Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей. Учебное пособие
.pdf
53
сэ
1
4
c НВ
μω
М
ρσd
. (33)
*
1
d
0,5
э
0,25
cг э г.ср
ωρ
К
σ ρ ρ
э
g
кр
КК
ср
кр
г0
2 sin α
2,25
К 1 0,2
1 βλ
э
э
э
5
0,25
1 ф
64
при Re 2320;
Re
λ
0,3164
при 2320 Re 10 .
1 1,125 γ β Re
э
э
При найденной величине
уточняются значения τ0, И и Reэ по
формулам (28, 29, 30).
Число Кутателадзе характеризует устойчивость газоэмульсионной смеси к расслоению. Его значение зависит от типа эмульсии и
величины поверхностного натяжения на границе «дисперсионная
среда – газ»:
. (34)
3.3. РАСЧЕТ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДЕ
При течении газоэмульсионной смеси на восходящих участках
трассы имеет место пробковая структура потока, а на нисходящих –
пробковая или расслоенная [6].
Условием расслоенного течения (газ + эмульсия) на нисходящих участках является выполнение неравенства
, (35)
где Ккр – критическое число Кутателадзе,
(36)
где λо – коэффициент гидравлического сопротивления при безнапорном движении, рассчитываемый по формуле
(37)
Определение режима течения газоэмульсионного потока при безнапорном движении в нисходящем участке производится по параметру
31
3
ср
2
э
sinα gd
С
. (38)
2
ср э
оэ
0
э
э оэ
sinαρ
ω
τ
32 μ1
μω
gd
d
1
7
4
5
ср э
оэ
0
э
э оэ
sinαρ
ω 2,87
τ
μ1
μω
gd
d
2
э
β э
э гп г.ср гп э гс г.ср гс
ω
ρ λ ψ ψ
2
ρ 1 φ ρ φ ρ 1 φ ρ φ
п п с c
пc
р L L
g z z
Кинематическая вязкость потока ГЖС
.
Если параметр С меньше 74240, то движение ламинарное, если
же С больше 74240 – движение турбулентное.
Число Рейнольдса при безнапорном течении вычисляется
по формуле (30) с использованием расчетных скоростей эмульсии,
определяемых по зависимостям:
– для ламинарного режима
; (39)
– для турбулентного режима
. (40)
Величины ωоэ рассчитываются по формулам (39), (40) методом последовательных приближений. В качестве 1-го приближения необхо-
димо использовать ωоэ, вычисляемые по (39), (40) при .
Общие потери давления при пробковой структуре газоэмульсион-
ного потока в восходящих и нисходящих участках
32
,
(41)
где λэ – коэффициент гидравлического сопротивления при пробко-
0,2
э
1 ф
0,067 158
λ
Re
1 1,125 γφ
э
э
2K
d
г э г.ср
0,5
β э1
2
0,5 β ρ ρ
ψ1
2,15
ρ 1, 6 λ ψ 1
п
К
г э г.ср
с
0,5
β э1
2
0,5 β ρ ρ
ψ1
2,15
ρ 1, 6 λ ψ 1
К
г
гп
0,5
э1
2
β
φ
2,15
1 1,6 λψ
К
г
гп
0,5
э1
2
β
φ
2,15
1 1,6 λψ
К
г
1
г
β
ψ1
1 β К
э1
2
2,15
1,6 λ ψ 0
К
вой структуре потока; при Re < 105 он рассчитывается по формуле (37),
а при Reэ > 105 – по формуле
, (42)
где
– относительная шероховатость,
, ψп, ψс – приведенные
коэффициенты гидравлического сопротивления соответственно на восходящих и нисходящих участках
,
(43)
;
(44)
φ
гп
, φ
– истинное газосодержание соответственно на восходящих и
гс
нисходящих участках:
ψi – расчетный коэффициент,
В формулах (44), (46) знак минус применяется, если
;
(45)
,
(46)
.
(47)
.
