Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей. Учебное пособие
.pdf
где λж – коэффициент гидравлического сопротивления при без-
*
см см
Fr Fr
*
см см
Fr Fr
напорном течении жидкости в участке трубопровода, наклоненном
под углом α к горизонту. Таким образом, если
пробковая; если
, то структура расслоенная.
, то структура
В реальных условиях смена пробковой структуры потока
кольцевой происходит крайне редко, и в данном пособии мы этот
случай рассматривать не будем.
Контрольные вопросы к разделу 1
1. Перечислите области применения перекачки нестабильных жидкостей.
2. Направления использования попутного нефтяного газа.
3. Перечислите основные этапы технологии утилизации ПНГ.
4. Какие из критериев подобия характерны только для двухфазных потоков?
5. При каких скоростях возникает расслоенная структура с гладкой грани-
цей раздела сред?
6. Чем отличаются пузырьковая и эмульсионная структуры? Каковы усло-
вия их возникновения?
7. Какими четырьмя параметрами определяется структурная форма потока?
8. От каких величин зависит поправочный коэффициент для газовой фазы
при построении диаграммы Бейкера?
9. Какие структурные формы потоков возможны на восходящих участ-
ках трассы?
11
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБОПРОВОДА ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ
z
ppp
z
p
p
см
ρ
min
p g z
ДВУХФАЗНЫХ ПОТОКОВ
При перекачке двухфазного потока энергия расходуется как
на трение о стенку трубы, так и на дробление газовой фазы, фор-
мирование газовых пробок, образование волн на границе раздела
фаз. Таким образом, потери давления в двухфазном потоке будут
больше, чем при перекачке того же количества однофазной жидкости [1].
На рис. 4 приведена зависимость потери давления в трубопроводе
и удельные затраты энергии на перекачку единицы объема смеси
от скорости смеси при перекачке газожидкостных потоков. На обоих
графиках наблюдается экстремум функции. Объяснение этих зависимостей было дано профессором А.И. Гужовым. При перекачке двухфазных потоков общий перепад давления складывается из потерь
давления на трение и разности нивелирных отметок.
,
где
– потери на преодоление нивелирных отметок;
– потери на трение.
При малых скоростях на восходящих участках возникает пробковая
структура и гравитационные потери определяются в основном весом
столба жидкости [1]. На нисходящих участках имеет место расслоенная
структура, а изменение потенциальной энергии потока определяется
весом столба газа. Поэтому при малых скоростях перепад давления на
преодоление разности нивелирных отметок максимальный.
С увеличением скорости сначала уменьшается длина участков
с безнапорным течением в нисходящим профиле, а затем расслоенная
структура сменяется на пробковую [1]. Таким образом, при увеличении скорости постепенно выравниваются плотности смеси на нисходящих и восходящих участках. Это приводит к уменьшению гравитационных потерь. Для этих условий перепад давлений приближается
к величине
.
12
смωmin
смωmin
см опт
ω
Рис. 4. Зависимость потерь давления от скорости потока:
1 – общий перепад давления; 2 – удельные затраты энергии
С другой стороны, при увеличении скорости увеличиваются потери давления на преодоление сил трения. В результате сложения
двух функций получается кривая, имеющая минимум при некоторой
скорости
сти, равной
. Режим перекачки двухфазной жидкости при скоро-
соответствует режиму перекачки с минимальными
потерями давления.
Проведем касательную ОА, проходящую через начало координат
к графику давления. Скорость, соответствующая точке касания, – оп-
тимальная скорость перекачки
. При этой скорости будет про-
исходить перекачка максимального количества смеси при наименьшем перепаде давления, то есть при минимальных затратах энергии.
График 2 на рис. 3 соответствует зависимости удельной энергии, затраченной на перекачку единицы объема смеси в зависимости от скорости перекачки.
