задача. Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org). Основы нефтегазового дела

• Название: Основы нефтегазового дела
• Анкор: задача
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org).doc
• Тип: Учебное пособие; #585598
• страница: 2 из 6

Е=Еп+Ек

где Е - полная энергия тела, Дж;

Еп - потенциальная энергия тела;

Ек - кинетическая энергия тела.

Энергия единицы веса вещества получила название напора жидкости или газа, и тогда

Н=Нп+Нск

где Н- напор жидкости или газа, м.;

Нп - потенциальный напор;

Нск - скоростной напор.

Нск =V² /2g

где V - скорость течения жидкости или газа, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Потенциальный напор определяется положением тела по отношению к поверхности Земли или по отношению к условному уровню, на котором потенциальная энергия принимается равной нулю

Нп= z ,

где z - высотное положение тела по отношению к условному уровню, м.

При V= 0 распределение давления в жидкости или газе определяется законами гидростатики.

1. Столб жидкости или газа создает давление, обусловленное весом этого столба

dР=g p(z)dz, (3.4)

где p(z) - функция изменения плотности жидкости или газа по высо­те столба.

Для случая жидкости обычно принимается плотность постоянной



где Р - давление, создаваемое столбом жидкости, Па;

р - плотность жидкости, кг/м³.

2 . Внешнее давление на жидкость передается внутри ее во все сторо­ны без изменения (закон Паскаля)
где ро - давление, прилагаемое к поверхности жидкости или газа.

3.2. Течение жидкости по трубам

При движении жидкости или газа по трубам возникают силы трения, связанные с их вязкостью. Внешне затраты энергии на преодоление сил трения проявляются в снижении давления жидкости или газа.

В соответствии с уравнением Бернулли для идеальной жидкости (ко­гда вязкостью и сжимаемостью пренебрегаем) в любом сечении трубопро­вода




Для реальной жидкости общие потери напора при течении жидкости составят


где Р₁ и Р₂ - давление в двух точках по длине трубопровода, Па.;

Z₁ и Z₂.- высотное положение точек по отношению к условному уровню, м.;

V₁ и V₂ - скорость течения жидкости в сечениях 1 и 2, м/с,


где Q - объемная производительность трубопровода, м³/с;

F - площадь поперечного сечения трубопровода, м². Так как для жидкости плотность принимается постоянной, то и про­изводительность по длине трубопровода будет оставаться неизменной и при постоянном внутреннем диаметре труб постоянной остается скорость ее течения. В этом случае


где h - потери напора на трение в трубопроводе, м;



Для определения потерь напора на трение используется формула Дарси-Вейсбаха




где - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода; l - длина трубопровода, м; D - внутренний диаметр труб, м.

Промысловые трубопроводы почти всегда работают в турбулентном режиме и в этом случае коэффициент гидравлического сопротивления можно определить по формуле Альтшуля




г де k - эквивалентная шероховатость труб, м; k = 0.1- 0.3 мм

3.3. Течение газа по трубам

При движении по трубопроводу давление газа снижается, что приво­дит к снижению плотности и, соответственно, к росту объема газа. При постоянном диаметре трубопровода это приводит к росту скорости тече­ния газа и к возрастанию потерь давления на трение на единице длины трубопровода.

Для определения потерь напора в газопроводе запишем уравнение в дифференциальном виде



Умножив на pgобе части уравнения, получим



Выразим V из уравнения неразрывности потока


Умножив обе части уравнения на Р и представив PdP как dP²/2, полу­чим после преобразования






Обозначим


Тогда получим



После интегрирования в пределах х от 0 до 1 и Р от Р₁ до Р₂ получаем



Откуда



Д ля горизонтального газопровода z = 0 и
При течении газа по трубам коэффициент гидравлического сопротив­ления определяется по формуле ВНИИгаза



Газ по трубам течет со скоростью 5-20 м/с и при этом число Рей-нольдса достигает больших величин (несколько миллионов), что позволяет первым членом в скобке пренебречь. В этом случае при к = 0.03мм



где D - внутренний диаметр трубопровода, мм.

