1305

ствительной производительности @ при одном и том же^числе обо­ ротов показывает величину потери производительности вследствие утечек газа и жидкости в зависимости от степени сжатия. При низ­ ких числах оборотов величина утечек относительно велика и с по­ вышением числа оборотов она уменьшается.

Не менее важной характеристикой является зависимость дей­ ствительной производительности (?д данной машины от степени сжа­ тия ек при различных постоянных числах оборотов (рис. 61, б), ко­ торая указывает на следующие две особенности: 1) действительная производительность падает почти линейно с увеличением степени сжатия за счет повышения утечек в зазорах; 2) при низких числах оборотов (малых окружных скоростях) производительность с ростом степени сжатия изменяется значительнее, чем в тех же условиях при высоких числах оборотов.

Как известно, для всех объемных машин важным показателем их качества является коэффициент подачи, который характеризуется отношением действительной производительности, отнесенной к ус­ ловиям всасывания, к теоретической производительности при дан­ ных оборотах. Коэффициент подачи учитывает влияние наполнения полостей компрессора и утечки в зазорах. Для рассматриваемого типа машин этот коэффициент достаточно высок (~0,92) и мало ме­ няется в широком диапазоне изменения числа оборотов или степени сжатия.

Теоретическая производительность одновинтового насос-ком­ прессора определяется объемом жидкости, проходящей через попереч­ ное сечение обоймы в единицу времени, т. е. объемом полостей, не­ сущих жидкость, и скоростью их осевого перемещения.

Суммарное проходное сечение полостей между винтом и обой­ мой, равное 4eD, при одном обороте винта перемещается в осевом направлении на величину шага обоймы s. Следовательно, за один оборот винта насос подает жидкость объемом 4eDs, и его секундная теоретическая производительность при числе оборотов винта в ми­ нуту п будет равна

где е — эксцентриситет винта; D — диаметр винта; s — шаг обоймы; п — число оборотов в минуту.

Действительная производительность насоса Qa оказывается меньше теоретической вследствие возвратного движения жидкости через зазоры между винтом и обоймой.

§4. КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ КОМПРИМИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО ГАЗА

ИРАСЧЕТ ПОТРЕБЛЯЕМОЙ ИМИ МОЩНОСТИ

На площадях нефтяных месторождений для сбора газа, выходя­ щего со второй ступени сепараторов, и передачи его на ГПЗ или газо­ фракционные установки (ГФУ) широкое распространение получили ротационные компрессоры РСК-50/7, выпускаемые Сумским заводом.

171

= G,87 бар) в зависимости от давления на приеме, двухступенчатые компрессоры — до 15 кГ/см2 (14,7 бар).

Теоретическая производительность VT ^(в м3/мин) ротационного компрессора выражае тся формулой

D — внутренний диаметр статора в м; z — число пластин; s — тол­ щина пластин в м; I — длина ротора в м.

Для получения фактической производительности ротационного компрессора правую часть данной формулы умножают на коэффи­ циент подачи т|, который принимается в пределах 0,8-^-0,9.

Поршневые компрессоры на площадях нефтяных месторождений применяются в настоящее время в следующих трех случаях: 1) при компрессорном способе добычи нефти; 2) при транспорте нефтяного газа на расстояния, превышающие 100 км, и 3) при компрессорном способе извлечения тяжелых углеводородов из нефтяного газа.

При работе компрессоров основную роль играет степень повыше­ ния давления (степень сжатия), под которой принято понимать отпошение давления на выкиде компрессора р 2 к давлению на при­ еме Pi, т. е.

В зависимости от степени сжатия все ротационные компрессоры условно подразделяются на следующие группы: 1) вентиляторы, а:^ 1,1; 2) нагнетатели (газодувки), х > 1 ,1 , максимально х = 3; 3) компрессоры, х 3 (с охлаждением цилиндров).

При небольших степенях сжатия к реальным газам приближенно можно применить формулы, выведенные на базе уравнений (20), (21) состояния идеального газа (см. приложение 1). Так, температура нагрева газа при адиабатическом сжатии определится из уравнения

абсолютное давление газа до и после сжатия в Н/м2; к = Ср/Су — показатель адиабаты.

