Добавил:

guap4736_vkclub152685050 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ

.pdf

Скачиваний:

117

Добавлен:

20.08.2019

Размер:

2.32 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 2829 / 3529 30 31 32 33 34 35 > Следующая >>>

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

285

m−1

311

m−1

1,21−1

, то

1,44 .

ρ1

288

2.11. Стационарные режимы работы простых газопроводов

181. Используем формулу для распределения p(x)

дав-

ления на участке газопровода:

p2 (x ) = pн.2 −(pн.2 −pк.2 )

или

к.

3,52

p(x )=pн. 1− 1−

p(x )=5,5

1− 1

−

pн.

5,5

Последовательно подставляя сюдаx L ={1 5,2 5,3 5,4 5},
находим: p(20)= 5,16 МПа;			p(40)= 4,80		МПа; p(60)= 4,41
МПа; p(80)= 3,98 МПа.
Для нахождения распределения v(x)					скорости газа ис-
пользуем						&
	условие постоянства массового расхода M по
длине газопровода:		p(x )
&
M S0 = ρ(x ) v (x )=		ZRT		v(x )= const.,		Z = const.,
где S0 −
	площадь сечения газопровода. Если
T = const.,	то p(x) v(x)= const. = pн.vн. ,				то есть	скорость

течения газа обратно пропорциональна давлению. Отсюда имеем: v(x )= pн.vн. p(x )илиv(x )= 5,5 5,0p (x ), где p

измеряется в МПа, а v − в м/с. Подставляя последовательно найденные значения p(x), находим: v(20) 5,33 МПа;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

286

v(40) 5,73 м/c; v(60) 6,24 м/c; v(80) 6,91 м/c и v(100) 7,86 м/c.

182. Поскольку массовый расход M& газа при стационарном режиме перекачки не изменяется по длине газопровода, имеем:

M& = ρн.vн. = ρк.vк. , S0

где S0 − площадь сечения газопровода. Отсюда заключаем:

vк.

=ρн. =

pн. (Zн.RTн. )

pн.Zк.Tк.

5,2 283 Zк.

1,365

Zк.

н.

к.

)

к.

3,5 308 Z

н.

к.

н. н.

Далее имеем:

Zн. =1−0,4273 (5,2 4,7) (308 194)−3,668

0,913 ;

Zк. =1−0,4273 (3,5 4,7) (283 194)−3,668

0,920 .

Следовательно: vк.

vн. =1,365 0,920 0,913 1,375.

183. Используем формулу для распределения p(x)

дав-

ления на участке газопровода:

p2 (x) = pн.2

−(pн.2 − pк.2 )

илиp(x) = pн.2 −(pн.2 − pк.2 )

Отсюда имеем:

p(L 2) =

7,52 −(7,52 − 4,02 ) 0,5 6,0 МПа.

184. Аналогично решению предыдущей задачи имеем:

p(x) = pн.2 −(pн.2 − pк.2 )Lx .

Полагая в этой формулеxL =13 , находим:

p(L3) = 7,52 −(7,52 − 4,02 ) 13 6,54 МПа.

185. Используя формулу (112) для среднего на участке газопровода давления pср. , имеем:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

									287
	2			p2к.					2				3,52			МПа.
pср. =		pн. +					=				5,2	+			4,405
pср. =	3	pн. +					=		3		5,2	+			4,405
	3			pн. + pк.					3				5,2 +3,5
186. Найдем сначала плотность ρст. газа при стандарт-
ных условиях:
		pст.		pст.							0,1013 106					3
ρст. =			=					=						0,711кг/м			.
ρст. =	R Tст.		=					=		8314 17,1 293				0,711кг/м			.
	R Tст.			R0 µTст.						8314 17,1 293
													&
Затем вычислим массовый расход M газа:
&						25	106				205,8 кг/с.
M = ρст.Qк = 0,711
M = ρст.Qк = 0,711					24		3600
					24		3600

Найдем плотность ρв. газа на входе в нагнетатель:

ρв. =	p	в.	=	3,7	106	.
	Zв.RTв.			Zв. 8314 17,1 288

Вычисляем коэффициент Zв. сжимаемости по параметрам газа на входе в нагнетатель. Имеем:

Zв. =1−0,4273 (3,74,7) (288194)−3,668 0,92.

