
В формулах (8.113), (8.115) знак минус применяется, если |
1 ,6 - V V i-2 ,1 5 /К 2 < 0 . |
|
(8.117) |
При пробковой структуре газоэмульсионногно потока в восходя щих участках и расслоенной —в нисходящих общие потери давления вычисляются по формуле
со2 • L |
со2 • L |
+ g-Az,,- |
|
AP = p „ - V v „ - | :^ |
+ prq, A - ^ p |
|
{р , • 0 - Ч>™) + Ргхр • Ч>„ ] - g • |
Р,.ср. |
(8118) |
где Хг - коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа
|
Ьг =0,1 |
А + 45 ''°'2 |
|
|
Reг У |
Rer - |
число Рейнольдса для газовой фазы |
|
Ке |
ю - d- Pr» |
|
г г кгср |
|
|
Рг |
о)г - |
истинная скорость газа |
|
сог = |
4-Qr . |
Г |
А2 ’ |
|
7 с - а г |
dr - эквивалентный диаметр сечения, заполненного газом
dr = 4 n - d /0 ;
0 - центральный угол, определяемый из уравнения
cpre = (0 -sin 0 -c o s0 )/7 t;
Фгс - истинное газосодержание на нисходящих участках
<ргс=1-А°'3|<1,2+А);
А - расчетный параметр
(8.119)
( 8. 120)
(8.121)
(8.122)
(8.123)
(8.124)
А=(1-Рг)2 • Fr^/Frj,; |
(8.125) |
Fr0 - характерное число Фруда
Fr0 ^ s i n c t ^ ) / ^ . |
(8.126) |
Таблица 8.6
Основные данные двухфазных горизонтальных сепараторов типа НГС
|
|
|
|
Наибольшая пропускная |
|
Тип |
Условный |
Рабочее давление, МПа |
способность |
|
диаметр, мм |
по нефти, |
по газу, |
|
|
|
|
|
|
|
т/сут |
тыс. м3/сут |
|
НГС6-1400 |
|
0,6 |
|
150 |
|
НГС 16-1400 |
1400 |
1,6 |
|
260 |
|
НГС25-1400 |
2,5 |
2000 |
330 |
|
НГС40-1400 |
|
4,0 |
|
420 |
|
НГС64-1400 |
|
6,4 |
|
560 |
|
НГС6-1600 |
|
0,6 |
|
340 |
|
НГС16-1600 |
|
1,6 |
|
590 |
|
НГС25-1600 |
1600 |
2,5 |
5000 |
750 |
|
НГС40-1600 |
|
4,0 |
|
960 |
|
НГС64-1600 |
|
6,4 |
|
1260 |
|
НГС6-2200 |
|
0,6 |
|
600 |
|
НГС 16-2200 |
|
1,6 |
|
1000 |
|
НГС25-2200 |
2200 |
2,5 |
10000 |
1300 |
|
НГС40-2200 |
|
4,0 |
|
1700 |
|
НГС64-2200 |
|
6,4 |
|
2200 |
|
НГС6-2600 |
|
0,6 |
|
1000 |
|
НГС 16-2600 |
2600 |
1,6 |
20000 |
1800 |
|
НГС25-2600 |
2,5 |
2300 |
|
|
|
|
НГС40-2600 |
|
4,0 |
|
3000 |
|
НГС6-3000 |
|
0,6 |
|
1500 |
|
НГС16-3000 |
3000 |
1,6 |
30000 |
2700 |
|
НГС25-3000 |
2,5 |
3400 |
|
|
|
|
НГС40-3000 |
|
4,0 |
|
4400 |
Таблица 8.5
Основные данные трехфазных горизонтальных сепараторов типа УПС
|
Условный |
Рабочее |
Габаритные размеры, мм |
Масса |
Тип |
диаметр, |
давление, |
длина |
высота |
ширина |
|
мм |
МПа |
|
|
|
|
|
|
УПС-3000/6М |
до 3000 |
0,6 |
17750 |
4956 |
5345 |
29,5 |
УПС-3000/16М |
|
1,6 |
17750 |
4956 |
5345 |
29,5 |
УПС-А-3000/6 |
|
0,6 |
17750 |
4956 |
5345 |
29,5 |
УПС-6300/6М |
до 6300 |
0,6 |
26400 |
6300 |
5900 |
54,5 |
Обозначив объем газа, выделяющегося из 1 м3 нефти, при усло вии сепарации через Г(Рсеп) и обводненность нефти через рв, можем вычислить пропускную способность сепаратора по жидкости
д жп = РАТ' ТсЕП' 2сЕП. |
(8.129) |
ТнУ' РСЕП
В вертикальных сепараторах величина fr равна площади попе речного сечения аппарата Fc. В горизонтальных же - это площадь сечения, не занятого жидкостью. Полагая, что скорость смеси в го ризонтальном сепараторе равна юг(Рсеп), для горизонтального сепа ратора получаем
^ _ р Рат ’ Тсеп •zСЕП 1+ |
(8.130) |
Р |
СЕП |
Т |
Г(РсЕп)’О -Р в ) |
г |
1 НУ |
Сведения о некоторых типах газонефтяных сепараторов приве дены в табл. 8.4...8.6.
§ 8.9. Примеры расчётов
Пример 8.1. Состав пластовой нефти задан в мас совых долях: азот - 0,03; углекислота - 0,02; метан - 0,02; этан - 0,05; пропан - 0,03; изобутан - 0,01; н-буган - 0,02; изопентан - 0,01; н-пен- тан - 0,015; гексан плюс высшие - 0,795. Рассчитать состав нефти в мольных долях, если её молярная масса равна 165 кг/кмоль.
Решение Используя данные табл. 8.1, по формуле (8.6) вычисляем моль
ные доли всех компонентов, кроме остатка
Z |
= 0,03 |
- ^ - |
= 0,177 ; |
Zco |
= 0 , 0 2 |
- ^ - = 0,075 ; |
n2 |
28,02 |
с°2 |
44,01 |
ZCH |
= 0 , 0 |
2 - ^ |
= 0,206; |
Zc н |
= 0 , 0 5 |
- - ^ - = 0,274 ; |
|
4 |
16,04 |
|
c2Hs |
|
30,07 |
Z C H 0 = 0 ,0 3 |
165 |
= 0,112; |
г (_с н |
= 0 ,0 1 |
165 |
44,09 |
----------= 0,028; |
3 |
8 |
|
1с4ню |
58,12 |
