1470

Величина р, называется фиктивной потому, что легкие углево­ дороды, азот, углекислый газ при стандартных условиях не могут быть жидкостью.

Плотности индивидуальных углеводородов pj для подстановки в формулу (8.32) берутся из табл. 8.1.

Величины фиктивных плотностей метана и этана в общем слу­ чае зависят от компонентного состава жидкой фазы и вычисляются по формулам

Pc, —(l 0,1-Хс.)

8,24 + 2,14 -М,

(

МсУ*

Рс = !°3 0,242 + ________ I (8.34) 125,27 + 2,04-М С3+;

где Мс - молярная масса жидкой фазы без метана и не углеводо­

Однако в этом случае для нахождения р, по формуле (8.32) тре­ буется решать трансцендентное уравнение.

Учитывая незначительное содержание метана и этана в жидкой фазе при интересующих нас давлении и температуре, с достаточной для инженерных расчетов точностью можно принять рС1 =459,3 кг/м3, рС2=519,5 к г / м 3.

Плотность условного компонента С6+ в жидкой фазе вычисляет­

Плотность газовой фазы при условиях фазового перехода

где рнуплотность газа при нормальных условиях

Р<у=мг/ 22,4;

zcкоэффициент сжимаемости газа

0,0241 ■Рпр

zn =1 — (8.38)

1 -1 ,68-Т11|)+ 0,78 -Т ’„+0,0107-Т:пр

пр

Рпр, Тпрприведенные соответственно давление и температура

Для условного компонента С6+ критические параметры вычис­

Динамическая вязкость жидкой фазы приближенно может быть найдена по формуле Кондела-Монроэ

где Pj - динамическая вязкость i-ro компонента (табл. 8.1).

Для фиктивного компонента Сб+ величину динамической вязко­ сти можно вычислить по формуле СибНИИ НП

290

Для жидкой фазы, содержащей растворенный газ, можно также пользоваться формулой

а для жидкостей, разгазированных при атмосферном давлении

1,12-10'

где р„ - плотность воды.

Вформулах (8.42)-(8.44) динамическая вязкость рассчитывается

вмПас.

Учитывая приближенный характер расчета р по формулам (8.43), (8.44), можно рекомендовать для нахождения динамической вязкос­ ти при температуре Т подставлять в них плотность жидкой фазы при этой же температуре.

Динамическая вязкость газовой фазы при нормальных условиях находится по формуле

Ъ г ф л ,

i= l

Вязкость условного компонента С6+ в газовой фазе можно при­ нять равной 0,0057 мПа-с.

Давление насыщения жидкой фазы при заданной температу­ ре находится методом последовательных приближений из урав­

291

§ 8.4. Расчет параметров нефтегазовых и газоконденсатных смесей по результатам разгазирования проб

Нередко динамическая вязкость и плотность де­ газированной нефти (или стабильного газового конденсата) заданы. В этом случае свойства нестабильных жидкостей рассчитывают в зависи­ мости от количества растворенного газа и с учетом его плотности.

Количество растворенного газа характеризуется величиной га­ зового фактора Г. Это отношение объема газа, выделившегося из нестабильной жидкости при стандартных условиях, к объему жид­ кой фазы, приведенное к нормальным условиям.

Расчетным путем величина газового фактора при нормальных условиях находится как

М . - Р н у - О - О ’

где £„ - мольная доля газовой фазы , найденная по формуле (8.17) при стандартных условиях.

Величина газового фактора связана с давлением насыщения Р5 формулой

<8‘48)

где хр, ур - эмпирические коэффициенты, определяемые по резуль­ татам разгазирования проб нестабильной жидкости.

При Ур=1, коэффициент Хр=Кр коэффициенту растворимости газа в углеводородной жидкости при Т=293К. Приближенная оценка ве­ личины Кр в нм3/(м 3-МПа) для нефти может быть сделана по формуле

где Дн , Дг —относительные ( по воде ) плотности нефти (при 293 К) и растворенного газа.