Следовательно:

ρв. =		3,7 106	28,722 кг/м3.
	0,92	8314 17,1 288

Теперь можно вычислить объемный расход Qв. на входе в нагнетатель:

Qв. = М& = 205,8 7,163м3/c или 430 м3/мин. ρв. 28,722

187. В предыдущей задаче был найден объемный расход газа Qв. = 430 м3/мин на входе в нагнетатель. Анало-

гично этому находится объемный расход Qн. газа на выходе

из нагнетателя. Имеем: ρст. = 0,711 кг/м3 и M& = 205,8 кг/с (см. решение предыдущей задачи).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

288

Сначала рассчитываем коэффициент Zн. сжимаемости газа по его параметрам на выходе из нагнетателя:

Zн. =1−0,4273 (5,24,7) (308194)−3,668 0,91

и после этого - плотность ρн. газа в том же сечении:

ρн. =				5,2 106		38,159 кг/м3.
	0,91 8314 17,1 308

Теперь можно вычислить объемный расход Qн. на вы-
ходе из нагнетателя:
	&			205,8
Qн. =		М	=		5,39	м3/c или 324 м3/мин.
				38,159
		ρн.

Очевидно, этот расход меньше, чем расход газа на входе в

нагнетатель: Qн. < Qв. . Имеем: Qн.

Qв.

= 324 430 0,753 .

188. Имеем:

н.

+ ∆p)2 −p

к.

−p

2 + 2∆p p

н.

+ ∆p2

к.

н.

к.

Qк.

pн.2 −(pк. −∆p)2

pн.2 −pк.2 + 2∆p pк. −∆p2

Вычислим разность числителя и знаменателя дроби,

стоящей под знаком радикала. Получим:

2∆p pн. + ∆p

+ 2∆p pк. −∆p

pн.

−pк.

− pн.

−pк.

=2∆p (p

−p

)+2∆p2 >0,

н.

к.

поскольку pн. > pк. . Следовательно,

числитель дроби боль-

ше, чем ее знаменатель. Отсюда получаем, что Qк. >Qк.

189.

Отношение Qк.

Qк.

расходов

пропорционально

квадратному корню из отношения разности квадратов давления, поэтому имеем:

к.

н.

+ ∆p)2

−(p

к.

+ ∆p)2

н.

2 − p

+ 2∆p (p

н.

− p

к.

)

к.

Qк.

pн.2

− pк.2

pн.2 − pк.2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

289

Qк.	= 1+	2∆p	>1 Q	>Q	.

Qк.			к.	к.
		pн. + pк.

Таким образом, коммерческий расход газа увеличивается от одновременного увеличения давлений в начале и конце участка газопровода на одну и ту же величину ∆p .

190. В условиях задачи формула (115) дает для расходов газа пропорцию:

d 5

2,5

0,5

λ1

Поскольку, согласно (116),

d 0,2

0,1

, то

0,2

λ1

d15 λ1

2,6

1020 −20 2,6

0,628.

1220 −24

Следовательно,

= Q

0,628 = 20 0,628 31,85 млн. м3/сутки.

191. Формула (115) для расхода газа имеет вид:

Qк. = 0,0384

pн.2

−pк.2

d5 .

ZTλ L ∆

В силу условия pв.

= pк. , ε = pн. pв. =pн.

pк. , поэтому

к.

0,0384 p

к.

ε2 −1

ZTλ L ∆

Так как параметры pк. ,Z,T,d,∆ в сравниваемых вариан-

тах одинаковы,

а λ не зависит от режима течения, то имеем

уравнение:

Qк.(2)

ε2

2 −1

или1,1 =

ε2

2 −1

(1)

2 −1

1,562 −1

к.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

290

Решив его, находим: ε2 1,654 , откуда следует, что степень

сжатия газа будет почти на 6 % больше, чем прежде. 192. Используем формулу (115):

Qк. = 0,0384

pн.2 −pк.2

d5 .

ZTλL ∆

Выполним предварительные расчеты:

p2к.

3,52

pср. =

pн.

6,0 +

4,86 МПа;

6,0 +3,5

pн. + pк.

Zср. =1−0,4273 (4,86 4,8) (288 200)−3,668

0,89 ;

0,03 0,2

λ = 0,067

0,0096 .

1000

Далее имеем:

Qк. = 0,0384

(6 106 )2 −(3,5 106 )2

1,05 435,62 м3/с

0,89 288 0,0096 125000 0,6

или 37,64 млн. м3/сутки.

193. Используем формулу (115):

Qк. = 0,0384

pн.2 − pк.2

d5 .