При известных значениях давлений в начале и конце участка давле­ние в любой промежуточной точке можно определить из следующего уравнения




Из уравнения видно, что давление по длине газопровода меня­ется не линейно и среднее давление газа в этом случае определяется как среднегеометрическое




3.4. Течение многокомпонентных смесей

При разработке нефтяных и газовых месторождений на поверхность одновременно извлекаются:

жидкие углеводороды (нефть, конденсат);

газообразные углеводороды (метан, этан, этилен, пропан, бутан и другие газы);

вода.

Для характеристики добываемой продукции используются понятия:

о бводненности нефти





газового фактора




влажности газа

где Мв - масса извлекаемой воды; Мн - масса извлекаемой нефти;

Qг объем добываемого газа при стандартных условиях. Совместное течение жидкости и газа в трубах характеризуется вели­чинами объемного газосодержания ( ), истинного газосодержания ( ) и

параметра Фруда (Fr)


г де Qг - объемная производительность газа при Рср и Тср ; Qh - объемная производительность жидкости; F_г - площадь поперечного сечения трубы, занятая газом F - площадь поперечного сечения трубы ;


В зависимости от соотношения , Fr и угла наклона трубопровода наблюдаются следующие структуры газожидкостного потока:

1) пузырьковая (газ в виде мелких пузырьков движется по верхней образующей трубы и скорость течения газа V_г меньше скорости течения жидкости Vн,);

2) газовых пробок (V_г= V_H);

3) расслоенная с гладкой структурой раздела (газ занимает верхнее сечение трубопровода и течет со скоростью большей скорости течения жидкости);

4) расслоенная с волновой границей раздела (скорость течения газа на много больше скорости течения жидкости);

5) жидких пробок (жидкость перемещается в виде пробок в потоке га­за);

6) эмульсионная (жидкость движется в виде мелких капель равномер­но распределенных в потоке газа);

7) пленочного потока (часть жидкости движется в пристенном слое трубопровода, остальная несется потоком газа в виде мелких капель).

В вертикальных трубах структуры 3, 4 и 5 отсутствуют.

Структуры 1-5 характерны для нефтяных месторождений. Наиболее распространенными являются расслоенные структуры и пробок жидкости.

При условиях газовых месторождений имеют место эмульсионная и пленочная структуры.

Потери напора в двухфазовом потоке определяются по формулам од­нофазного потока при скорости течения V=V_CM Влияние другой фазы учи­тывается приведенным коэффициентом сопротивления



Совместное движение нефти и воды приводит к образованию эмуль­сии. По характеру дисперсной фазы (разобщенной) и дисперсионной сре­ды (сплошной) различают эмульсии двух типов:

- прямого типа (Н/В - нефть в воде);

- обратного типа (В/Н - вода в нефти).

В промысловых условиях эмульсии типа Н/В встречаются редко. Эмульсии, содержащие до 10% воды, по цвету не отличаются от нефти. При изменении содержания воды от 15 до 20% цвет эмульсии меняется от коричневого до желтого.

Стойкость эмульсии зависит от дисперсности системы, физических свойств нефти и воды, температуры и времени.

Размеры капель дисперсной фазы колеблются от 0.001 до 1.0 мм. Чем меньше диаметр капель, тем выше стойкость эмульсии.

Наличие в нефти эмульгаторов, образующих на поверхности капель воды адсорбционные защитные оболочки, препятствуют слиянию капель и этим увеличивают стойкость эмульсии. Естественными эмульгаторами яв­ляются асфальтены, смолы, парафин, комплексы металлов.

Повышение температуры эмульсии снижает механическую прочность адсорбционных оболочек, что приводит к снижению стойкости эмульсии.

В значительной степени стойкость эмульсии зависит от кислотности воды. Увеличение рН введением в эмульсию щелочи снижает механиче­скую стойкость адсорбционных оболочек.

