|
Re, = |
4 |
0,0302 |
|
|
|
|
|
= 95758; |
|
|
3,14-0,513-M O -6 |
|
|
|
Re2 = |
4-0,0302 |
= 15,0. |
|
|
|
|
|
|
|
3,14-0,513-0,005 |
|
|
8. Относительная шероховатость трубы и переходные числа Рей |
нольдса по формулам (5.12): |
|
|
|
|
0,2 |
„ |
10 |
.......... |
„ |
500 |
е = — = 3,9-10 |
; Re, = ---------- |
= 25641; |
Re„ = |
=1282051. |
513 |
|
3,9-10" |
|
|
3,9-Ю"4 |
Так как Re, < Re, < Re„, то вода движется в трубопроводе в зоне смешанного трения турбулентного режима. Нефть же движется в ламинарном режиме.
9. Коэффициенты гидравлического сопротивления по форму лам (5.14), (5.11):
( |
68 .0,25 |
\ = 0,11 3,9-Ю"4 + |
= 0, 020; |
V |
95758 |
Х2 = — = 4,27 15,0
10. Гидравлические уклоны при единичном расходе по форму лам (7.95);
II - ‘ |
2 |
8 0,020 |
' 2 |
.- = 0,0466 |
— ; |
3,142 |
-9,810,513s |
” б |
|
|
8-4,27 |
- г . |
|
|
= 9,95 |
К = 3,142 -9,81-0,513 |
м |
11. Средняя плотность среды рср = 0,5 (950 + 1000) = 975 кг/м3.
12. Величины М, и N, по формулам (7.94):
М, = |
950-9,81-0,0361-100000 |
= 5,68; |
6,4-10б -975-9,81 (20 + 30)
N 9,81 (1000 0,265-950-0,0361) _ 3 62 ^
16 ,4 -106 - 975-9,81-(20-1-30)
13.Длина участка, занятого вытесняющей жидкостью к моменту окончания I этапа, по формуле (7.99)
|
f |
|
\ |
|
1 |
93456 |
= 884562 м. |
|
X, = ■ |
5,68 |
|
3,82-10' |
6,4 • 10 |
|
|
9 2 4 ,4 - |
|
|
|
1000-9,81 |
/ |
Так как x, > 1, то второй этап вытеснения отсутствует. |
14. |
Принимая х, = |
1, находим продолжительность вытеснения |
высоковязкой нефти
314-0 5 П 2
=• [(5,68 + 3,82 • 10-4 • 100000)15 - 5,681’5 ] =
6-3,82-Ю"4
=99917 с = 27,8 ч.
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕСТАБИЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ЭМУЛЬСИЙ
При освоении нефтяных и газоконденсатных месторождений, удаленных от газоперерабатывающих заводов, возникает проблема утилизации тяжелых углеводородных газов, выделяющихся на пос ледних ступенях сепарации продукции скважин. В этом случае ста новится целесообразным трубопроводный транспорт нефти в газо насыщенном состоянии или нестабильного газового конденсата, т.е. углеводородных жидкостей совместно с растворенным в них газом.
Первоочередными задачами в данном случае являются: расчет составов смесей, определение количества выделяющегося газа при сепарации, расчет сепараторов, прогнозирование основных парамет ров нестабильных жидкостей, методика технологического расчета трубопроводов для их перекачки.
В условиях промыслов по трубопроводам транспортируются во донефтяные эмульсии, а также трехфазные смеси (нефть-газ-вода). Ниже изложена методика гидравлического расчета промысловых тру бопроводов.
§ 8.1. Расчет составов многокомпонентных смесей
Нефть и газовый конденсат являются много компонентными смесями. Их состав выражается в массовых, моляр ных и объемных долях.
Массовая доля i-ro компонента в смеси равна
где Ш; - масса i-ro компонента в смеси; г —число компонентов смеси.