13
Таким образом, при заданных диаметре и расходном газосодер-
смωmin
см опт
ω
смωmin
жании потока необходимо стремиться вести перекачку со скоростями
, если необходимо прокачать максимальное количество смеси
при наименьшем перепаде давления, или
, если необходимо
поддерживать в трубопроводе минимальное давление [1].
На рис. 5 приведена фактическая характеристика промыслового
трубопровода при перекачке двухфазной смеси с различным газосо-
держанием. Из графика видно, что
уменьшается при уменьше-
нии расходного газосодержания.
Рис. 5. Характеристика промыслового трубопровода при различных
расходных газосодержаниях
2.1. ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕКАЧКИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ
ПО ТРУБОПРОВОДУ
При обычном способе перекачки после извлечения из пласта 1
(рис. 6) нефть проходит дегазацию в несколько ступеней (на схеме их
три). На первой ступени сепарации 3 поддерживается давление около
2 МПа. Выделяющийся при этом газ состоит в основном из метана. На
второй ступени сепарации 4 поддерживается давление 0,6–0,8 МПа,
14
а газ состоит не только из метана, но и его гомологов, хотя и в относительно небольшом количестве. На последней (в данном случае третьей) ступени сепарации 5 поддерживается давление, лишь немного
превышающее атмосферное (0,105 МПа). При этом из нефти выделяется практически весь растворенный газ, на 30–40 % по массе состоящий из пропана и более тяжелых углеводородов [1].
Рис. 6. Принципиальная технологическая схема перекачки
газонасыщенных нефтей:
1 – нефтяной пласт; 2 – скважина; 3 – сепаратор 1-й ступени;
4 – сепаратор 2-й ступени; 5 – сепаратор 3-й ступени; 6 – газопровод;
7 – промысловый резервуар; 8, 9 – насос; 10 – счетчик; 11 – регулятор давления типа
«до себя»; 12 – буферная емкость; 13 – магистральный насос; 14 – магистральный
нефтепровод; 15 – концевая сепарационная установка; 16 – резервуар конечного пункта;
17 – аварийный сепаратор; 18 – резервуар ГНС; 19 – подпорный насос
Газ последней ступени при компримировании частично конденсируется, в результате образуется двухфазный поток, идущий на факел. После всех ступеней сепарации разгазированная нефть через резервуар 7 и насос 8 поступает на головную перекачивающую станцию
(ГНПС) магистрального нефтепровода.
Для уменьшения количества газа УВ, поступающих на факел, после 2-й ступени сепарации жидкая фаза насосом 9 через счетчик 10
поступает на площадку головной перекачивающей станции. Насос 9
создает достаточный подпор для работы магистральных насосов 13.
15
Для обеспечения однофазного состояния перекачка ведется по
атмр
КГ pps
Ta
e
г
0
г
0
ρρ
bTe
00
, ρ
гг
,ba
.002,0...0005,0;1,0...01,0
гг
ba
системе «из насоса в насос», так чтобы давление во всех сечениях
трубопровода не опускалось ниже давления насыщенных паров.
Перед магистральными насосами 13 устанавливают буферные
емкости 12, предназначенные для отделения свободного газа
от нефти. Такая необходимость возникает при аварийных ситуациях и
длительных остановках перекачки.
Если МН остановлен, то газонасыщенную нефть разгазируют
в аварийном сепараторе 17 и хранят в резервуаре 18. При восстановлении работы МН нефть из резервуара 18 подпорным насосом 19 подается на магистральные насосы 13.
Третья ступень сепарации используется для работы в аварийном
режиме, когда перекрыт подводящий трубопровод с промысла
на ГНПС [1].
2.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НЕФТИ
Давление насыщения рs – давление, при котором начинается УВ
переход из жидкой фазы в газообразную. Давление насыщения практически линейно зависит от температуры (рис. 7, а).
Газовый фактор Г – количество газа, растворенного в 1 м3 нефти:
.
Величина газового фактора зависит от величины избыточного
давления и коэффициента растворимости Кр, который, в свою очередь, также зависит от давления (рис. 7, б).