(48)
33
При пробковой структуре газоэмульсионного потока в восходя-
22
эг
β э г.ср г
э гп г.ср гп г.ср
ωω
ρ λ ψ ρ λ
22
ρ 1 φ ρ φ ρ
nc
n
пc
LL
р
dd
g z z
0,2
г
г
45
λ 0,1
Re
г г г.ср
г
г
ωρ
Re
μ
d
г
г
2
г
4
ω
π
Qd
г
4πθdd
гс
θ sin θ cosθ
φ
π
0,31 1,2
гс
φ1
A
A
2
см
г
0
Fr
1 β
Fr
A
ср
0
0
sinα
Frλ
щих участках и расслоенной – в нисходящих общие потери давления
вычисляются по формуле
, (49)
где λг – коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа:
, (50)
Reг – число Рейнольдса для газовой фазы:
, (51)
ωг – истинная скорость газа:
, (52)
dг – эквивалентный диаметр сечения, заполненного газом:
, (53)
θ – центральный угол, определяемый из уравнения
,
(54)
φгс – истинное газосодержание на нисходящих участках:
, (55)
А – расчетный параметр:
Fr0 – характерное число Фруда, определяемый из выражения
, (56)
. (57)
34
Контрольные вопросы к разделу 3
1. Какие способы транспортировки водонефтяных эмульсий по трубам
вы знаете?
2. Какие типы эмульсии существуют?
3. По какому критерию определяется тип эмульсии?
4. При каком условии возникает гашение турбулентности?
5. На каких участках возможно расслоение потока?
6. Какой процесс характеризует число Кутателадзе?
35
4. ПРИМЕР ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ВЫКИДНОГО
ТРУБОПРОВОДА, ТРАНСПОРТИРУЮЩЕГО ГНЭ
В качестве примера рассмотрим гидравлический расчет выкидно-
го трубопровода, проложенного подземно на равнинном участке
с небольшим перепадом высот от 170,0 м до 180,0 м.
Выкидной трубопровод выполнен из бесшовных труб DN 80 по-
вышенной коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности,
классом прочности не ниже КП360.
В соответствии с ГОСТ Р 55990-2014 [7] выкидной трубопровод
относится к III классу, категории Н.
В соответствии с РД 39-0148311-605-86 [8] для сбора продукции
со скважины принята напорная однотрубная герметизированная система сбора нефти и газа.
Продукция скважины под устьевым давлением, развиваемым погружным электронасосом, по выкидному трубопроводу DN 80 поступает на существующую автоматизированную измерительную установку АГЗУ, где осуществляется автоматический замер дебита скважины. Далее совместно с продукцией существующих скважин поступает на УПСВ.
В соответствии с пп. 49, 731 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной
и газовой промышленности» предусмотрено автоматическое отключение электродвигателей погружных насосов при отклонении давления в выкидных трубопроводах выше 3,5 МПа и ниже 0,30 МПа.
4.1. ПАРАМЕТРЫ И КАЧЕСТВЕННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
Добыча нефти скважиной предполагается с пласта О3 Алексеев-
ского месторождения. Нефть пласта О3 характеризуется как сернистая, смолистая, парафинистая.
Дебит скважины составляет 120 м3/сут.
Физико-химические свойства пластовой, разгазированной нефтей
и газа однократного разгазирования пласта О3 приведены в табл. 1.
36
Таблица 1
Наименование
Значение
Пластовая нефть
Давление насыщения, МПа
7,21
Вязкость, мПа·с
2,82
Плотность, кг/м3
785,0
Газосодержание, м3/т
70,38
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании, м3/т
58,88
Разгазированная нефть
Плотность, кг/м3
838
Вязкость, мПа·с
13,47
Температура застывания, ºС
-22
Весовое содержание, %:
– смол
7,34
– парафинов
3,18
– асфальтенов
2,96
– серы
1,33
Молекулярная масса
Газ однократного разгазирования
Относительный удельный вес
Мольное содержание в газе, %:
– сероводорода
-
– азота
12,42
– метана
35,79
Физико-химические свойства пластовой, разгазированной нефти
и газа однократного разгазирования
За рабочее давление выкидного трубопровода принято давление
3,45 МПа (34,5 кгс/см2) с учетом возможного повышения давления
из-за парафиноотложения (уменьшения пропускной способности
трубы). Расчеты выполняются для рабочего давления.