Молярная доля i-ro компонента в смеси находится аналогично
Z N i i=l
где N ( - число молей i-ro компонента в смеси;
пт
(8.3)
М,
Mj - молярная масса i-ro компонента. Объемная доля i-ro компонента в смеси
где Vj - объем i-ro компонента при заданном давлении Р и темпера туре Т смеси.
Массовое, молярное и объемное содержание компонентов в смеси связано между собой. Выражая п^ из (8.3) и подставляя в (8.1), с
учетом, что ^ M jN ; = М см - молярной массе смеси, получим |
|
Ч. = z i м„ |
(8.5) |
|
или обратную ей |
|
z , = v м. |
( 8.6) |
М; |
|
Учитывая, что массу |
i-ro компонента смеси можно выразить, с |
одной стороны, как ш ( = |
pj-Vi, а с другой, как m ^M j-N, , получаем |
|
У = |
M .-N, |
|
(8.7) |
Pi
где Р; - плотность i-го компонента смеси при рассматриваемых ус ловиях.
Следовательно, объемная доля i-ro компонента в смеси
v,= |
M ,-К ,/?, |
(8.8) |
|
|
|
Z M ,.N ,/p , |
|
|
i=l |
г |
|
|
|
|
Поделив числитель и знаменатель (8.8) на |
, получаем |
|
|
i=l |
|
- |
rM |' Z'/ p' |
(8.9) |
v i= |
, |
|
|
|
Z M .- Z ./ P , |
|
Для газовых смесей при давлении Р< 0,6 МПа |
|
|
Mj |
RT |
|
|
P i " |
р ’ |
|
где R - универсальная газовая постоянная.
После сокращения для газовых смесей, как частный случай, получаем v s = Z ;.
Зависимость Zj от v j получим, выразив из (8.7) Nj и подставив полученное выражение в (8.2) , что дает
Z = V j-P iM |
(8.10) |
Z v P i / M |
i |
Связь между объемной и массовой долей i-ro компонента в сме си получим, подставив в (8.4) V; = р и поделив числитель и зна менатель на £ т , , ЧТ0 дает
i=l
fli/Pi |
(8.11) |
v i= , |
|
Z q J P i |
|
Обратная зависимость имеет вид |
|
Pi •vi |
(8. 12) |
Я; = — |
|
X p i 'vi
Сведения о величинах параметров индивидуальных компонентов газонефтяных и газоконденсатных смесей приведены в таблице 8.1.
Таблица 8.1
Некоторые параметры компонентов нефтегазовых и газоконденсатных
смесей
Компонент
М2
со 2
H2S
сн 4 С2н6
С3Н8
п-С4Ню i-C5H12 п-С5Н12
С6н 14
|
|
Критические пара |
Свойства в жидкой |
|
Вязкость |
|
Молярная |
метры |
фазе при стандарт |
|
газа при |
|
ных условиях |
Парахор |
|
масса М;, |
|
|
нормальных |
|
Темпе |
Давле |
Плот |
|
|
кг/кмоль |
Вязкость |
Pchj |
УСЛОВИЯХ |ij, |
|
ратура |
ние |
ность |
|
|
|
ц, МПа-с |
|
МПас |
|
|
TKpi, К |
Ркр„ МПа |
Pi, кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
28,02 |
126,1 |
3,46 |
467 |
0,050 |
41,0 |
0,0170 |
|
44,01 |
304,2 |
7,50 |
578 |
0,100 |
78,0 |
0,0140 |
|
34,08 |
373,6 |
9,00 |
783 |
|
|
0,0110 |
|
16,04 |
190,7 |
4,58 |
|
0,033 |
70,4 |
0,0104 |
|
30,07 |
306,0 |
4,68 |
|
0,055 |
110.4 |
0,0086 |
|
44,09 |
369,8 |
4,34 |
508 |
0,093 |
150.8 |
0,0075 |
|
58,12 |
407,2 |
3,72 |
563 |
0,174 |
181,5 |
0,0068 |
|
58,12 |
425,2 |
3,57 |
584 |
0,180 |
190,3 |
0,0068 |
|
72,15 |
461,0 |
3,28 |
625 |
0,224 |
229,8 |
0,0063 |
|
72,15 |
470,4 |
3,30 |
631 |
0,240 |
231,3 |
0,0063 |
|
86,18 |
507,6 |
3,03 |
664 |
0,306 |
478,4 |
0,0055 |