Кинематическая вязкость и плотность уменьшаются при увели-
чении газового фактора по экспоненте (рис. 7, в):
где
кинематическая вязкость и плотность дегазированной
нефти при той же температуре;
эмпирические коэффициенты
;
16
,
.
дегазир.
газонас.
н
В
Q
Q
Рис. 7. Параметры газонасыщенных нефтей
Объемный коэффициент Вн – отношение объема газонасыщен-
ной нефти к объему дегазированной нефти, полученной при разгазировании исходной смеси:
.
Характер зависимости Вн от Г приведен на рис. 7, г.
Потери на трение при перекачке газонасыщенных нефтей зависят
как от величины газового фактора, так и от режима перекачки
(рис. 8). При ламинарном режиме течения (m = 1) потери давления
минимальны, при турбулентном режиме в квадратичной зоне (m = 0)
увеличивается объемный расход перекачиваемой жидкости, что приводит к увеличению потерь на трение.
17
A
н
В
Q
В
Q
Рис. 8. Изменение относительных потерь на трение с увеличением
газового фактора при различных режимах перекачки [1]
При перекачке газонасыщенных нефтей рабочая точка В смещается вправо (рис. 9). Это связано с тем, что характеристика трубопровода более пологая из-за меньшей вязкости газонасыщенной нефти.
Кроме того, минимальное давление в трубопроводе должно быть выше, чем давление насыщенных паров. На графике это определяет
точку пересечения графика с осью ординат, которая находится выше,
чем для дегазированной нефти.
Таким образом, при транспортировке газированной нефти давление перекачки должно быть больше, чтобы предотвратить выделение
из продукта растворенного газа. Это и приводит к тому, что характеристика насосных станций проходит выше, чем при перекачке дегазированной нефти [1].
Из анализа графика следует, что производительность трубопровода при перекачке газонасыщенных нефтей больше, чем дегазированных. Но увеличение производительности возможно только
при выполнении условия
,
в этом случае газообразования при перекачке происходить не будет.
18
Рис. 9. Совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода
при перекачке дегазированной (1, 2) и газонасыщенной (3, 4) нефтей
2.3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ
ПРИ ТРАНСПОРТЕ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ
В реальных условиях на газожидкостный поток в трубопроводе
действует, кроме силы трения, и сила тяжести. Действие гравитации
проявляется на участках, проложенных по пересеченной местности.
В результате чего жидкая фаза аккумулируется на восходящих участках,
а газовая – на нисходящих участках трассы трубопровода. Так,
например, в процессе эксплуатации трубопроводных систем возникают
осложнения (рис. 10), связанные с уменьшением проходного сечения
или полной закупоркой труб, вызванных образованием устойчивых
газовых пробок и скоплений жидкости (воды или конденсата).
Анализируя схему на рис. 10, заметим, что осложнения, возникающие при эксплуатации трубопроводов, транспортирующих газонасыщенную обводненную нефть, приводят к следующим изменениям при
перекачке:
19
– повышению гидростатического сопротивления;
– повышению гидростатического давления;
– образованию водяных и газовых пробок, а также кристаллогидратов, и, как следствие, к закупорке поперечного сечения трубопровода.
Рис. 10. Эксплуатационные осложнения, возникающие
при транспорте газонасыщенной обводненной нефти
Устойчивость эксплуатационных осложнений в первую очередь
обусловлена термобарическими условиями течения углеводородов
в трубе, а также компонентным составом углеводородной системы [3].
Существует два направления использования методов и средств
моделирования в нефтегазовой отрасли. Первое заключается в исследовании поведения, прогнозирования состояния в будущем и оптимизации режимов работы трубопроводной системы как комплекса взаимосвязанных технических средств и объектов. Второе сводится
к описанию процессов, происходящих внутри трубопроводной системы, и прежде всего режимов течения углеводородов по трубам [3].
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]