С наличием адсорбционных оболочек связано явление "старения" эмульсии, так как толщина оболочек зависит от времени, "старение" эмульсии в начальный период происходит быстро, затем постепенно за­медляется и по истечении суток чаще всего прекращается.

При движении по трубопроводу стойкость эмульсии зависит от ско­рости ее течения. При V < Vmin эмульсия расслаивается. В общем случае Vmin зависит от содержания воды в нефти W_H , объемного газосодержания Р и числа Фруда Fr.

Поведение воды в расслоенном потоке также определяется скоростью течения продукции скважин в трубопроводе. В зависимости от вязкости и плотности нефти и угла наклона трубопровода вода либо уносится пото­ком, либо накапливается в восходящих участка труб. Скопление воды в трубах происходит при VKP - критическая скорость течения эмульсии. Расслоение эмульсии в трубопроводе и течение воды в нижней части труб нежелательно, так как приводит к так называемой "ручейковой коррозии".

3.5. Сепарация нефти и газа

Сепарация нефти и газа производится с целью доведения их свойств до кондиции, соответствующей техническим условиям на товарные нефть и газ. При этом происходит отделение попутного газа от нефти, конденса­та от газа, воды и механических частиц от нефти и газа. Работа промысло­вых нефтяных и газовых сепараторов основывается на использовании си­лы гравитации, инерционной и центробежной сил.

Инерция частиц жидкости и твердых частиц используется для их от-, деления от основного потока газа в так называемых жалюзийных насад­ках, представляющих собой направляющий аппарат, резко изменяющий направление движения потока. В силу своей инерции более тяжелые час­тицы ударяются о стенки направляющего аппарата, теряют скорость и опускаются в нижнюю часть насадки. Инерционные сепараторы чаще все-

го используются как вспомогательные в гравитационных или центробеж­ных сепараторах, предваряя или завершая основной процесс сепарации.

С илы гравитации используются практически во всех типах сепарато­ров. Под действием разности плотностей капли воды опускаются вниз, а пузырьки газа поднимаются вверх. Ориентировочно скорость движения частиц можно определить по формуле Стокса


где V_T - скорость перемещения частицы, м/с;

d - диаметр частицы, м;

- абсолютное значение разности плотностей частицы и среды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²; 7/ - динамическая вязкость среды, Па с.

Условием нормальной работы сепаратора является превышение ско­рости перемещения частицы V над встречной скоростью перемещения среды в сепараторе Vср
V_ч= 1.2 Vср
Большим недостатком гравитационных сепараторов является их от­носительно небольшая пропускная способность. Для интенсификации процесса сепарации используются центробежные силы. Для создания вращательного движения нефти или газа они вводятся в сепаратор танген­циально или через специальный направляющий аппарат. При вращении тяжелые частицы отбрасываются к стенкам сепаратора и по ней опускают­ся вниз. Чаше всего центробежные сепараторы используются для очистки газа, и получили название циклонных сепараторов. Пропускная способ­ность циклонного сепаратора определяется оптимальной скоростью дви­жения газа Vоп. При увеличении скорости движения газа до Vоп качество сепарации улучшается. Дальнейшее увеличение скорости приводит к чрезмерному эрозионному износу элементов сепаратора, к повышенным потерям давления и к ухудшению процесса сепарации. Оптимальная ско­рость составляет 15-25 м/с.

6. 3. Гидраты газов

Природный и попутный газ, при определенных сочетаниях темпера­туры и давления, способен образовать твердое соединение с водой - гид­рат.

По внешнему виду гидрат напоминает снег или лед. В гидратах моле­кулы газа удерживаются в полостях между молекулами воды Ван-дер-Ваальсовыми силами притяжения. Размеры этих полостей ограничены ве­личиной порядка 4.8-10"' - 6.9-10 м. Газ, молекулы которого превыша­ют эти размеры, образовать гидрат не может. Следствием этого является то, что газы тяжелее бутана (С4Ню) гидраты не образуют. С другой сторо­ны, увеличение плотности газа благоприятствует образованию гидратов, то есть гидраты образуются при более низких давлениях и более высоких температурах.

