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

§ 8.4. Расчет параметров нефтегазовых и газоконденсатнык смесей по результатам разгазирования проб

Нередко динамическая вязкость и плотность дегазированной нефти (или стабильного газового конденсата) заданы. В этом случае свойства нестабильных жидкостей рассчитывают в зависимости от количества растворенного газа и с учетом его плотности.

Количество растворенного газа характеризуется величиной газового фактора Г. Это отношение объема газа, вьщелившегося из нестабильной жидкости при стандартных условиях, к объему жидкой фазы, приведенное к нормальным условиям.

Расчетным путем величина газового фактора при нормальных условиях находится как

Мж-р,„-(1-е„)

(8.47)

где е„ - мольная доля газовой фазы , найденная по формуле (8.17) при стандартных условиях.

Величина газового фактора связана с давлением насыщения Р формулой

Г = х.,(Рз-Р,,Г,

(8.48)

где Хр, Ур - эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам разгазирования проб нестабшпной жидкости.

При Ур=1, коэ(1)фициент Хр=Кр коэффициенту растворимости газа в углеводородной жидкости при Т=293К. Приближенная оценка величины Кр в нм7(м-МПа) для нефти может быть сделана по формуле

Кр » 115,4 10" А-;." ехр(-7,76 А„ ) , (8.49)

где Д[[ , А,. - относительные ( но воде ) плотности нефти (при 293 К) и растворенного газа.

Более точно, хотя и более сложно, коэффициент растворимости газа в нефти при 293К в нмУ(м-МПа) может быть вычислен следующим образом

Кр = 0,0093 + 0,934 • t, + 3,634 10- t, ,

где t , tj - расчетные коэффициенты:

t, =0,l72-0,030z2 + l,006z, +0,624-10--z, -z;

(8.50)

= 0,179 + 0,999Z3 - 0,024z, + 0,654 • 10" z,z,; z, = 2,112 - 0,345y, + 0,678y3 + 0,04ly,y3 + 0,904 10"yf - 0,023y;; z = 2,532 + 0,360y, - 0,726 • 10-у, + 0,035у,У2 - 0,01 ly + 0,105 10" yf; Z3 = 5,027 + 0,062уз - 0,326y, + 0,037узУ + 0,205 • 10" y + 0,788 • 10" y\; z, =ll,263-0,152y, +0,146y, +0,215y,y, -0,121y -0,069yf; y, =132,658-104,650х -153,10-A„ +232,50xf,; У2 = -22,685 + 36619,20 - Ap -112,690х - 93620,0 - Ax + 617,90xf,; Уз = 35,401 -282,140х -54,70xc + 321,10хХс + 587,50xf, + 24,330x; y, =140,155 + 36,530xc -43,010x -172,70-A„ ; Xn , Xc - объемная доля в растворенном газе соответственно азота и метана.

При известном газовом факторе давление насыщения газонасыщенной нефти при температуре 293 К

(8.52)

Ps293 =Pa.+

с увеличением температуры величина давления насыщения растет

Рз=Рз2«+Кз-(1-293), (8.53)

где Ks - температурная поправка давления насыщения , для нефтей (М Па/град)

К. =10-"-

26,2 + -(19,4-А„-12)

(8.54)

Для газовых конденсатов величина давления насыщения рассчитывается по формулам (3.23) , (3.24).

Плотность нестабильных жидкостей может быть рассчитана по формуле

Р + Р„у Г

Ps =

(8.55)

где р - плотность стабильной жидкости;

Вк - объемный коэффициент, показывающий во сколько раз увеличивается объем стабильной жидкости при растворении газа в ней. Для нефтей

В,=(1 + 19,4-А-„°"-АГ-П°\ (856)

а для нестабильного газового конденсата

Вк=ав+Вв-Г + Св-Т,

где а„, в,, с„ - расчетные коэффициенты , полученные при обработке номограммы Стендинга

ав=10--[74,8-7,99-(Аг-1)" ав=10-{8,65 + 2,62-(Аг-1) Св = 10--[2,37 + 0,35-(А,-1)

(8.58)

Дг - относительная плотность газа по воздуху, А. =р„ /1,205.

Величина В вычисляется по формуле (8.56) при 293К.

Кинематическая вязкость газонасыщенной нефти Уд(мПас) при температуре Т может быть рассчитана через вязкость дегазированной нефти при той же температуре v (мПас) по формуле

где Z - расчетный коэффициент

-\1.358

Z =-0,375• (inv)• (InВ,

(8.59)

(8.60)

гдеу - относительная (по воде) кинематическая вязкость дегазированной нефти при расчетной температуре.

Динамическая вязкость газовой фазы составляет (мПа с)

Рг=0,0051[1 + рД1,1-0,25р„)]{0,037 + Т„Д1-0,104Т„„)"

зо(т„р-1)

(8.61)

гдеК - расчетный коэффициент, равный

К,=0,0051[1 + р„(1,1-0,25р,,)]; р„ - плотность газа при стандартных условиях.

