Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 [ 82 ] 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

При гидравлическом расчете трубопровода, предназначенного для трансгюртировки газонасыщенной нефти, а также прл построении напорной линии можно пользоваться формулой Лейбензона, в которой плотность и вязкость следует брать в соответствии с формулами (7.2)- (7.5).

7.7. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ КОНДЕНСАТА И ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяпых месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природный и нефтяной газы представляют собой широкую гамму углеводородов, рациональное их использование предусматривает их переработку, KOTopaJ осуществляется на ГПЗ. Основной продукцией ГПЗ является сухой от()ензиненный газ, состоящий в основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топлива, и жидкие продукты-этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь. В зависимости от услсвий сбыта и требований потребителя на ГПЗ можно получать и сиеси различных компонентов, таких, как нестабильный и стабильный газовые бензины, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛ!/). Если перерабатываемый газ содержит редкие и ценные химические элементы, то на ГПЗ должно предусматриваться и их извлечение.

Отдельные жидкие продукты ГПЗ образуют так называемые сжиженные углеводородные газы (СУГ), которые испол1)Зуются в качестве энергетического топлива и сырья для нeфтexишчecкиx производств.

Кроме жидких углеводородных смесей, получаемых в процессе переработки нефтяных и природных газов, следует особо рассмотреть конденсат, который добывается вместе с газом из газоконденсатных месторождений. Этот продукт является высокоэффектмвным аналогом нефти, содержащим значительное количество жидких углеводородов. Фракционный состав конденсата может существенно отличаться для различных месторождений. Температура конца кипения большинства конденсатов составляет 420-570 К. Под сырым (нестабильным) конденсатом подразумевается смесь углеводородов, находящихся при давлениях выше давления насыщенных паров компонентов в виде жидкости. Его компоненты при понижении давления ниже давления насыщенных паров выделяются в виде газов и конденсат переходит в двухфазное состояние.

После специальной подготовки, в том числе демеганизации и деэтанизации, можно получить стабильный конденсат, который практически состоит только из жидких углеводородов.

Рассмотрим основные параметры конденсатов и смеси жидких углеводородов, характеризующие их физические свойства.

Плотность жидких углеводородных смесей можно определять экспериментально или, если известен их компонентный состав (по данным хроматографического анализа), по формуле

где У; -массовая концентрация i-й компоненты, имеющей соответствующую плотность р;.

Вязкость можно также определять экспериментально. Для продуктов с повышенными значениями давления насыщения необходимо при этом пользоваться вискозиметрами высокого давления. Если известен компонентный состав, то можно подсчитать динамическую вязкость

(температура фиксирована) по формуле lgn= X! iiVi) где -

объемная концентрация i-й компоненты, имеющей вязкость р;.

Динамическ.ая вязкость г-й компоненты при любой температуре Т вычисляется по уравнению Андраде

Иг = а(ехр(С(/Л,

где at и С; - эмпирические константы [5].

Давление насыщенных паров жидких углеводородных смесей определяется экспериментально в бомбе pVT. Для приближенного вычисления можно пользоваться формулой = "XiPsh где - объемная концентрация i-й компоненты в смеси; pi -давление насыщенных паров i-й компоненты. Для расчета pi можно применять формулу Антуана

\gp.i = Ai-B,l{t + C-X

где Ai, Bi, Ci - коэффициенты для индивидуальных углеводорс* дов [5].

Особенности технологических расчетов трубопроводов для транспортировки нестабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов обусловлены способностью продукта переходить в газообразное состояние. Если в процессе эксплуатации давление в какой-либо точке трубопровода упадет ниже давления насыщенных паров, соответствующего данной температуре, то перекачиваемая среда переходит в газообразное состояние. Последнее приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений, тем самым ухудшая условия перекачки, а в отдельных случаях влечет за собой и полную остановку перекачки. Поэтому необходимость создания условий, при которых давление в любой точке трубопровода обеспечивает однофазное состояние перекачиваемой среды, является одним из главных отправных положений при гидравлическом расчете трубопроводов. {• Минимальное давление рт[„ в трубопроводе должно удовлетворять условию /7min > р, + рцоп. Дополнитсльное давленис /7доп принимается равным 0,5 МПа. Давление насыщенных паров транспортируемой среды определяется для максимально возможной по длине трубопровода температуры перекачки. Потери давления на гидравлические сопротивления можно определять по формуле Дарси- Вейсбаха.

2.52

7.8. ОСОБЕННОСТИ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ ПО ТРУБОПРОВОДАМ

Совместное движение жидкости и газа по трубопроводу значите.пьно сложнее движения однофазных сред и характеризуется наличием различных структурных форм течения, а именно двухфазных потоков. К двухфазности потока может привести падение давления в трубопроводе ниже давления насыщенных паров компонентов перекачиваемой жидкости (например, нестабильного конденсата, газонасыщенной нефти). Под структурой газожидкостного потока гонимается характер распределения по объему каждой из фаз. Структурные формы течения и границы их существования могут изучаться только экспериментально с использованием визуальных методов. М югочислеиные исследования показали, что структурные формы потоков весьма разнообразны и зависят от соотношения расходов жидкой к газовой фаз, их физических свойств, а также от диаметра и угла наклона трубопровода. Все многообразие структурных форм сводят к нескольким, характерным для вертикальных (рис. 7.8) и горизонтальных (рис. 7.9) потоков.

Пузырьковая структура. При таком характере течения газовая фаза в виде отдельных пузырьков распределена по всег массе жидкости более или менее равномерно. Однако при горизонтальном и малонаклонном течении наблюдается тенденция концентрагии пузырьков в верхней части трубы. Это объясняется действием сил гравитации. Пузырьковая структура наблюдается при малых концентрациях газа, например, когда давление в системе снижается до давления насыщения, и по всему объему нестабильной жидкости происходит зарождение газовой фазы.

Пробковая структура. По мере дальнейшего снижения давления ниже давления насыщения (в случае транспорта неста()ильной нефти или конденсата) происходит увеличение объема газово1 фазы как за счет перехода из растворенного состояния, так и за счет расширения объема выделившегося ранее газа. При этом отдельные гузырьки сливаются, образуя пробки. Пробковая структура характеризуется последовательным чередованием пробок газа и жидкости. В случае вертикальных потоков газовые пробки имеют пулеобразную форму и занимают почти все поперечное сечение, располагаясь практически осесимметрично, поэтому эту структуру (для вертикальных течений) часто называют еще снарядной или четочной. В случае гсризонтальных потоков газовые пузырьки концентрируются в верхней части трубы. При пробковой структуре наблюдается пульсация давления, характеризующаяся тем, что давление в любом фиксированном течении трубы колеблется. Амплитуда этих колебаний зависит от разных факторов, например от соотношения объемных расходов жидкой и газовой фаз, абсолютного давления, профиля трубопровода и т. д.

Расслоенная структура. Эта структура газожидкостного потока может встречаться только в трубах горизонтальных или с относительно небольшими значениями угла наклона, когда под действием сил гравитации поток расслаивается: жидкость течет в нижней части,