ZTλL ∆

Выполним предварительные расчеты:

p2к.

3,82

4,70 МПа;

pср. =

pн.

5,5 +

5,5 +3,8

pн. + pк.

Zср. =1−0,4273 (4,7 4,7) (283 194)−3,668 0,893;

2 0,03 0,2

λ = 0,067

0,0093 .

1196

Далее имеем:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943


							291
Qк. = 0,0384		(		5,5 106		)	2 −		(	3,8 106	)	2	1,1965	585,53
Qк. = 0,0384	0,893 283 0,0093 120000 0,59												1,1965	585,53
	0,893 283 0,0093 120000 0,59
м3/с или 50,58 млн. м3/сутки.
194. Используем формулу (115):
Qк. = 0,0384				pн.2	−pк.2			d5 .
Qк. = 0,0384								d5 .
			ZTλL ∆
По формуле (116) вычисляем коэффициент λ:
		2 0,05					0,2
λ = 0,067										0,0106 .
λ = 0,067										0,0106 .
	1020 −2 10

Коэффициент Z сжимаемости газа в первом приближении рассчитываем по условиям в конце участка газопрово-

да:
	Z(1) =1−0,4273 (3,2 4,7) (283 194)−3,668					0,927 .
Получаем уравнение для pн. :
	30 106			pн.2 −(3,2 106 )2				5
		= 0,0384					1 .
	24 3600	= 0,0384		0,927 283 0,0106 105 0,59			1 .
После упрощений, имеем:
			pн.2	−10,24 1012		6
347,2 = 0,0384					p	4,864 10		Па.
347,2 = 0,0384					p	4,864 10		Па.
			16,407 104		н.
			16,407 104

Теперь можно определить среднее давлениеpср. на уча-

стке газопровода и уточнить принятый в расчете коэффициент Z . Имеем:

	2		p2к.		2		3,22	4,089 МПа.
pср. =		pн. +		=		4,864+
	3				3		4,864+3,2
			pн. + pк.

Z(2) =1−0,4273 (4,0894,7) (283194)−3,668 0,907 .

Повторив расчеты с уточненным коэффициентом Z сжимаемости, получим уравнение

13,11 1012 +10,24 1012 = pн.2 pн. 4,83 106 Па.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

292

Поскольку следующее уточнение коэффициента Z не дает существенного изменения полученного результата, считаем, что решение pн. = 4,83 МПа найдено.

195. Согласно формуле (115), имеем:

Qк. = 0,0384	pн.2 −pк.2	d5 .
	ZTλL ∆

По формуле (116) вычисляем коэффициент λ:

	2 0,03	0,2
λ = 0,067			0,0096 .
	1020 −2 10

Коэффициент Z сжимаемости газа в первом приближении рассчитываем по условию в начале участка газопрово-

да: Z(1) =1−0,4273 (5,5 4,7) (285 194)−3,668						0,878 .
Уравнение для определенияpк. имеет вид:
	35 106			(5,5 106 )2 −pк.2				5
		= 0,0384							1 .
	24 3600			0,878 285 0,0096 120000 0,62
	После упрощений получаем:
			30,25 1012 −pк.2				6
405,1 = 0,0384					p		3,22 10	Па.

				178724	н.

Теперь можно определить среднее давлениеpср.								на уча-

стке газопровода и уточнить принятое значение коэффициента Z . Имеем:

	2		p2к.		2			3,222
pср. =		pн. +		=		5,5	+		4,46 МПа,
	3				3			5,5 +3,22
			pн. + pк.

Z(2) =1−0,4273 (4,464,7) (285194)−3,668 0,901 .

Повторив расчеты с уточненным коэффициентом Z сжимаемости, найдем pк. 3,14 МПа. Поскольку следую-

щее уточнение коэффициента Z не дает существенного изменения полученного результата, считаем, что решение найдено.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

293

196. Согласно формуле (115), имеем:

Qк. = 0,0384

pн.2 −pк.2

d5 .

ZTλL ∆

Найдем сначала среднее давление pср.

на участке газо-

провода:

p2к.

4,02

pср. =

pн. +

6,0

5,07 МПа.

pн. + pк.

6,0 + 4,0

Далее рассчитаем коэффициент Z сжимаемости газа:

Z =1−0,4273 (5,07 4,7) (283 194)−3,668

0,885 .

