Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей. Учебное пособие
.pdf
Процессы, происходящие при течении газожидкостных смесей,
определяют как режим работы трубопровода, так и выбор оборудования.
Примером совокупности этих направлений является исследование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти
в объектах нефтеперекачивающих станций (НПС), а также процессов
тепломассопереноса при образовании нефтяных донных осадков
в вертикальных стальных резервуарах НПС. Моделирование данных
процессов подразумевает как анализ технических средств и объектов
трубопроводной системы, так и исследование процессов, происходящих внутри нефтяных резервуаров, особенно при эксплуатации
в условиях Крайнего Севера.
Выводы
При трубопроводном транспорте газонасыщенных обводненных
нефтей есть как плюсы, так и минусы. Выделим основные из них.
Преимущества, возникающие при перекачке газонасыщенных
нефтей:
1) уменьшение суммарных затрат на перекачку;
2) повышение производительности трубопровода;
3) уменьшение энергозатрат на перекачку;
4) уменьшение объемов сжигаемого на факеле газа.
Недостатки технологии перекачки газонасыщенных нефтей:
1) необходимость создания нормативных документов по проек-
тированию и эксплуатации;
2) дополнительные капиталовложения в буферные емкости и се-
параторы;
3) возможность образования газовых пробок;
4) повышение потери нефти при авариях;
5) увеличение времени снижения давления в трубопроводе
при его опорожнении.
21
Контрольные вопросы к разделу 2
1. Поясните экспериментальную зависимость перепада давления в трубо-
проводе при перекачке газонасыщенных нефтей.
2. Каким режимам перекачки соответствуют минимальная и оптимальная
скорость?
3. Как зависит минимальная скорость перекачки от величины расходного
газосодержания?
4. Расскажите о различии технологических схем перекачки дегазированной
и газонасыщенной нефти.
5. Перечислите основные параметры газонасыщенной нефти.
6. Как зависят потери давления на трения от режима перекачки?
7. Поясните изменение положения рабочей точки на совмещенной харак-
теристике при перекачке дегазированной и газонасыщенной нефти.
8. Какие осложнения могут возникать при ТТ газонасыщенной обводнен-
ной нефти?
9. Сформулируйте преимущества и недостатки технологии перекачки га-
зонасыщенных нефтей.
22
3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ
Рассмотрим методику расчета газоэмульсионной трехкомпонентной смеси нефти, газа и воды. Она образуется на участках промысловой
сети сбора между устьями скважин и сепарационными установками.
Присутствие газовой фазы приводит к наличию различных структурных форм газоэмульсионного потока (см. рис. 1), меняющихся
в зависимости от его скорости, свойств фаз, угла наклона трубопровода и т.д.
Основными причинами, осложняющими эксплуатацию таких
трубопроводов и снижающими их производительность и эффективность, являются:
– высокая относительная скорость газовой фазы, приводящая
вследствие малого контакта с жидкой фазой к малопроизводительному расходу энергии газа;
– образование гидрофобных водонефтяных эмульсий, характеризующихся высокой вязкостью;
– формирование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО)
на стенках трубопроводов, снижающих их проходное сечение.
Указанные причины вызывают неблагоприятные изменения таких переменных физических величин, как:
– ρсм (плотность смеси);
– µсм (вязкость смеси);
– d (внутренний текущий диаметр трубопровода).
Для повышения эффективности трубопроводного транспорта
ГЖС по рельефному трубопроводу необходимо одновременное решение следующего комплекса задач:
– ограничение относительной скорости газовой фазы и снижение
плотности ГЖС;
– снижение вязкости жидкой фазы;
– существенное снижение скорости образования пристенных
АСПО.
23
Известны следующие способы транспортирования газоводонефтяной смеси:
1) обработка ГЖС деэмульгатором перед предварительным сбро-
сом пластовой воды с использованием флотации для разделения
эмульсии на фазы (патент РФ № 2076994);
2) предварительно из ГЖС в водоотделителе отделяют воду и по-
сле отделения воды смесь остаточной воды, нефти и газа подают на
прием многофазного насоса, а на выкид насоса в поток ГЖС подают
деэмульгатор, который при перемешивании в турбулентном режиме
приводит к образованию неустойчивой маловязкой водонефтяной
эмульсии, что снижает энергозатраты (патент РФ № 2239749);
3) обработанную деэмульгатором газоводонефтяную смесь про-
пускают через вихревое электромагнитное поле и устройство, многократно разделяющее смесь на воду и нефть (патент РФ № 2376523);
4) включающий предварительную обработку деэмульгатором и
путевой подогрев с блоками частичного отвода газа, используемого
для питания электростанции и путевого подогрева оставшейся части
ГЖС, перекачиваемой многофазным насосом, который снижает давление на участке от устья добывающих скважин (патент РФ
№ 2411409).