Мощность на валу компрессора при одноступенчатом сжатии определяется из выражений:

173

2) для адиабатического процесса

коэффициент мощности из вт в квт; 102 — переводной коэффициент мощности из кГ • м/сек в квт; т]мех — механический к. п. д. компрес­ сора, характеризующий потери от трения в самом компрессоре; обычно цмех = 0,9; т]ад — адиабатический к. п. д. компрессора, равный отношению адиабатической работы сжатия к действительной работе сжатия, определенной при помощи индикаторной диаграммы; обычно т|ад = 0,95; т)н3 — изотермический к. п. д. компрессора, рав­ ный отношению изотермической работы сжатия Ьи3 к действительной работе сжатия, определяемой при помощи индикаторной диаграммы; обычно для компрессоров, работающих с охлаждением, т]и3 = 0,75-f- -т- 0,85.

Производительность центробежных компрессорных машин уста­ навливается путем их испытания и зависит от характеристики сети, на которую они работают. Поршневые компрессоры имеют постоян­ ную производительность и не зависят от характеристики сети, на ко­ торую они работают.

Произведем расчет мощности центробежного компрессора, сжи­ мающего нефтяной газ.

Пример. Газ в количестве 7 0 = 3170 м3/'ч состава СН4 = 85% (объемных);

Решение. Для компрессоров большой производительности число ступеней сжатия п выбирают с таким расчетом, чтобы степень сжатия х в каждой пз сту­

Jg4

174

Округляя до целых, примем число ступеней сжатия п = 2. Тогда уточнен­ ная степень сжатия будет

- V Ра / т = 3*-

Используя соотношение (V.16), найдем давление в конце первой ступени сжатия *

Р2 = xPi= 3,5 • 1 = (3,5 • 9,81 • 1(И Н /м 2) (3,5 кГ/см*).

Сжатию в нашем случае подвергается газовая смесь. Поэтому надлежит определить для нее значения к п М.

Показатель адиабаты смеси к, если заданы объемные (мольные) концентра­ ции компонентов, может быть найдем из выражения

,2 (vMCp){

2 (vMCv)i

Значения Ср и Су в ккал/(кг-°С) или 4,19 кДж/(кг-°С) можно взять из работы [7], откуда

,85-16-0,530+10-30-0,415 + 3-44-0.376+ 2-58-0,357 85-16-0,405+10- 30-0,346 +3-44-0,324+ 2-58-0,312 _1,27’

Средняя молекулярная масса газа определяется по формуле (35) (см. при­ ложение 1):

Мср= 2 у/М£ = 0,85 • 16+ 0,1 • 30+ 0,03 • 44+0,02 • 58 = 19,0.

Следовательно,

848

R +4,7 кГ-м/(кг-°С) [Дж /(кг-9С)]. 19

Масса газа, поступающего на сжатпе:

Считая, что между ступенями газ охлаждается до температуры 40° С, по тем же формулам (V.18) и (V.19) найдем мощность изотермического и адиабатиче­ ского сжатия газа во второй ступенп:

175

Г Л А В А VI

ОЧИСТКА НЕФТИ ОТ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

§ 1. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению транспортных расходов, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти вследствие усиленного развития коррозии обо­ рудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пла­ стовой водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию. Содер­ жание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества чистой нефти при передаче ее товарно-транспортным организациям.

До недавнего времени пластовым водам, добываемым вместе с нефтью из скважин, почти не уделялось серьезного внимания. В настоящее время в связи со все возрастающими объемами добы­ ваемой вместе с нефтью воды и возможностью использования ее для обратной закачки в продуктивные пласты с целью продления фон­ танирования скважин анализам пластовых вод уделяется большое внимание. Результаты анализа пластовой воды обычно исполь­ зуются для определения пригодности ее к нагнетанию в пласт, сов­ местимости ее с пресной водой, применяемой также для заводнения, и для выбора метода химической и физической обработки ее.

Пластовые воды, добываемые из скважин различных месторож­ дений, обычно различаются своими характеристиками и, в частности, концентрацией растворенных в них минеральных солей, газов и присутствием микроорганизмов.