Более точно, хотя и более сложно, коэффициент растворимости

где t, , t2 —расчетные коэффициенты:

t, = 0,172 - 0,030z2 +1,006z, + 0,624 • 10 '3 • z, ■z2;

292

t 2 = 0 , 1 7 9 + 0 , 999z3- 0 , 0 2 4 z 4 + 0 , 6 5 4 • 10 "3 z 3z 4 ;

z, = 2,11 2 - 0,345y, + 0,678y3 + 0,04 ly,y3 + 0,904 ■1 O '2 yf - 0,023y2;

z 2 = 2 , 5 3 2 + 0 , 3 6 0 y 2 - 0 , 7 2 6 - 1 0 - 2 y i + 0 , 0 3 5 y j y 2 - 0 , O i l y 2 + 0 , 1 0 5 -10"3y f ; z 3 = 5 ,0 2 7 + 0 , 0 6 2 y 3 - 0 , 3 2 6 y 4 + 0 , 0 3 7 y 3y 4 + 0 , 2 0 5 - l ( T 2y 3 + 0 , 7 8 8 - 1 0 ' 2у 2 ; z 4 = 1 1 ,2 6 3 - 0 , 15 2 y 4 + 0 , 14 6 y , + 0 , 2 1 5 y , y 4 - 0 , 12 l y 2 - 0 , 0 6 9 y ? ;

y, = 1 3 2 , 6 5 8 - 1 0 4 , 6 5 0 x N - 1 5 3 , 1 0 - A 2 + 2 3 2 , 5 0 x 2 ;

у2 = -22,685 + 36619,20 • Лг -1 1 2 ,690xN - 93620,0 ■ArxN + 617,90x2 ; y 3 = 3 5 , 4 0 1 - 2 8 2 , 1 4 0 X N - 5 4 , 7 0 X C + 3 2 1 , 1 0 X N X C + 5 8 7 , 5 0 X 2 + 2 4 , 3 3 0 X 2 ;

y 4 = 1 4 0 , 1 5 5 + 3 6 , 5 3 0 x c - 4 3 , 0 1 O x 2 - 1 7 2 , 7 0 - A 2 ;

xN , xc - объемная доля в растворенном газе соответственно азота и метана.

При известном газовом факторе давление насыщения газонасы­ щенной нефти при температуре 293 К

К Р

С увеличением температуры величина давления насыщения растет

где Ks - температурная поправка давления насыщения , для нефтей (МПа/град)

Для газовых конденсатов величина давления насыщения рас­ считывается по формулам (3.23) , (3.24).

Плотность нестабильных жидкостей может быть рассчитана по формуле

+ Рну Г

(8.55)

В к

где р - плотность стабильной жидкости; Вк — объемный коэффициент, показывающий во сколько раз

увеличивается объем стабильной жидкости при растворении газа в ней. Для нефтей

293

где а , , в , , с, - расчетные коэффициенты , полученные при обработ­ ке номограммы Стендинга

а в =1(Г2 -[7 4 ,8 -7 ,99-(Д г -1 )];

св = 10'3 -[2,37+ 0,35-(Аг -1 )];

Аг - относительная плотность газа по воздуху, Аг = р ну /1,205. Величина Вк вычисляется по формуле (8.56) при 293К. Кинематическая вязкость газонасыщенной нефти У8(мПа-с) при

температуре Т может быть рассчитана через вязкость дегазирован­ ной нефти при той же температуре v (мПа-с) по формуле

где Z —расчетный коэффициент

где v —относительная (по воде) кинематическая вязкость дегазиро­ ванной нефти при расчетной температуре.

Динамическая вязкость газовой фазы составляет (мПа с)

Цг =0,005 l[l + рс1 (1,1 —0 .25Рст)] • [о, 037 + Tnp (l —0,104Тпр)] -

(8.61)

. 1 + ___ ---------

30(Т„р -1 )

где Кц - расчетный коэффициент, равный

к м= 0,0051 [1 + р„ (1,1 - 0 ,2 5 р „)]; рст - плотность газа при стандартных условиях.

§ 8.5. Особенности технологического расчета изотермической перекачки нестабильных жидкостей

При транспортировке нестабильных жидкостей в каждой точке трубопровода должно поддерживаться давление, пре-

294

вышающие давление насыщения Ps при температуре перекачки. Поэтому уравнение баланса напоров в данном случае имеет вид

где pSp —плотность нестабильной жидкости при расчетной температуре; Ней, is “ соответственно расчетный напор одной станции и гидрав­ лический уклон при перекачке нестабильной жидкости.