Рис. 3.1. Равновесные кривые гидратообразования

О существовании гидратов при данных значениях температуры и дав­ления судят по равновесным кривым гидратообразования (рис. 3.1).

Существование гидрата при данных значениях давления и температу­ры говорит только о возможности его образования. Образовываться гидрат будет только при наличии свободной (в виде капель) воды в газе, что воз­можно, если фактическое содержание воды в газе будет больше содержа­ния воды при полном насыщении газа. О содержании воды в насыщенном газе судят по номограммам равновесного содержания воды в газе (рис. 3.2).

Видим, что влагосодержание газа в насыщенном состоянии возраста­ет с понижением давления и повышением температуры.

Для предупреждения образования гидрата в газосборных сетях в газ вводят диэтиленгликоль (ДЭГ) или метиловый спирт (метанол).

В магистральных газопроводах избегают образования гидратов осушкой газа при подготовке до влагосодержания исключающего дости­жения им насыщенного состояния в условиях газопровода. w

Рис. 3.2. Номограмма влажности газа 3.7. Насосы и компрессоры

1. Классификация насосов и компрессоров.

По принципу действия насосы и компрессоры можно разделить на три группы: объемные, лопастные и струйные.

Объемные насосы в основном представлены тремя типами насосов и компрессоров: поршневыми, шестеренными и винтовыми.

Из лопастных машин получили наибольшее распространение центро­бежные, вихревые и пластинчатые насосы и компрессоры.

Насосы и компрессоры, работа которых базируется на вращательном движении рабочего органа, составляют группу ротационных насосов и компрессоров.

Достоинством поршневых насосов и компрессоров является высокий коэффициент полезного действия (г/ =0.8-0.9), большое развиваемое дав­ление (до 30 МПа), хорошая всасывающая способность, независимость развиваемого давления от производительности, независимость коэффици­ента полезного действия от вязкости жидкости.

К преимуществам лопастных насосов и компрессоров можно отнести простоту конструкции, малый вес, удобство соединения с приводом, большую производительность (до 12500 м³/час) и способность транспор­тировать загрязненные среды.

Особенностью конструкции струйных насосов и компрессоров явля­ется отсутствие движущихся деталей, привода и малые габариты, что по­зволяет их использовать в условиях, когда установка других насосов и компрессоров не возможна.

2. Насосы.

В нефтяной и газовой промышленности широко используются порш­невые и ротационные насосы. Для подъема нефти на поверхность исполь­зуются поршневые (штанговые) и центробежные насосы.

В наземных условиях нефть перекачивается в основном вихревыми и центробежными насосами. Во вспомогательных системах (смазки, гидро­системах) широко используются шестеренные и винтовые насосы.

Давление, развиваемое объемными насосами, определяется гидравли­ческим сопротивлением системы, по которой перекачивается жидкость, и ограничивается прочностью элементов системы (трубы, арматура) или корпуса насоса. Для защиты от чрезмерного давления на выходе насосов устанавливаются предохранительные клапана.

Производительность объемных насосов практически не зависит от развиваемого давления, определяется геометрическими размерами пере­мещаемых объемов (объем, замещаемый поршнем поршневого насоса, объем между зубьями шестерен и корпусом шестеренного насоса и объем между винтами и корпусом винтового насоса) и в общем случае может быть определена зависимостью



где V - объем жидкости, вытесняемый в трубопровод при одном дви­жении рабочего органа (поршень, шестерня, винт);

п - количество движений (ходов поршня, оборотов шестерни и винта).