Продукция скважин нефтяных месторождений представляет собой сложную газожидкостную трехфазную смесь, эффективная вязкость которой находится в функциональной зависимости от количественного содержания компонентов, а также от термобарических
условий. При некоторых значениях обводненности эффективная вязкость эмульсии достигает значений, приводящих к возникновению
осложнений при транспортировке скважинной продукции в системе
сбора [4]. Кроме того, при длительной разработке нефтяных месторождений растет содержание воды в добываемой продукции. Следствием этого является образование устойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ), приводящих к увеличению энергетических затрат по их
транспортировке.
Наиболее «опасными» для системы сбора являются эмульсии, содержащие 50–70 % воды. При значениях обводненности вне этого
24
диапазона движение продукции по трубопроводу не приводит к су-
а
б
Рис. 11. Наклонные участки трассы:
а – восходящий участок, б – нисходящий участок
щественным затруднениям.
Существующая тенденция роста обводненности и истощения месторождений требует значительного внимания к энергетической оптимальности транспорта продукции по промысловым трубопроводам.
С целью обеспечения необходимой производительности промыслового трубопровода следует проводить максимально достоверное
прогнозирование потерь давления с учетом всех факторов, влияющих
на движение потока.
3.1. РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ДЛИНЫ ТРАССЫ
При движении газожидкостного потока абсолютные скорости
фаз не равны. На горизонтальных и восходящих участках трассы
скорость газовой фазы выше, чем жидкой. На нисходящих – наоборот. Поэтому для выполнения гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, надо разбить всю
длину трассы на нисходящие и восходящие участки. Трасса, состоящая из таких участков, называется эквивалентной.
Восходящим участком эквивалентной трассы считается такой отрезок между перевальными точками реального профиля, по которому
независимо от количества и углов наклона промежуточных участков
движение смеси происходит только на подъем (рис. 11, а).
За длину i-того эквивалентного подъема участка принимается
общая длина восходящего участка реальной трассы между двумя перевальными точками (рис. 11, б).
25
На восходящих и нисходящих участках структурные формы пото-
n
i
пiп
zz
1
n
i
cic
zz
1
n
i
пiп
LL
1
n
i
cic
LL
1
sinα
c
ср
c
zL
ка разные, и, следовательно, потери давления на них различны. Поэтому выполняется обработка профиля трассы трубопровода. Для этого
на ней выделяются все восходящие и нисходящие участки. Горизонтальные участки при этом относятся к тем участкам, которым они
предшествуют. Затем определяют перепады высоты и длины всех восходящих и нисходящих участков, после чего вычисляются:
– суммарный перепад высот на восходящих участках
; (1)
– суммарный перепад высот на нисходящих участках
; (2)
– суммарная длина восходящих участков
; (3)
– суммарная длина нисходящих участков
; (4)
– синус среднего угла наклона нисходящих участков
. (5)
3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ФАЗ
ПРИ УСЛОВИЯХ ПЕРЕКАЧКИ
Расходные параметры и физические свойства газа и жидкости вы-
числяются при средних давлении Рср и температуре Тср на рассматриваемом участке [6].
В начале расчета определим величины, характеризующие свойства
веществ, входящих в систему «нефть – вода – газ».
Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти (нм3/м3):
26
, (6)
гн
,
но кs
QQВ
ат ср c
г но п
ср н
ГГ
р Т z
QQ
p Т
где Рат – атмосферное давление, Р
= 0,1 МПа.
ат
Коэффициент растворимости газа Кр, нм3/м3∙МПа, при 278 К опре-
деляется по формуле
. (7)
Объемный коэффициент газонасыщенной нефти Вк при температуре 278 К показывает, во сколько раз увеличивается объем стабильной
жидкости при растворении в ней газа
, (8)
где
– относительные (по воде) плотности нефти (при 293ºК) и
растворенного газа.
Коэффициент сжимаемости газа зависит от приведенных давления
и температуры и определяется по формуле
. (9)
Плотность газа при условиях перекачки:
. (10)
Обводненность, при которой происходит инверсия эмульсии, зависит
от вязкости нефти и воды и называется критической обводненностью:
, (11)
где μН – динамическая вязкость нефти;
μВ – динамическая вязкость воды.