Отсюда необходимое расчетное число насосных станций

Нетрудно видеть, что если опустить индекс «s», то формула (8.63) ничем не отличается от аналогичной формулы (5.32) для случая пе­ рекачки дегазированных нефтей. Поэтому все рассуждения относи­ тельно округления расчетного числа насосных станций, приведен­ ные в главе 5, справедливы и для случая перекачки нестабильных жидкостей. Однако необходимо иметь в виду, что из-за невозмож­ ности закачки нестабильных жидкостей в атмосферные резервуары, число эксплуатационных участков N 3 не может быть больше одного.

При давлении, превышающем давление насыщения, нестабиль­ ные жидкости ведут себя как капельные. Поэтому расчет величены is и HctS может быть выполнена по формулам (5.18) и (5.30) соответ­ ственно, но при подстановке в них параметров нестабильной жид­ кости: расхода Qs и кинематической вязкости vs.

Расчетный часовой расход нестабильной жидкости Qs находится по формуле

р293 ~ плотность стабильной жидкости при 293 К.

Поскольку при транспортировке нестабильных жидкостей под­ пор основных насосов увеличен на Ps/Pspg ,то рабочее давление на выходе головной насосной станции

295

Так как величина Ps может достигать 2...3 МПа то число основ­ ных насосов mMHS может быть меньше 3-х.

§ 8.6. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии

Из подавляющего большинства скважин из­ влекается обводненная нефть. При этом образуются высокодиспер­ сные стойкие эмульсии, которые ведут себя как однородные жидко­ сти, и грубодисперсные неустойчивые нефтяные эмульсии.

Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки высоко­ дисперсных эмульсий выполняются так же, как и для однофазных жидкостей, но с использованием физических свойств стойких не­ фтяных эмульсий.

Для грубодисперсных неустойчивых нефтяных эмульсий гидрав­ лический расчет трубопроводов ведется с учетом эффекта гашения тур­ булентных пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы.

Исходными данными для гидравлического расчета трубопрово­ дов, транспортирующих нефтяные эмульсии, являются его внут­ ренний диаметр d и длина L, разность геодезических отметок конца и начала трубопровода Дг, плотности нефти р и пластовой воды рв, динамическая вязкость нефти рж и пластовой воды |iB,межфазное натяжение онв, объемные расходы нефти QHи пластовой воды QB.

Последовательность гидравлического расчета трубопроводов для перекачки нефтяных эмульсий следующая.

Объемная доля воды в эмульсии

QH +Q„

Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при кото­ ром происходит инверсия фаз

Если Рв< РВ1ф , то тип эмульсии - «вода в нефти», в которой нефть —дисперсионная среда (в дальнейшем индекс «с»), вода —дис­ персная фаза (индекс «ф») и объемная доля дисперсной фазы рф=рв.

Если же Рв>Рвкр, то тип эмульсии — «нефть в воде», в которой дисперсионная среда —вода, дисперсная фаза —нефть, а объемная

296

доля дисперсной фазы рф=1-рв. Плотность эмульсии

Динамическая вязкость эмульсии

Средняя скорость эмульсии

’Ttd2

Число Вебера

Первое приближение величины среднего объемно-поверхност­ ного диаметра капель эмульсии (без учета эффекта гашения турбу­ лентности)

Дополнительное напряжение сдвига эмульсии при рф>0,524

Наличие или отсутствие эффекта гашения турбулентности опре­ деляется по параметру Медведева

297

Если Md < 0,46, то эмульсия является плотной и эффект гаше­ ния турбулентности отсутствует (у, = 0), если же Md > 0,46, то эмуль­ сия неустойчива и эффект гашения турбулентности имеет место (у,=1). В последнем случае необходимо вычислить уточненное значение объемно-поверхностного диаметра капель эмульсии

При найденной величине d,. уточняются значения т0, И и Re3 по формулам (8.74)...(8.76).

Коэффициент гидравлического сопротивления при течении

§ 8.7. Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки газоэмульсионных смесей

Газоэмульсионной называется трехфазная смесь нефти, газа и воды. Она образуется на участках промысловой сети сбора между устьями скважин и сепарационными установками.

298