Объемные насосы подают жидкость в систему неравномерно, в пер­вую очередь это относится к поршневому насосу. Для повышения равно­мерности подачи поршневого насоса используют насосы двойного дейст­вия и многоцилиндровые насосы (до трех). Кроме того, для сглаживания неравномерности подачи поршневых насосов на нагнетательной линии ус­танавливают воздушные колпаки.

Напор, развиваемый центробежным насосом, зависит от производи­тельности и определяется по комплексной характеристике (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Комплексная характеристика насоса

По характеристике насоса можно определить развиваемый насосом напор Н, потребляемую мощность N и коэффициент полезного действия насоса при любой производительности.

Напор, развиваемый насосом, практически не зависит от плотности перекачиваемой жидкости. Центробежные насосы обычно используются при вязкости жидкости менее 2 Ст.

Подбирают насосы исходя из условий работы (вязкость жидкости, за­грязненность, температура, производительность, давление), стремясь по­добрать насос, имеющий максимальный коэффициент полезного действия.

Требуемая мощность привода к насосу определяется уравнением



где N - требуемая мощность двигателя, Вт;

k - коэффициент запаса мощности, k = 1.05 - 1.15;

Q - производительность насоса, м³/с;
Н - напор, развиваемый насосом, м;

р - плотность жидкости, кг/м³;

Г/ - коэффициент полезного действия насоса.

3 Компрессоры.

Компрессорами называют машины для подачи сжатого газа. Наибольшее распространение получили поршневые и центробежные компрессоры.

При больших степенях сжатия (более трех) и малых производитель-ностях используются поршневые компрессоры. Степенью сжатия £ назы­вают отношение давления газа на выходе из компрессора к давлению на входе:



где Р_н - давление газа на выходе компрессора; Р_вх - давление газа на входе в компрессор.

Степень сжатия одной ступени поршневого компрессора ограничива­ется температурой газа после компримирования, так как она повышается с повышением давления:



где AT - повышение температуры газа, град.;

tqx- температура газа на входе в компрессор, К; к - показатель адиабаты сжатия, к« 1.35.

При увеличении степени сжатия компрессора с 3 до 5 и температуре газа на входе в компрессор 273 К температура газа повышается, соответст­венно, на 90 и 140 градусов. По этой причине степень сжатия одной сту­пени не превышает 5,0-5,5. Большая степень сжатия достигается много­ступенчатым сжатием с охлаждением газа между ступенями.

Рис. 3.4. Характеристика центробежного компрессора

При больших производительностях (более 50 м³/мин), средних и ма­лых давлениях применяются центробежные машины. Максимальная про­изводительность центробежных компрессоров достигает 50 млн.м /сут. В зависимости от степени сжатия центробежные машины принято называть:

- £ < 1.1 - вентиляторами,

- 1.1 < £ < 3.0 - нагнетателями,

- £ > 3.0 - компрессорами.

Степень сжатия центробежных компрессоров зависит от подачи и оп­ределяется по их характеристикам (рис. 3.4).

Работа центробежного компрессора с производительностью меньше минимальной (Q_M11H ) приводит к неустойчивой работе - помпажу. Работа компрессора в зоне помпажа не допускается из-за опасности его разруше­ния.

Мощность привода компрессора определяется из зависимости



где N - требуемая мощность двигателя, Вт;

п - показатель политропы сжатия, п= 1.25-1.31; Q_BX - производительность компрессора при условиях входа в ком­прессор, м³/с.

3.8. Механический расчет трубопроводов

В общем случае целью механического расчета (расчета на прочность) является оценка способности конструкции сохранять работоспособность при воздействии на нее определенных нагрузок.

В случае трубопроводов задача сводится к определению допустимых давлений нефти или газа при их транспорте при известной толщине стенок труб.

При проектировании трубопровода в результате механического рас­чета определяется толщина стенок труб.

Оценка работоспособности конструкции производится по величине напряжений, возникающих в ней под воздействием нагрузок.



где q - напряжение в стенках конструкции, Па;

N - сила, действующая перпендикулярно к поперечному сечению стенки конструкции, Н;

F - площадь поперечного сечения стенок конструкции, м.

