Разработка нефтедобывающей отрасли

 

Гидравлический расчёт трубопровода при движении в ней нефтегазовой смеси.

Большинство нефтепроводов, проложенных по площадям месторождений работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.к. часть трубы обычно бывает занята газом. В зависимости от количества нефти и газа, протекающего по трубопроводу, может образоваться несколько структур течения, характеризующих взаимное расположение газовой и жидкой фаз в процессе их движения.

Основная задача, возникающая при гидравлическом расчёте трубопроводов для транспорта нефтегазовой смеси, - определение перепадов  давления.

Расчётное уравнение  для рельефных (негоризонтальных) нефтепроводов можно записать в следующем упрощённом виде:

 

                       DР = DР_тр.см. + DР_см,                                        (5)

 

где DР_см – перепад давления, обусловленный весом столба газожидкостной смеси.

                  Для горизонтального трубопровода  отсутствует.

Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением нефти газового потока, можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха:

 

               DР_тр.см = l_см × L/Dּ

/2 × r_см,                                  (6)

 

где l_см – коэффициент гидравлического сопротивления, который находится

               следующим образом:

               при Re_см < 2300       l_см = 64/Re_см                                                                           (7)

               при Re_см > 2300       l_см = 1/(1,81 g × Re_см – 1,4)²                        (8)

Число Рейнольдса для смеси определяется как

 

               Re_см = V_см × D/n_см                                                                           (9)

 

Кинематическая вязкость двухфазного  потока определяется по формуле Манна:

               1/n_см = b/n_г + (1 - b)/n_ж,                                                                 (10)

 

где b - расходное объёмное газосодержание двухфазного потока.

 

               b = G_г / (G_г + G_н),                                                                           (11)

 

где G_г и G_н – соответственно объёмный расход газа и нефти при средних давлениях и температуре в трубопроводе.

Плотность нефтегазоносной смеси r_см определим из выражения

 

              r_см = r_н (1-j) + j ×r_г,                                                                       (12)

 

где r_н и r_г – соответственно плотность нефти и газа при средних давлении и температуры смеси в трубопроводе;

       j - истинное газосодержание нефти, определяемое как отношение площади сечения потока, занятого газовой фазой S_г, к полному сечению потока S, то есть

 

              j = S_г/S = S_г/ (S_г + S_н)                                                                      (13)

 

Вся трудность  решения задач, связанных с движением  нефтегазовых смесей по трубопроводам, сводится к отысканию закономерностей  изменения истинного газосодержания j, зависящего от физических свойств нефти и газа, их расхода, диаметра и наклона трубопровода. Например, чем больше вязкость жидкости при восходящем потоке, тем меньше j, а это значит – меньше скорость скольжения газа относительно жидкости; с другой стороны – чем больше истинное газосодержание, тем больше относительная скорость газовых пузырей при всех прочих равных условиях.

Закономерность  изменений j от указанных выше параметров устанавливается только опытным путём при помощи метода мгновенных отсечек потока или просвечивания труб гамма – лучами.

Общий перепад  давлений в ²рельефном² трубопроводе, обусловленный гравитационными силами (геодезическими отметками) и силами трения смеси, определяется из уравнения

             

             DР = DР_{тр см} + × g × r_п - _сп × g × r_сп,                                       (14)

 

где Z_n и Z_cn – высоты на участках отдельных подъёмов и спусков трубопровода;

      r_п и r_сп – истинная плотность смеси соответственно на подъёмах и спусках, определяемая из формул

            

             r_п = r_ж (1 - j_п) + j_п × r_г                                                                      (15)

 

             r_сп = r_ж (1 - j_сп) + j_сп × r_г                                                                   (16)

 

При восходящем потоке

             

             j_п = b /1 + 1/V_см                                                                                   (17)

 

При нисходящем потоке

 

             j_сп = 1 – (1 - b/1 + 1/ V_см)                                                                     (18)

 

Расчёты.

Рассчитать диаметр  нефтепровода, если известно:

Перепад давления на сборном коллекторе   Р = 3 Мпа

Объём добываемой жидкости                        Q_ж = 400 т/сут

Разность геодезических  отметок                    DZ = 20 м

Длина трубопровода                                        L = 4000 м

Плотность жидкости                                        r_ж = 800 кг/м³

Вязкость                                                             n = 20 × 10^-6 м²/с

 

Для расчёта диаметра трубопровода зададимся произвольными диаметрами D₁, D₂, D₃, …

Найдём скорость движения жидкости для первого принятого  диаметра

D₁ = 0,05 м

V = Q_ж/S = 4Q_ж / 86400 ×PD² r_ж = 4 × 400/3,14 × 0,05 × 86400 × 0,8 = 2,93 м/с

Определим режим  движения

Re = VD/n = 2,93 × 0,05 /20 × 10^-6 = 7325

7325 > 2320 – режим турбулентный

Найдём коэффициент гидравлического  сопротивления по формуле Блазиуса

l = 0,3164 / = 0,3164 / = 0,0342

Найдём перепад давления, обусловленного гидравлическим сопротивлением по формуле (6)

