84. Принципы расчета трубопроводов, транспортирующих неньютоновские жидкости.

Движение парафинистой нефти не подчиняется обычным законам гидравлики. Содержание парафина в нефтях составляет до 30%,смол - до 55%. При перекачке нефти возникает необходимость:

1-увеличнеие мощности перекачиваемых агрегатов 2-строительство специальных печей для подогрева нефти

3-увеличение диаметра трубопроводов.

Для увеличения прокачиваемости нефти с высокой температурой застывания применяют разбавители (керосин или УВ конденсат), а также дипрессорные присадки (ПАВы).

Характерная особенность парафинистых нефтей - зависимость изменения вязкости от перепада давления и от изменения градиента скорости в трубе.

Реологические свойства нефти – это зависимость вязкости от напряжения сдвига и градиента скорости.

 = f*(d, d/dr)

По закону Ньютона в вязкостном трении при движении жидкости в круглой трубе касательное напряжение сдвига между 2-мя слоями равно произведению площади между слоями на коэффициент динамической вязкости.

 = F/S = -*(d/dr)

Жидкость, вязкость которой меняется по прямолинейному закону,  = const в зависимости от напряжения сдвига  и градиента скорости d/dr называется ньютоновской.

Жидкости, вязкость которых изменяется в зависимости от напряжения сдвига  и градиента скорости d/dr, т.е.   const, называются неньютоновскими.

Для ньютоновской жидкости зависимость градиента скорости от касательного напряжения сдвига имеет вид прямой выходящей из начала координат.

Вязкость неньютоновских жидкостей определяется по уравнению Бенгама-Шведова:

 = ₀ + ^* (d/dr)

₀ – минимальное касательное напряжение, превышение которого вызывает текучесть ядра неньютоновской жидкости, Па;

^* - кажущаяся вязкость неньютоновской жидкости, Па*с.

Рассмотрим течение в трубе объема жидкости длиной L и диаметром D. Внешняя сила будет равна разнице давлений на площадь диаметра трубы.

Fтр=П* D *L*.

Жидкость будет двигаться, если F>Fтр, отсюда

(Р1-Р2)=(2**L)/R - начало движения.

В зависимости от приложенной разницы давлений различают 3 режима: структурный (нефть движется как твердое тело), ламинарный и турбулентный.

С повышением разницы давлений повышается скорость. Жидкость ближе к станкам трубы начинает двигаться ламинарно, а в центральной части продолжает двигаться как твердое тело - такой режим – ламинарно-структурный.

Установим закон распределения скоростей в поперечном сечении трубы при ламинарно-структурном режиме. За основу возьмем уравнение

Бенгама-Шведова.

 = ₀ + ^* (d/dr)

Для цилиндрического слоя

89. Измерение кол-ва нефти, газа и пластовой воды по скважинам.

1. старый метод: контроль за дебитами скважин необходим для правильной разработки месторождения. При самотечной системе сбора продукцию измеряют объемным способом операторы. В индив. сепарац. замерных установках кол-во н. и в. замеряется в замерном кране или в мернике по рейке с делениями. В групповых сепарац. установках стандартными диафрагмами и расходомерами ДП-430. В мернике изм.: tmin->h Vн=(пи*D*D)/4*0.01*hн*(1440/t)=11/3*(hн*D*D/t). Содержание воды в нефти определяется аппаратом Дина-Старка. Массовая доля содержания воды в нефти равна произведению плотности на объем воды делить на навеску нефти(%=W).

2. новые методы: применяются автоматические устройства - спутники А, В, Б.

Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважины, её блокировки при аварии.

Состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока и блока местной автоматики (БМА).

Работает по заданной программе, поочередно подключая скважины на замер. Подключение осуществляется многоходовым переключателем скважин, куда по выкидным линиям поступает продукция.

Продукция подключенной скважины через замерной патрубок поступает в гидроциклонный сепаратор. В это время продукция других скважин минует Спутник и поступает в нефтесборный коллектор.

В сепараторе газ отделяется от жидкости. Замер осуществляется турбинными счетчиками.

В сепараторе есть поплавок, который при переполнении закрывает газовую линию, и газ выдавливает жидкость через турбинный счетчик. Время накопления в сепараторе и число пропусков зависит от дебита скважины.

Если контролируемая скважина не подает жидкость, БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Он выпускается на рабочее Р от 15 до 40 атм, при максимальной производительности до 400 м³/сут и вязкости не более 80 сСт.

Недостаток: невысокая точность измерения (погрешность 2,5%).

Спутник В.

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровня.

Нефтегазовая смесь попадает по распределительным батареям и далее в трехходовой клапан. Из него продукция подается в линию измерения объемов или линию для безводной нефти. Измерение производится в сепараторе при помощи тарированной емкости и гамма-датчиков.

Недостаток: при отложении парафина на станках таровой емкости снижается точность.

Спутник Б-40 имеет более совершенную конструкцию – есть автоматический влагомер (дает % содержание воды в потоке). Свободный газ измеряется турбинным расходомером (вертушкой), также турбинным расходомером измеряется расход жидкости.

3. Косвенный метод.

Основан на зависимости диэлектрической проницаемости смеси от диэлектрических свойств её отдельных компонентов.

Безводная нефть - хороший диэлектрик. Её Е=2,1-2,5. У минерализованных вод Е=80