В гидравлическом расчете были использованы следующие ис-
ходные данные:
– дебит и обводненность продукции скважин Алексеевского ме-
сторождения;
– физико-химические свойства пластовой и разгазированной
нефти;
37
– прокладка трубопровода – подземная, без теплоизоляции,
Пласт
Плотность,
кг/м3
Относительная
плотность газа
Дифференциальный
газовый фактор, м3/
м
3
Вязкость
нефти, сПз
нефти
воды
при
20 ºС
при
5 ºС
В1
859
1175
1,257
44,57
17,42
30,55
В2
852
1175
1,388
28,68
9,1
14
О1
847
1172
1,355
58,88
18,07
31,87
О3
838
1172
1,236
49,34
13,47
22,87
Дл
840
1179
1,284
43,4
7,99
12,215
на глубине не менее 1,0 м;
– температура грунта принята 0 ºС;
– давление в конечной точке системы сбора на УПСВ составляет
0,6 МПа;
– режим работы трубопроводов 365 суток.
Промышленные залежи нефти Алексеевского месторождения
приурочены к следующим отложениям:
– окского надгоризонта (пласты О1, О3);
– турнейского яруса (пласт В1, В2) раннего карбона;
– заволжского надгоризонта (пласт Дл).
В табл. 2 приведены физико-химические свойства добываемого
продукта для различных продуктивных пластов Алексеевского месторождения.
Таблица 2
Физико-химические свойства разгазированной
нефти и воды разных пластов
4.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫКИДНОГО ТРУБОПРОВОДА
ОТ СКВАЖИНЫ А ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЯХ
Для выявления зависимости между обводненностью скважинной продукции и требуемым давлением в начале трубопровода
были произведены гидравлические расчеты выкидного трубопро-
ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ
38
вода от скважины А при различных значениях обводненности сква-
№
п/п
Параметры
Обозначение
Значение
1
Обводненность скважинной продукции, поступающей в трубопровод, д.е.
β
0–0,99
2
Динамическая вязкость, Па·с:
Водной фазы
μВ
0,00114
3
Давление, МПа:
в конечной точке (АГЗУ)
атмосферное
среднее
Pкн
Pат
Pср
0,6·106
101325
2,02·106
4
Температура, К:
средняя
нормальная
Т
ср
Тн
278
273
5
Поверхностное натяжение на границе
нефть/вода, Н/м
σ
0,05
8
Плотность газа в нормальных условиях, кг/м3
ρг
1,236
10
Относительная плотность (по воде):
нефтяной фазы
газовой фазы
Δн
Δг
0,838
0,001236
11
Внутренний диаметр трубопровода, м
d
0,079
12
Сумма подъемов трассы трубопровода, м
ΔzП
11,81
13
Сумма спусков трассы трубопровода, м
ΔzС
3,11
14
Длина подъемов трассы трубопровода, м
LП
1166.0
15
Длина спусков трассы трубопровода, м
LС
828,0
16
Протяженность трехфазного трубопровода, м
L
1994,0
17
Средний угол наклона нисходящих участков
трассы
αср
0,24
жинной продукции.
Исходные данные представлены в табл. 3.
Таблица 3
Исходные данные для гидравлического расчета трехфазного
трубопровода от скважины А для 1 года эксплуатации
39
Суммы спусков и подъемов трассы трубопровода определялись
№
пп
Параметры
Обозначение
Значение
1
Коэффициент растворимости газа при 278К
Kp
5,50
2
Объемный коэффициент газонасыщенной нефти
при температуре 278 К
Bк
1,12
3
Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти,
нм3/м3
Г
10,5
4
Коэффициент сжимаемости газа
zс
0,987
5
Плотность газа при условиях перекачки, кг/м3
ρ
г.ср
24,8
6
Критическая обводненность, д.е.
β
в.кр
0,77
по упрощенному профилю трубопровода, представленному
на рис. 12.
Рис. 12. Упрощенный профиль выкидного трубопровода
от скважины А
Результаты гидравлического расчета приведены в табл. 4 и 5.
Основные параметры газонасыщенной нефти
Таблица 4
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]