По формуле (116) вычислим коэффициент λ:

2 0,03 0,2

0,038

λ = 0,067

d0,2

Подставляя данные из условия задачи, а также найденные значения Z и λ, в формулу для расхода газа, получаем уравнение для определения внутреннего диаметра d газопровода:

28		10	6	=0,0384	(6,0	106 )2 −(4,0	106 )2	d5,2 .
24	3600			=0,0384	0,885 283 0,038 125000 0,59			d5,2 .
24	3600				0,885 283 0,038 125000 0,59

Решив это уравнение, найдем: d 1,193 м. Соответственно внешний диаметр D = d + 2δ =1,193 + 2 0,01 =1,213 м. Очевидно, нужно принять D =1220 мм.

197. Воспользуемся формулой (118) В.Г.Шухова, дающей распределение температуры газа по длине участка газопровода:

T(x)= Tгр. + (Tн. − Tгр. ) e−ax .

В этой формуле параметры газа Tгр. = 00 С (или 273 К) и Tн. = 300 С (или 303 К) известны, поэтому вычислим коэффициент a = απdMC& p . Имеем:

M& = ρвозд.∆Qк. = 1,204 0,62 32106 (24 3600) 276,47 кг/с,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

294

a =1,75 3,14 1,2(276,47 2500) 9,54 10−6 м−1 .

Далее по формуле

T(xi )= 0 + (30 − 0) exp(− 9,54 10−6 xi )

рассчитываем температуры в заданных сечениях xi : x1 = 20000 м: T = 30 exp(−9,54 10−6 2 104 ) 24,8 0С;

x2	= 40000	м: T = 30 exp(−9,54	10−6 4	104 ) 20,5 0С;
x3	= 60000	м: T =30 exp(−9,54	10−6 6 104 ) 16,9 0С;
x4	= 80000	м: T =30 exp(−9,54	10−6 8	104 ) 14,0 0С;

x5	=	100000	м: T =30 exp(−9,54 10−6	10 104 ) 11,6 0С;
x6	=	120000	м: T =30 exp(−9,54 10−6	12 104 ) 9,5 0С;
x7	= 140000		м: T =30 exp(−9,54 10−6	14 104 ) 7,9 0С.

198. Формула для распределения температуры, учитывающая эффект Джоуля-Томсона, имеет вид

T(x)= Tгр. +(Tн. −Tгр. ) e−ax −D pнa. −Lpк. (1−e−ax ).

Подставив в эту формулу данные из условия, получим: T(x) = 30 e−9,54 10−6 x −0,3 6,01,336−3,5(1−e−9,54 10−6 x ),

где a =1,75 3,14 1,2(281,07 2500) 9,54 10−6 м−1 (см. ре-

шение предыдущей задачи); aL 1,336 . После упрощений имеем:

T(x)=30 e−9,5410−6 x −0,56 (1−e−9,5410−6 x )=30,56 e−9,5410−6 x −0,56.

Отсюда находим:

Координата, км		0	20	40	60	80	100	120	140
Температура газа без		30	24,8	20,5	16,9	14, 0	11,6	9,7	7,9
учета эффекта Джо-
уля - Томсона, 0С
Температура	газа с	30	24,7	20,3	16,7	13,7	11,2	9,3	7,4
учетом эффекта Джоуля
– Томсона, 0С
Поправка, к	формуле	0	0,1	0,2	0,2	0,3	0,4	0,4	0,5
В.Г. Шухова, 0С

<<< < Предыдущая 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 2829 / 3529 30 31 32 33 34 35 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
20.08.20191.97 Mб7ФАКТОРЫ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА НЕФТЬ.pdf
#
18.08.2019862.68 Кб24ФИЗИКА НЕФТЯНОГО ГАЗОВОГО ПЛАСТА лекции.pdf
#
18.08.20191.23 Mб7Физика пласта нефть.pdf
#
12.08.20191.06 Mб52Физика пласта.pdf
#
22.08.2019770.47 Кб58ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДОУПОРОВ.pdf
#
20.08.20192.32 Mб117ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ.pdf
#
15.09.2019265.98 Кб22Фракционный состав нефти.pdf
#
13.08.20191.8 Mб18ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ.pdf
#
17.08.20191.91 Mб4характеристика низкоомных нефт-насыщ коллекторов.pdf
#
10.08.2019422.13 Кб47ХИМИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФТИ.pdf
#
14.08.20191.37 Mб18химия нефти и газа 3.pdf