При смешении G, (кг) нефти состава {qn} с молярной массой МСМ1 и G 2 нефти состава {q2i} с молярной массой Мсм2 массовая доля i-ro компонента в образующейся смеси находится по формуле
|
QcMi |
_ Qi -Чи + G 2 -42i |
(8.13) |
|
G, + G 2 |
|
|
|
|
|
Если состав смешиваемых нефтей задан в молярных долях, то молярная доля i-ro компонента в образующейся смеси
z Z „-G ,/M m,+ Z 2,-G 2/M „,2
(8.14)
|
G ./M ^ + G j/M ^ |
а ее молярная масса. |
|
М... = |
G, + G 2 |
(8.15) |
G ,/ MCM1+ G2/ Мсм2
§ 8.2. Фазовые переходы в многокомпонентных углеводородных смесях
Фазовые переходы (выделение из нефти раство ренного газа, конденсация части газа при компримировании и т.п.) описывается уравнениями фазовых концентраций
Е — |
^ |
tn - e - 0 - K i) |
|
(8.16) |
у |
Z i ' Ki |
|
= 1, |
i f l - e - O - K , )
где Zj - молярная доля i-ro компонента в исходной смеси; е - моль ная доля газовой фазы; Kj - константа фазового равновесия i-ro компонента при заданных давлении Р и температуре Т.
Для нахождения мольной доли газовой фазы е удобнее решать объединенное уравнение
tfl-e-O-Kj)
Из него, как частные случаи, вытекают условие начала выделе ния растворенного газа (е=0)
ш=1
и условие начала конденсации многокомпонентного газа (е=1)
ш=1 K.j
Прежде чем решать уравнение (8.17) необходимо убедиться, что многокомпонентная смесь находится в двухфазном состоянии. В этом случае должны выполняться неравенства
Уравнение (8.17) решается относительно е методом последова тельных приближений.
При решении (8.17) важно правильно вычислить константы фа зового равновесия Kj. Для этого можно воспользоваться номограм мами Де-Пристера, Вина, Американского нефтяного института, ат ласами NGAA и ВНИИГаза или табличными данными.
При давлениях менее 2 МПа и температурах от 263 до 313 К можно воспользоваться формулой, полученной для смеси с давлени ем схождения 68,95 МПа
|
< гр \а , |
Г |
( 8. 21) |
|
К ; = а г |
|
|
,2 7 3 , |
V |
|
где а0 , а, , а2 - |
числовые коэффициенты, постоянные для каждого |
компонента смеси (таблица 8.2). |
|
Таблица 8.2 |
|
|
|
Величины коэффициентов в уравнении (8.21) |
|
Компонент |
ао |
ai |
аг |
N 2 |
541,940 |
2,048 |
-0,9223 |
С02 |
51,990 |
3,054 |
-0,9567 |
H2S |
18,542 |
5,317 |
-0,9452 |
сн4 |
146,581 |
1,979 |
-0,9699 |
С2н6 |
18,542 |
5,317 |
-0,9452 |
СзН8 |
4,582 |
6,875 |
-0,9256 |
i-C4H|0 |
1,367 |
8,829 |
-0,8287 |
п-С4Ню |
0,9678 |
9,024 |
-0,8612 |
i-C5H12 |
0,3215 |
10,328 |
-0,8158 |
n-CsH|2 |
0,2157 |
12,159 |
-0,8192 |
Практически неделимый хроматографическими методами оста ток «гексан плюс высшие» считаются одним компонентом. Для него а0=4,ЗО5-1О*4, а величины а, и а2 рассчитываются через молярную
массу остатка Мс6+ по зависимостям: |
|
aj=10'5-(-2343+17615,1-Мс6+-36,147*М2сб+-1,894-10'2-М3с6+); |
|
а2= 10'6•(1031660-3098,58• Мсб++1,279• М 2с6+). |
(8.22) |
Сравнение расчетных и экспериментальных величин Kj показа ло, что формула (8.21) с табличными коэффициентами а0, а,, а2 дает хорошее совпадение для нефтей Поволжья и Оренбургской области.