Пластовые воды могут иметь самый разнообразный химический состав, однако их можно подразделить на две основные группы: 1) жесткие — хлоркальциевые, или хлоркальциево-магниевые; 2) ще­ лочные, или гидрокарбонатнонатриевые.

Главными составными частями большинства пластовых вод неф­ тяных месторождений являются хлористый натрий NaCl, хлористый21

ствах растворенные соли бария, стронция, йода и других микро­ элементов.

В пластовых водах растворены многие обычные соли, распада­ ющиеся (диссоциируемые) на анионы и катионы. К анионам отно­ сятся: гидроксил-ион ОН", хлор-ион С1~, сульфат-ион SOJ”. бикар­ бонат-нон НС03, карбонат-ион СО^~, бром-ион Вг- и др. К катионам

кремния 8Ю2, окись железа Fea0 3, окись алюминия А120 3; газо­

образные вещества — углекислота СОэ, сероводород H 2S, азот М2, водород Н2; редкие газы — гелии Не, аргон Аг, неон Me, а также органические вещества — нафтеновые кислоты и их соли.

Количество растворенных веществ в пластовой воде, отнесенное к единице объема ее, называется о б щ е й м и н е р а л и з а ­ ц и е й .

Минерализация пластовых вод колеблется в широких пределах — от 1 кг/м3 (1000 мд/л) до 200 кг/м3 (200 000 мг/д). Первые воды от­ носятся к пресным, вторые — к рассолам.

В промысловой практике минерализацию рассолов принято вы­ ражать через их плотность р шш в градусах Боме (®Ве))„ а также через мшшшграмм-оквпшчтентм (мг-зкв/л). Для пересчета плотности р пластовой воды в градусы Боме ж обратно используются следующие формулы::

та

т а —®ве »

Ира вдом способе измерения шлотшшгн нуль но шкале Баше соответствует ижошости дшттшлжрошжшш воды, a 15™ — шшагагпосги 15%-го раствора МаО.

Ес-дцщ известна мишералшвзащвш Пластовых ш щ , выраженная в мг/лп то 7дшж п ер есж та вшоооршградрп ш л е п в мг-зкв/л служит ошеэдщяпря

формула::

где г — аддащшфавдшж вещества в жг-окв/л; Ь — кошщепграшря веццшша в жг//ж,; <е — аквпвалвешптая масса детапшог© вещества.

ВВадшшшпеи: жараоогеристшш воды, учитываемой жри всех видах со обрйбошшг,, является показатель коиионтратирн водерояриж по­ шив рЙ„ по копорму оирделяепся кислотная пли щелочная среде всциших рдагшорж.

Ш

Из общего числа молекул химически чистой воды крайне малая часть ее диссоциирует на ионы водорода Н+ и гидроксильные ионы ОН" согласно уравнению

Н20 ^ Н+-ь ОН".

Прилагая к уравнению диссоциации воды закон действующих масс, известный из курса химии, можно записать:

В химически чистой воде одна молекула воды, диссоциируя, дает по одному иону Н+ и ОН", а так как оба эти иона одновалентны, чо /и = /он и, следовательно,

(Н+) = fa [Н+] = V X = V W * = 10-’.

После логарифмирования получим

lg (Н+) = lg 10"7 = - 7 , или - lg (Н+) = 7.

Отрицательный логарифм какой-либо величины принято обозна­ чать через «р». Поэтому последнее равенство записывают так: pH = 7 . Следовательно, для химически чистой воды при температуре 25° С pH = 7. Такую воду называют нейтральной.

Необходимо научиться определять кислые и щелочные растворы, знание которых для практики трудно переоценить.

Кислоты, как известно, диссоциируют с образованием ионов Н+(НС1 <2 Н++СГ), а щелочи с образованием ионов ОН" (NaOH^± Na+-fOH"). Поэтому чем больше концентрация кислоты в раст­ воре, тем болыно концентрация ионов Н+, а чем больше концентра­ ция щелочи, тем больше концентрация 'ионов ОН" и тем меньше, следовательно, концентрация ионов Н+ Таким образом, концен­ трация в растворе ионов Н+ является мерой кислотности раствора. Чем больше концентрация ионов Н+, тем более кислым является

раствор и тем меньше pH раствора, так как pH = —lg (Н+).