3. Совместный транспорт нефти (конденсата) и газа

3.1. Целесообразность совместного транспорта жидких и газообразных углеводородов

В условиях пласта нефть содержит значительное количество легких углеводородов. После ее извлечения из недр в результате уменьшения давления большая часть легких углеводородов переходит в газовую фазу, образуя так называемый попутный нефтяной газ.

Нефтяной газ - неизбежный спутник нефти и поэтому с первого дня разработки месторождений возникает проблема его утилизации. О сложности ее решения говорит тот факт, что ежегодно в нашей стране бесполезно сжигается в факелах более 10 млрд.м³ нефтяного газа, а в мире - более 200 млрд.м³.

Наибольшие потери нефтяного газа допускаются в новых развивающихся районах нефтедобычи. Такое положение связано с особенностями технологии использования нефтяного газа: необходимостью сбора с крупных и мелких месторождений, разбросанных на значительной территории; сооружения газоперерабатывающих заводов, а также установок по осушке газа и извлечению из него тяжелых компонентов с целью обеспечения возможности транспорта по магистральным газопроводам; сооружения газопроводов для транспорта газа потребителям и т.д. Поэтому для обеспечения полного использования ресурсов нефтяного газа при вводе в разработку нефтяных месторождений необходимо не только располагать значительными материально-техническими ресурсами и капиталовложениями, но и добиться их освоения в кратчайшие сроки. Практически же на это уходит 5...10 лет.

Поскольку ни одно месторождение не вводится в разработку без развитой системы сбора и внешнего транспорта нефти, то одним из направлений борьбы с потерями нефтяного газа является его перекачка совместно с нефтью

Газоконденсатные залежи встречаются на глубине одного километра и более. Здесь при давлении 30...40 МПа пары жидких углеводородов растворены в газе. При извлечении такого газа по скважине на земную поверхность и соответствующем снижении давления пары жидких углеводородов конденсируются, образуя сырой газовый конденсат, в состав которого входят гелий, углекислый газ, сероводород, пентаны, гексаны, гептаны и другие компоненты. При стабилизации сырого конденсата эти компоненты выделяются и возникает необходимость в их транспортировке потребителям. Это связано с рядом проблем, избежать которых позволяет совместный транспорт стабильного конденсата и газов стабилизации.

Совместный транспорт жидких и газообразных углеводородов может осуществляться как в двухфазном, так и в однофазном (весь газ растворен в жидкости) состоянии. Рассмотрим эти способы.

3.2. Двухфазный транспорт жидкости и газа

Наибольший вклад в исследование вопросов двухфазного транспорта углеводородных жидкостей и газов внесли Гужов А.И., Медведев В.Ф., Титов В.Г. (Грозный), Клапчук О.В., Мамаев В.А., Одишария Т.Э. (Москва), Галлямов А.К., Корнилов Г.Г. (Уфа) и др.

3.2.1. Основные характеристики двухфазного потока

При движении газожидкостного потока абсолютные скорости фаз не равны. На горизонтальных и восходящих участках трассы скорость газовой фазы выше, чем у жидкой, а на нисходящих - наоборот.

Различают приведенную и истинную скорости фаз. Под приведенной скоростью понимается отношение объемного расхода данной фазы (Q_ж, Q_г) к площади сечения трубопровода F, т.е.

. (3.1)

Как видно, приведенной скоростью называется средняя скорость, которую имела бы жидкость или газовая фаза, заполняя все сечение трубы.

Скорость смеси _см находится как отношение суммы объемных расходов фаз Q_см = Q_ж + Q_г к площади сечения трубопровода, т.е

, (3.2)

и равна сумме приведенных скоростей фаз.

Соотношение расходов фаз в трубопроводе характеризуется величиной расходного газосодержания равного отношению расхода газовой фазы к расходу смеси

. (3.3)

Истинные скорости фаз вычисляют как отношение их объемного расхода к занимаемой площади, т.е.

; , (3.4)

где  - истинное газосодержание, под которым понимается доля сечения трубы, занятая газовой фазой.

Легко показать, что истинная и приведенная скорости фаз связаны соотношениями

; . (3.5)

Часто используется понятие относительной скорости фаз (скорости скольжения)

.

Выражая истинные скорости фаз через приведенные и используя выражение для расходного газосодержания, после простых преобразований получим

. (3.6)

Для обобщения основных закономерностей течения газожидкостных смесей используются безразмерные критерии подобия - числа Рейнольдса, Вебера и Фруда. Число Рейнольдса Re_см представляет собой меру отношения инерционной силы к силе внутреннего трения. Оно характеризует гидродинамический режим перекачки газожидкостной смеси. Число Вебера We_см отражает соотношение между силой поверхностного натяжения и силой инерции. Оно характеризует способность границы раздела “жидкость-газ” к деформации. Число Фруда Fr_см характеризует соотношение силы инерции и силы тяжести. Сила инерции вызывает возмущение в потоке, приводящее к перемешиванию фаз, а сила тяжести, наоборот, стремится вызвать их расслоение. Величины критериев подобия определяются выражениями

; ; , (3.7)

где _см, _см - плотность и динамическая вязкость смеси.

Плотность двухфазной смеси определяется как аддитивная величина

, (3.8)

где _г, _ж - плотности газовой и жидкой фаз при средних температуре и давлении.

Динамическая вязкость газожидкостной смеси пузырьковой и эмульсионной структуры вычисляется по формуле Бринкмана

. (3.9)

В других случаях может быть использована приближенная зависимость

. (3.10)

Характерной особенностью двухфазных течений является пульсация давления в трубопроводах. Экспериментально установлено, что имеется два основных вида пульсаций: высокочастотные микропульсации и низкочастотные макропульсации. Существование высокочастотных пульсаций связано с различием скоростей фаз, а низкочастотных - с накоплением жидкости в трубопроводе и периодическим выбросом ее потоком газа.

По рекомендации А.И. Гужова амплитуда пульсации давления с погрешностью  15 % может быть рассчитана по эмпирической формуле

. (3.11)