Далее определим объемный расход газонасыщенной нефти Qs и
газа Qг при условиях перекачки:
; (12)
где Тн – нормальная температура, Тн = 273 К;
, (13)
27
Гп – газовый фактор при дифференциальном разгазировании
в
в
нв
β
Q
QQ
г
г
гв
β
s
Q
Q Q Q
ср н
г.ср ну
ат ср c
ρρ
рТ
р Т z
вг
см
2
4
ω
π
s
Q Q Q
d
2
см
см
ω
Fr
gd
гж см
φ 0,021 Fr
в.кр гж
ф.кр
гж
βφ
φ
1 φ
в гж ф.кр
β φ φ
(соответствует значению газового фактора на восходящем участке).
Объемная расходная доля воды в эмульсии рассчитывается
по формуле
. (14)
Объемное расходное газосодержание
. (15)
Плотность газа при условиях перекачки:
. (16)
Средняя скорость движения смеси:
, (17)
где d – внутренний диаметр трубопровода.
Для определения типа структурного потока вычислим число Фруда
для смеси:
.
(18)
Зная число Фруда, можно определить объемную долю окклюдированного (взвешенного в жидкости в виде пузырьков) газа:
. (19)
Критическое истинное содержание дисперсной фазы в эмульсии,
при котором происходит инверсия фаз в трехфазном потоке [6]:
. (20)
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 βф = βв.
, (21)
28
Если же неравенство (21) не выполняется, то тип эмульсии «нефть
βc ф г ф ф г г г
ρ ρ 1 β 1 β ρ β 1 β ρ β
фг
ф
г ф г
β при β 0,6;
φ
1,62 0,9ββпри β 0,6.
э c ф ф ф
ρ ρ 1 φ ρ φ
с
э
2,5
ф гж
μ
μ
1 φ 1 φ
вг нг
σ σ σ
HB
2
c Э
σ
We
ρω d
в воде», в которой дисперсионная среда – вода, дисперсионная фаза –
нефть и объемная доля дисперсной фазы βф = 1 – βв.
Плотность газоэмульсионной смеси определяется по формуле
. (22)
Истинное содержание дисперсной фазы в газоэмульсионной смеси
найдем в соответствии с объемным расходным газосодержанием:
(23)
Плотность эмульсии, рассчитываемая по истинному содержанию
дисперсной фазы:
. (24)
Динамическая вязкость газированной эмульсии:
. (25)
Межфазное натяжение на границе «нефть – вода»:
. (26)
В турбулентном потоке возникают колебания капель дисперсной фазы. При равенстве собственной частоты колебания глобул и частоты турбулентных колебаний жидкости возникает явление резонанса. В результате величина сил инерции преобладает
над силами межфазного натяжения. Это приводит сначала к
увеличению деформации капель и впоследствии к их дроблению.
Явление дробления капель эмульсии определяется значением
числа Вебера [5].
Число Вебера рассчитывается по формуле
Средний объемно-поверхностный диаметр капель воды в газоэмульсионном потоке (без учета эффекта гашения турбулентности) в
первом приближении
.
29
0,4
0,6
г
1
г
1 0,6 β
1,4 We
1 0,8 β
dd
. (27)
ф
β 0,524
НВ
0 ф
1
σ
τ 0,195 β 0,102
d
ф
β 0,524
0
τ0
0
ээ
τ
И
μω
d
ээ
э
э
ωρ
Re
И
μ1
6
d
ф
1,2
э
э
ρ
М Re We
ρ
d
*
1
1
0,4
0,15
ф ф 1
1 β 1 0,863 β М
d
d
В том случае, если объемная доля дисперсной фазы превышает
значение, равное 0,524
, найдем дополнительное напря-
жение сдвига эмульсии [6]:
. (28)
Если
, то
.
Число Рейнольдса для эмульсии уточним, используя параметр
Ильюшина:
. (29)
Число Рейнольдса при течении эмульсии
. (30)
Наличие или отсутствие эффекта гашения турбулентности определяется по параметру Медведева:
. (31)
Если Md < 0,46, то эмульсия является полной и эффект гашения
турбулентности отсутствует (γ1 = 0), если же Md > 0,46, то эмульсия
неустойчива и эффект гашения турбулентности имеет место (γ1 = l).
Во втором случае необходимо вычислить уточненное значение
объемно-поверхностного диаметра капель эмульсии:
, (32)
где М1 – расчетный параметр:
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]