Все нагрузки, действующие на трубопровод, разделяются на четыре группы:

постоянные - собственный вес труб и арматуры, предварительное на­пряжение, давление фунта;

временные длительные - внутреннее давление, вес продукта, темпера­турные воздействия, просадка и пучение грунта;

кратковременные - снег, ветер, гололед, нагрузки при очистке и испы­таниях;

особые - селевые потоки, оползни и другие.

В обязательном порядке учитывается внутреннее давление в трубо­проводе. Достаточно часто оценивается влияние изменения температуры на напряженное состояние трубопровода. Остальные нагрузки учитывают­ся в зависимости от конкретных условий и конструктивных схем трубо­провода (подводные, надземные трубопроводы).


Рис. 3.5. Схема механического расчета трубопровода

Под действием нагрузок в стенках труб возникают усилия^направлен-ные вдоль оси трубопровода - продольные (N_n) и тангенциально к стенкам - кольцевые (N_K) (рис. 3.5),

N_K=P, N_n= PD...L , где Р - давление в трубопроводе, МПа;
D_BH - внутренний диаметр труб, м; L - длина трубопровода. Площади поперечного сечения, на которые действуют эти силы,

F_K = 2S-L, (3.41) F_n=x-D_sa6, (3.42)

где F_K - площадь поперечного сечения труб, на которую действуют кольцевые силы, м ;

рп - площадь поперечного сечения трубы, на которую действуют продольные силы.

В соответствии с (3.38)

_а -LJ?*L_t

(3.43) ^к 7.8

(3.44)

Видим, что кольцевые напряжения всегда больше продольных на­пряжений, следовательно, проверку работоспособности трубопровода сле­дует производить по кольцевым напряжениям.

Прочностные свойства металла характеризуются пределом прочности (сг_вр) и пределом текучести (сг_т).

Различают три предельных состояния конструкции:

1- под действием нагрузок конструкция разрушается а > сг_вр;

2- под действием нагрузок конструкция деформируется, что исключа­ет ее дальнейшую эксплуатацию сг > <т_т;

3- под действием нагрузок в материале конструкции образуются тре­щины, исключающие ее дальнейшую эксплуатацию.

Трубопроводы рассчитываются по первому предельному состоянию. В этом случае должно выполняться условие а < <т_вр.

Такая постановка задачи не может гарантировать работоспособность трубопровода.

Во- первых, это связано с непостоянством нагрузки трубопровода. В процессе эксплуатации давление в трубопроводе может кратковременно превышать рабочее. При расчетах принимается расчетное значение давле­ния Рр с учетом коэффициента запаса Р_р= пР. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 п= 1.10-1.15.

Во- вторых, это зависит от условий работы трубопровода, неоднород­ности металла труб и сложности трубопровода. Для учета этих факторов введено понятие расчетного сопротивления трубопровода

Ri=cr

ВР

(3.45)

где ri - расчетное сопротивление металла труб, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в зависимости от его категории (т = 0.9 для третьей и четвертой категории, m = 0.6 для первой и второй категории и m = 0.75 для высшей категории);

ki - коэффициент безопасности по материалу, определяемый в за­висимости от материала и способа изготовления труб (k|= 1.34 - 1.56);

k_H - коэффициент надежности, зависящий от диаметра и рабочего давления трубопровода (k_H= 1.00 - 1.15).

С учетом сказанного условие прочности трубопровода запишется следующим образом:

25 Приняв D_BH= D_H - 2 8 и решив относительно толщины стенки, полу-

чим

8 =

nPD

, + пР)

(3.46)

При определении толщины стенок сосудов высокого давления учиты­вается возможность их коррозии и неравнопрочность сварных швов

вн

с ,

(ЗЛ7)

где R - расчетное сопротивление металла сосуда;

(р = 0.95 - коэффициент запаса прочности сварного шва; с = 2-Змм - прибавка на коррозию.