DР¢ = l × L/D × V²/2 × r_ж = 0,0342 × 4000/0,05 × 2,93 /2 × 800 = 9,32 Мпа

Найдём перепад давления, обусловленный  разностью геодезических отметок

DР² =  DZrg = 20 × 800 × 9,81 × 10 = 0,157 Мпа

Найдём общий потерянный напор с учётом гидравлического сопротивления и разности геодезических отметок

DР = DP¢ + DP² = 9,32 + 0,157 = 9,478 Мпа

Все расчётные данные сведём в таблицу 6.

 

 

 

 

 

 

Таблица 6

 

Di, м	Vi, м/с	Rei	li	DPi, МПа	DP²i, МПа
0,05	2,93	7325	0,034	9,32	9,48
0,06	2,05	6150	0,036	4,32	4,48
0,10	0,74	3700	0,041	0,36	0,52
0,12	0,47	2820	0,043	0,13	0,29
0,15	0,34	2520	0,046	0,056	0,22

 

По данным таблицы 6 строим график 1 и по заданному перепаду находим искомый диаметр трубопровода.

 

Выводы.

Эффективность работы депульсатора обеспечивается выбором  определённого для него диаметра, длины и угла наклона. Наиболее эффективной  конструкцией следует считать конструкцию депульсатора когда газожидкостная смесь в газосепаратор входит с обеих сторон через установленный перед ним депульсатор. При этом оптимальная работа обеспечивается равномерной загрузкой подводящих трубопроводов, которая выравнивает рабочую нагрузку, и узла управления, позволяющего иметь возможность переключения групп и кустов скважин в необходимых случаях.

 Наиболее  эффективной можно считать конструкцию  депульсатора, если газосепаратор  установлен на заданной по  высоте площадке, что позволяет обеспечить создание максимального разряжения в сепараторе:

1. За счёт напора падающей дегазированной жидкости из сепаратора, которая далее идёт на установку комплексной подготовки нефти УКПН.
2. Создания определённого разряжения, которое позволяет снять давление в газосепараторе, что в свою очередь позволяет снять давление в сборном трубопроводе, по которому поступает собираемая газожидкостная смесь, т.е. уменьшить давление на выкидных линиях добывающих скважин, что позволит их эксплуатировать в более оптимальном режиме.

 

 

3.2. Интенсификация процесса промывки  нефти пресной водой

 

Классическое  оформление процесса  обессоливания  нефти, предполагает промывку солей  из обезвоженной нефти пресной водой. Количество этой воды колеблется для  различных нефтей от 5 до 15 % масс. Для условий НГДУ ²Джалильнефть² количество воды на промывку достигает 12 % масс. Это количество может быть снижено в два и более раза, если применять эффективно работающие смесители потока обезвоженной нефти с промывочной водой. Исследованиями профессора А. Г. Зарипова ещё в 70-х годах [1] было показано в условиях этой установки в НГДУ ²Джалильнефть² двукратное снижение воды при применении гидродинамического смесителя Зарипова – Вальшина. В работе я предлагаю этот приём интенсификации процесса обессоливания установкой перед шаровым отстойником смесителя указанного типа. Кроме того, предлагаю воду для промывки солей забирать с конденсаторов – холодильников охлаждения бокового потока – дистиллята. На выходе из конденсатора – холодильника она нагрета до 35 - 40°С. Эту воду я предлагаю пропустить через один из змеевиков печи и подавать на промывку при температуре до 100°С, т.е. чуть выше температуры нефти, поступающей в шаровой отстойник обессоливания. При такой организации процесса как этот, показатели исследования Зарипова А. Г. [1]

Можно обойтись количеством  воды в 5 % масс от обезвоженной нефти. На рис. 12 эта система показана синим  цветом.

 

3.3 Интенсификация процесса разрушения  эмульсий перед I ступенью подачи подготовленной смеси реагента, бензина и воды.

Этот метод также разработан профессором Зариповым А. Г. [1]. Метод направлен на интенсификацию процесса доставки реагента – деэмульгатора на поверхность глобул воды эмульсии. Резкое (до 10 раз) сокращение времени транспортной стадии доставки реагента – деэмульгатора до границы раздела фаз (до поверхности глобул) на практике выражается сокращением расхода реагента – деэмульгатора до 20 % от его применяемого количества [1].

Таким образом, внедрение  указанных интенсифицирующих технологических приёмов позволит снизить расход реагентов – деэмульгаторов на 20 %, а пресной воды – на 50 %, т.е. до 5 % масс от количества обезвоженной нефти.