§ 8.5. Особенности технологического расчета изотермической перекачки нестабильных жидкостей

При транспортировке нестабильных жидкостей в каждой точке трубопровода должно поддерживаться давление, пре-

вышающие давление насыщения Ps при температуре перекачки. Поэтому уравнение баланса напоров в данном случае имеет вид

vPsp-g

- + Н

+ n-H„s =l,02-i-L + Az + N.

Нкп +- Ps,-g,

,(8.62)

где - плотность нестабильной жидкости при расчетной температуре; H„s, i, - соответственно расчетный напор одной станции и гидравлический уклон при перекачке нестабильной жидкости.

Отсюда необходимое расчетное число насосных станций

1,021, • L + Аг + N3 (Н,„ - Н, J Н - N3 • Н,

(8.63)

Нетрудно видеть, что если опустить индекс «s», то формула (8.63) ничем не отличается от аналогичной формулы (5.32) для случая перекачки дегазированных нефтей. Поэтому все рассуждения относительно округления расчетного числа насосных станций, приведенные в главе 5, справедливы и для случая перекачки нестабильных жидкостей. Однако необходимо иметь в виду, что из-за невозможности закачки нестабильных жидкостей в атмосферные резервуары, число эксплуатационных участков не может быть больше одного.

При давлении, превышающем давление насыщения, нестабильные жидкости ведут себя как капельные. Поэтому расчет величены is cts может быть выполнена по формулам (5.18) и (5.30) соответственно, но при подстановке в них параметров нестабильной жидкости: расхода и кинематической вязкости v,.

Расчетный часовой расход нестабильной жидкости Qs находится по формуле

Qs =

24-Np.ps

где Gs - массовый годовой расход нестабильной жидкости Gs=G,-(l + p,-r/p2„);

(8.64)

(8.65)

Р293 ~ плотность стабильной жидкости при 293 К.

Поскольку при транспортировке нестабильных жидкостей подпор основных насосов увеличен на Ps/Pspg ,то рабочее давление на выходе головной насосной станции

Pps = Psp • g • (iHmhs • Kus + Hzs) + Ps •

Так как величина Pg может достигать 2...3 МПа то число основных насосов itImhs может быть меньше 3-х.

§ 8.6. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии

Из подавляющего большинства скважин извлекается обводненная нефть. При этом образуются высокодисперсные стойкие эмульсии, которые ведут себя как однородные жидкости, и грубодисперсные неустойчивые нефтяные эмульсии.

Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки высокодисперсных эмульсий выполняются так же, как и для однофазных жидкостей, но с использованием физических свойств стойких нефтяных эмульсий.

Для грубодисперсных неустойчивых нефтяных эмульсий гидравлический расчет трубопроводов ведется с учетом эффекта гашения турбулентных пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы.

Исходными данными для гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии, являются : его внутренний диаметр d и длина L, разность геодезических отметок конца и начала трубопровода Az, плотности нефти р и пластовой воды р,, динамическая вязкость нефти р и пластовой воды Рз,межфазное натяжение а„„, объемные расходы нефти Q„ и пластовой воды Q.

Последовательность гидравлического расчета трубопроводов для перекачки нефтяных эмульсий следующая.

Объемная доля воды в эмульсии

(8.67)

Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при котором происходит инверсия фаз

(Цж/Цв)

1 + (Нж/Цв)

0,5 .

(8.68)

Если Рзр , то тип эмульсии - «вода в нефти», в которой нефть - дисперсионная среда (в дальнейшем индекс «с»), вода - дисперсная фаза (индекс «ф») и объемная доля дисперсной фазы Рф=Рв.

Если же Рв>Рв.кр> то тип эмульсии - «нефть в воде», в которой дисперсионная среда - вода, дисперсная фаза - нефть, а объемная

доля дисперсной фазы Рф-1-Рз. Плотность эмульсии

Рэ = Рс-0-Рф) + Рф-Рф Динамическая вязкость эмульсии

Ц.=Цс-(1-(Зф)" Средняя скорость эмульсии

4-(Q„+Qb)

(О, =-

Число Вебера

We =

(8.69)

(8.70)

(8.71)

(8.72)

Первое приближение величины среднего объемно-поверхностного диаметра капель эмульсии (без учета эффекта гашения турбулентности)

d, =l,4-d-We°-*,

(8.73)

Дополнительное напряжение сдвига эмульсии при Рф>0,524

То = (0,195-Рф-0,102)-

(8.74)

Если рф< 0,524, то to=0. Параметр Ильюшина

Число Рейнольдса при течении эмульсии

Re =-

(8.75)

(8.76)

Наличие или отсутствие эффекта гашения турбулентности определяется по параметру Медведева