Гидравлический расчет перекачки газонасыщенной нефти

 

Экспериментально установлено, что газонасыщенная нефть ведет себя в трубопроводе как капельная жидкость. По этой причине потери давления на преодоление газонасыщенной нефтью сил трения в трубах рассчитывают с использованием формулы Лейбензона

, (3.26)

где r, Q, n - плотность, расход и кинематическая вязкость

газонасыщенной нефти.

Потери давления на преодоление разности нивелирных высот конца и начала трубопровода Р_z, давление подпора на входе в центробежные насосы Р_к и число Рейнольдса Re определяются по зависимостям

(3.27)

где в расчете также используются параметры газонасыщенной нефти.

Режим течения и зона трения в данном случае определяются обычным путем.

Проанализируем как влияет количество растворенного газа на перечисленные параметры. Подставляя вместо r, Q, и n соответствующие расчетные формулы, получим

(3.28)

 

 

где Р_tо, Re - потери давления на трение и число Рейнольдса при

перекачке того же количества дегазированной нефти, что и

при транспортировке газонасыщенной нефти;

Р_zo - потери давления на преодоление разности нивелирных высот дегазированной нефтью.

Нетрудно видеть, что с увеличением количества растворенного газа Г величина Р_z монотонно уменьшается, а Re - монотонно возрастает. Характер изменения величины Р_t зависит от того как соотносится увеличение объемного расхода и уменьшение кинематической вязкости газонасыщенной нефти (рис. 3.8).

 

Наиболее значительно величина Р_t уменьшается при ламинарном режиме перекачки (m=1). Чем более развит турбулентный режим перекачки, тем положительное влияние растворенного газа меньше. Это связано с уменьшением сомножителя n^m и соответственно роли вязких сил. В квадратичной зоне трения турбулентного режима (m = 0) потери на трение с увеличением Г не только не уменьшаются, а, наоборот, возрастают. Это связано с тем, что объемный расход перекачиваемой жидкости увеличился, а вязкость, хотя и уменьшилась, не влияет на величину Р_t.

Давление подпора на входе в центробежные насосы равно

,

где Р_ко - давление подпора при перекачке дегазированной нефти.

Как видно, величина Р_к с увеличением газового фактора монотонно возрастает.

На рис. 3.9 приведена совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода при транспортировании газонасыщенной и дегазированной нефти.

При перекачке газонасыщенной нефти характеристика трубопровода отсекает на оси ординат больший отрезок, чем такая же характеристика при транспорте дегазированной нефти, т.к. Р_z» Р_zo, а . Проходит же она более полого, т.к. газонасыщенная нефть имеет меньшую вязкость.

Характеристика насосных станций при перекачке газонасыщенной нефти проходит выше, чем при транспортировке нефти дегазированной поскольку с давлением, развиваемым станциями, суммируется давление Р_к, предотвращающее выделение растворенного газа.

Рабочая точка В при перекачке газонасыщенной нефти, как правило находится правее аналогичной точки А в случае транспортирования дегазированной нефти. Следовательно, производительность трубопровода по газонасыщенной нефти Q_В больше, чем при перекачке дегазированной нефти Q_А. Однако увеличение производительности трубопровода по дегазированной нефти будет достигнуто только при выполнении неравенства .

Определим во сколько раз увеличивается производительность трубопровода по нефти при сохранении ее остаточного газонасыщения. До газонасыщения нефти уравнение баланса напоров имело вид

,

 

откуда исходная производительность нефтепровода составляла

. (3.29)

После сохранения остаточного газонасыщения нефти уравнение баланса напоров приняло вид

.

Соотноветственно производительность трубопровода по газонасыщенной нефти стала равной

. (3.30)

Поделив друг на друга левые и правые части уравнений (№.30) и (№.29), получаем

.

Отсюда искомая величина увеличения производительности трубопровода по дегазированной нефти составила

. (3.31)

Поскольку величина гидравлического уклона при единичном расходе в случае транспортировки дегазированной нефти больше, чем при перекачке газонасыщенной нефти , то величина выражения под знаком радикала превышает единицу. Но больше единицы и величина объемного коэффициента . Поэтому величина в общем случае может быть больше, меньше или равна единице. Однако, если учесть, что

,

то видно, что при (зона квадратичного трения турбулентного режима) и, следовательно, величина выражения под радикалом равна единице, а . Чем меньше развита турбулентность потока (рост m), тем больше величина выражения под корнем и, следовательно, тем больше .

Соотношение между давлениями Р_А и Р_В зависит от величины давления Р_К и режима перекачки дегазированной нефти.

Характер зависимости коэффициента увеличения производительности по нефти и относительного рабочего давления при увеличении газового фактора Г показан на рис. 3.10.

Из него видно, что если дегазированная нефть перекачивалась при ламинарном режиме, то увеличение производительности по нефти будет максимальным. Чем более развит турбулентный режим перекачки дегазированной нефти, тем меньше достигаемое увеличение производительности и тем меньше величина газового фактора, соответствующего экстремуму.

 

 

 

В зоне квадратичного трения турбулентного режима сохранение в нефти растворенного газа положительного эффекта не дает.

Подобным же образом, но только в отношении уменьшения целевой функции, влияет количество растворенного газа и режим перекачки на величину

Перекачка нефти в газонасыщенном состоянии позволяет уменьшить суммарные затраты на перекачку нефти и нефтяного газа, повысить производительность нефтепроводов, уменьшить энергозатраты на перекачку. С первого дня разработки месторождений будет сохранена от сжигания в факелах наиболее ценная часть нефтяного газа.

Для внедрения данной технологии необходимо создать нормативные документы по проектированию и эксплуатации таких трубопроводов, решить вопросы связанные с учетом перекачиваемой нефти, позаботиться о предотвращении потерь нефтяного газа при сбросе газонасыщенной нефти в резервуары и т.д.

У технологии перекачки газонасыщенных нефтей есть b свои недостатки. Это дополнительные капиталовложения в буферные емкости и сепараторы (но они окупаются в течение года - двух), возможность образования газовых скоплений, увеличивающих сопротивление трубопровода, повышенные потери нефти при авариях, большая продолжительность снижения давления в трубопроводе при его опорожнении, что мешает выполнению ремонтных работ. Но эти осложнения с лихвой компенсируются достоинствами данной технологии.

Рекомендуемая литература

 

1. Антипьев В.Н. Утилизация нефтяного газа.- М: Недра, 1983.- 160 с.

2. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа.- М: Недра, 1973.- 280 с.

3. Новоселов В.Ф., Коршак А.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Перекачка вязких и застывающих нефтей. Специальные методы перекачки.- Уфа: Изд-во Уфимс. нефт. ин-та, 1988.- 114 с.

4. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование / Надиров Н.К., Тугунов П.И., Брот Р.А. и др.- Алма-Ата: Наука, 1985.- 264 с.

5. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / Коршак А.А., Забазнов А.И., Новоселов В.В. и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 224 с.

6. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Алиев Р.А. Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др.- М: Недра, 1988.- 368 с.