Для нефтей Западной Сибири расчет констант фазового равно весия рекомендуется вести по формуле
=01069 lo(aK+CK.Fi) Р/Рат
где ак, ск —расчетные коэффициенты ,зависящие только от давления
|
к |
р |
—т |
|
ак =1,2 + 0,653----- + 0,316 |
Ч^«т ) |
|
|
|
|
|
|
|
с |
к |
= 0 ,8 9 -0 ,2 4 7 --------0,074 |
r_p_v |
(8.24) |
|
Р |
. Р_ |
. |
|
|
|
|
Ч ат J |
|
|
Fj - расчетный коэффициент, величина которого зависит от темпе ратуры и от природы i-ro компонента
bj, Ты - независимые от условий разгазирования величины, характе ризующие природу i-ro компонента (табл. 8.3).
|
|
|
|
|
Таблица 8.3 |
Рекомендуемые величины Ь, и Ты |
|
|
|
Компонент |
bi |
Ты, К |
Компонент |
bi |
Ты, К |
N 2 |
261,1 |
60,6 |
i-C4Hio |
1131,7 |
261,4 |
С02 |
326,2 |
107,8 |
п-С4Ню |
1196,1 |
272,7 |
H2S |
631,1 |
183,9 |
i-C5H12 |
1315,5 |
301,2 |
сн4 |
166,7 |
52,2 |
П-С5Н12 |
1377,8 |
309,2 |
С2Н6 |
636,1 |
168,3 |
Сб+высшие |
1468,7 |
514,0 |
С3н8 |
999,4 |
230,8 |
- |
- |
- |
После нахождения мольной доли газовой фазы е вычисляют со держание каждого компонента в жидкой (Xj) и газовой ty) фазах
Х' ~ 1 -8■ (1 - К,) ’ У' ~ Х' |
(8 26) |
а также объем газа, приходящийся на 1м3 жидкой фазы при условиях фазового перехода
М г -р»-е
(8.27)
М , р г ( 1 - е )
где Мг , М ж - молярные массы газовой и жидкой фаз; рг , рж - их плотности при условиях фазового перехода.
§ 8.3. Определение параметров нефтегазовых и газоконденсатных смесей по их компонентному составу
Основными параметрами многокомпонентных углеводородных смесей являются молярная масса, плотность, вяз кость, коэффициент сжимаемости, давление насыщения.
Молярные массы фаз являются аддитивными величинами, т.е. определяются по правилу пропорционального сложения:
М г = £ м , - у , , |
Мж= £ м г х, |
(8.28) |
i=l |
i=l |
|
Сведения о молярных массах компонентов Mj приведены в табл. 8.1. Молярная масса условного компонента С6+ зависит от его соста ва и условий фазового перехода. При температуре не более 293 К величину Мс в газовой фазе допускается принимать равной моляр ной массе гексана. При повышенных температурах (Т>293 К)
= 86,18 + 59,81 • KCj - 0,4lg— + 5 ,6 lg(T - 273), |
(8.29) |
^ат |
|
где Кс - константа фазового равновесия условного компонента. Молярная масса условного компонента С6+ в жидкой фазе нахо
дится через молярную массу исходной смеси по формуле
М |
Ж |
"Мсм- М г -е |
(8.30) |
Сб. |
, 1-8 |
|
|
|
Плотность жидкой фазы вычисляется по формуле Стендинга и |
Катца |
|
|
|
|
|
рж = р ,+ А р т +Арр , |
(8.31) |
где р,—фиктивная плотность жидкой фазы при стандартных условиях
М Pi
Дрт, Дрр —поправки соответственно на температуру и давление
Дрт = 10 2 • (185,4 - 0,148 • р,) • (293 - Т ) ;
