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

ляемого клапана 9. Картограмма влагомера протягивается часовым механизмом только в момент сброса жидкости из сепаратора. Преимущество такой обвязки состоит в том, что в ней предусмотрено следующее: непрерывная запись содержания воды в продукции; постоянное давление в период сброса жидкости из сепаратора; быстрое переме-щивание жидкости, которая поступает во влагомер довольно однородной. По данным Вуда, показания влагомеров емкостного типа близки к данным определения содержания воды в товарных резервуарах путем отбора проб по обычной методике. Но при этом особое внимание следует уделить соответствию объемов проб объемам по калибровочным таблицам. Однако пробы, отобранные из выкидной линии непосредственно на устье скважины, дают отклонения по содержанию воды в широких пределах. Это объясняется, по-видимому, тем, что часто структура двухфазного потока пробковая. При такой структуре неприемлема методика отбора проб. Методы калибрования влагомеров емкостного типа описаны Байэрзом (1962-1963, часть 3).

вЗ) Расходомеры. По этому вопросу будут изложены только основные принципы измерения расхода газа при применении автоматизированных промысловых процессов. Из основных работ, посвященных этому вопросу, необходимо назвать работы Стирнза и др. 1951, Спинка, 1958, Моканова, 1962; Хэрнинга, 1950; Американской Газовой ассоциации, 1955.

Для измерения расхода газа наиболее широко распространены диафрагменные расходомеры. Объем газа, приведенный к стандартным условиям при Тст и рст, В промсжутке времени между ti и 2 определяется по формуле

<7,.е.=сак,хДз / (6.6-1)

где С - постоянная; Ki - основной коэффициент диафрагмы; К2 - поправочный коэффициент на расширение, зависящий от давления р и температуры Т потока; /Сз - коэффициент, учитывающий тепловое расширение диафрагмы (зависит также от температуры потока). Это означает, что ведется непрерывная регистрация значений Ар, р, Т и если состав газа изменяется во времени, то изменяется и масса М. Следует учитывать, что коэффициент сжимаемости z зависит от р, Г и М.

Даже если значения Ар и р в период измерения сохранятся постоянными, расчеты и приведение к стандартным условиям параметров газа занимают много времени. Дополнительное затруднение возникает, если значения Др и р не постоянны, так как в этом случае необходимо определять среднеквадратичное значение произведения мгновенных величин за период /1 и 2 по формуле

I /Др( dt

1 - 2

Это значение обычно определяли расчетным путем. Позже были использованы планиметры для суммирования значений параметров, находя-

щихся под квадратным корнем. Но на это также затрачивалось много времени. Далее были разработаны схемы по автоматической записи значений УДрр механическими, пневматическими, электрическими средствами или средствами электроники. Даже в этом случае прибегали к формуле (6.6-1) для определения Qf.ct расчетным путем или с помощью аВМ. Точность измерения расхода с применением довольно сложной методики и оборудования не превышала ±1,5%. Это заставило конструкторов разработать счетчики-расходомеры, основанные на новых принципах.

Можно показать, если измерение газа осуществляется в массовых единицах, а не в объемных, тогда уравнение (?г.ст = /СУАррг будет верным, а коэффициент К не будет зависеть от абсолютного значения давления р потока, а также от Г, Л1 и г. Из формулы видно, что при учете этого принципа необходимо осуществлять непрерывную регистрацию помимо величины перепада давления, а также эффективной плотности замеряемого газа рг. Однако число регистрируемых параметров сводится только к двум. Позже были разработаны более современные методы регистрации плотности газа (Ann, 1969; ОДоннэл, 1969, Сенз, 1969)1. Полученные данные могут быть поданы на ЭВМ, и последняя проведет расчеты по определению среднеквадратичных значений (Хен-нинг, 1970 и Якобсон, 1970).

li Голландии расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеряется турбинными скоростными счетчиками; они имеют также значительную погрешность, достигающую ±2% на сутки и ±1% в течение месяца. Разработка счетчиков для измерения массы потока продолжается. Конструкции различных типов масляных расходомеров, принципы их правильного подбора, наиболее полно отвечающим данным условиям, описаны Пуском (1970).

Глава 7

магистральный транспорт нефти

7.1. ИЗОТЕРМИЧЕСКИЙ ХАРАКТЕР ТЕЧЕНИЯ НЬЮТОНОВСКОЙ НЕФТИ

Температура нефти, текущей по трубопроводу, обычно изменяется по длине трубопровода. Однако, если вязкость нефти невелика и температура нефти, закачиваемой в трубопровод, близка к температуре грунта, окружающего трубу, течение нефти может, для практических целей, рассматриваться как изотермическое.

7.1.1. ПРОФИЛЬ НАПОРА И МАКСИМАЛЬНАЯ ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ

Обозначим удельное энергосодержание потока нефти в начале трубопровода- через W[, а на расстоянии 1х от начала трубопровода - через Wx- Снижение удельного энергосодержания составит

Снижение удельного энергосодержания эквивалентно потерям на трение, т. е. согласно уравнению (1.1-1)

Ниже рассмотрим изменения падения напора по длине трубопровода. Обозначим ртр=Ртр. д: и 1 = 1х- Далее разделим обе части уравнения (1.1-1) на pg и положим pTp.x/pg = h.T-p. к. Тогда

K,.. = k-=l.,h, (7.1-2)

есть градиент гидравлических потерь.

Каждая из частей уравнения (7.1-1) допускает двоякую физическую интерпретацию. С одной стороны, их можно рассматривать как энергосодержание единицы веса жидкого тела в Дж/Н, а с другой стороны - как высоту столба жидкости в метрах при плотности, равной р.

При изотермическом течении тр постоянно, и поэтому удельное энергосодержание уменьшается линейно по длине трубы. Удельная внешняя (механическая) потенциальная энергия pxipg в этом случае