8 Трубопроводный транспорт нестабильных жидкостей и эмульсий (1). 8 Трубопроводный транспорт нестабильных жидкостей и эмульсий 1 Расчет составов многокомпонентных смесей

• Название: 8 Трубопроводный транспорт нестабильных жидкостей и эмульсий 1 Расчет составов многокомпонентных смесей
• Дата: 21.12.2022
• Размер: 113.57 Kb.
• Имя файла: 8 Трубопроводный транспорт нестабильных жидкостей и эмульсий (1).docx
• Тип: Документы; #857332

8 Трубопроводный транспорт нестабильных жидкостей и эмульсий
8.1 Расчет составов многокомпонентных смесей
Нефть и газовый конденсат являются многокомпонентными смесями. Их состав выражается в массовых, молярных и объемных долях.

Массовая доля i – го компонента в смеси равна по формуле:
(1)
где – масса i – го компонента в смеси;

r – число компонентов смеси.
Молярная доля i – го компонента в смеси находиться аналогично по формуле:
(2)
где – число молей i – го компонента в смеси;

r – число компонентов смеси.
Число молей находиться по формуле:
(3)
где – молярная масса i – го компонента в смеси.
Объемная доля i – го компонента в смеси находиться по формуле:

(4)
где – объем i – го компонента при заданном давлении Р и температуре Т смеси.
Массовое, молярное и объемное содержание компонентов в смеси связано между собой. Выражая из формулы (3) и подставляя в формулу (1), с учетом что – молярной массе смеси, получим:
(5)
или обратную ей:
(6)
Учитывая, что массу i – го компонента смеси можно выразить, с одной стороны, как , а с другой стороны, как , получим:
(7)
где – плотность i – го компонента смеси при рассматриваемых условиях.
Следовательно, объемная доля i – го компонента в смеси:

(8)
Поделив числитель и знаменатель из формулы (8) на , получим:
(9)
Для газовых смесей при давлении Р≤ 0,6 Мпа найдем по формуле:
(10)
где – универсальная газовая постоянная.
После сокращение для газовых смесей, как частный случай, получаем .

Зависимость от , получим выразив из формулы (7) и подставив полученное выражение в формулу (2), что дает:
(11)
Связь между объемной и массовой долей i – го компонента в смеси получим, подставив в формулу (4) и поделив числитель и знаменатель на , что дает
(12)
Обратная зависимость имеет вид

(13)
Сведения о величинах параметров индивидуальных компонентов газонефтяных и газоконденсатных смесей приведены в таблице 1
Таблица 1 – Некоторые параметры компонентов нефтегазовых и газоконденсатных смесей

Компонент	Молярная масса , кг/кмоль	Критические параметры			Свойства в жидкой фазе при стандартных условиях			Парахор Pchi		Вязкость газа при нормальных условиях
		Температура , К	Давление , Мпа	Плотность , кг/м3		Вязкость
N2	28,02	126,1	3,46	467		0,050	41,0		0,0170
CO2	44,01	304,2	7,50	578		0,100	78,0		0,0140
H2S	34,08	373,6	9,00	783		-	-		0,0110
CH4	16,04	190,7	4,58	-		0,033	70,4		0,0104
C2H6	30,07	306,0	4,68	-		0,055	110,4		0,0086
C3H8	44,09	369,8	4,34	508		0,093	150,8		0,0075
i-C4H10	58,12	407,2	3,72	563		0,174	181,5		0,0068
n-C4H10	58,12	425,2	3,57	584		0,180	190,3		0,0068
i-C5H12	72,15	461,0	3,28	625		0,224	229,8		0,0063
n-C5H12	72,15	470,4	3,30	631		0,240	231,3		0,0063
C6H14	86,18	507,6	3,03	664		0,360	478,4		0,0055

При смещении G₁ (кг) нефти состава с молярной массой M_см1 и G₂ (кг) нефти состава с молярной массой M_см2 массовая доля i – го компонента в образующейся смеси находиться по формуле:
(14)
Если состав смешиваемых нефтей задан в молярных долях, то молярная доля в образующейся смеси находиться по формуле:
(15)
а ее молярная доля по формуле:
(16)

8.2 Фазовые переходы в многокомпонентных углеводородовых смесях
Фазовые переходы (выделение из нефти растворенного газа, конденсации части газа при компримировании и т.п) описывается уравнением фазовых концентраций по формуле:
(17)
где – молярная масса i – го компонента в исходной смеси;

– мольная доля газовой фазы;

– константа фазового равновесия i – го компонента при заданных давлении Р и температуре Т.
Для нахождения мольной доли газовой фазы удобнее решать объединенное уравнение по формуле:
(18)
Из него, как частные случаи, вытекают условие начала выделения растворенного газа ( = 0)
(19)
и условие начала конденсации многокомпонентного газа ( = 1)
(20)
Прежде чем решать уравнение по формуле (18) необходимо убедиться, что многокомпонентная смесь находиться в двухфазном состоянии. В этом случае должны выполняться неравенства
(21)
Уравнение (18) решается относительно методом последовательных приближений.

При решении по формуле (18) важно правильно вычислить константы фазового равновесия . Для этого можно воспользоваться номограммами Де-Пристера, Вина, Американского нефтяного института, атласами NAGA и ВНИИГаза или табличными данными.

При давлениях не менее 2 Мпа и температурах от 263 К до 313 К можно воспользоваться формулой (22), полученной для семи с давлением схождения 68,95 Мпа:
(22)
где – числовые коэффициенты, постоянные для каждого компонента смеси (таблица 2).
Таблица 2 – Величины коэффициентов в уравнении

Компонент
N2	541,940	2,048	-0,9223
CO2	51,990	3,054	-0,9567

Продолжение таблицы 2

Компонент
H2S	18,542	5,317	-0,9452
CH4	146,581	1,979	-0,9699
C2H6	18,542	5,317	-0,9452
C3H8	4,582	6,875	-0,9256
i- C4H10	1,367	8,829	-0,8287
n- C4H10	0,9678	9,024	-0,8612
i- C5H12	0,3215	10,328	-0,8158
n- C5H12	0,2157	12,159	-0,8192

Практически неделимый хроматографическими методами остаток «гексан плюс высшие» считаются одним компонентом. Для него , а величины рассчитываются через молярную массу по зависимостям из формулы:


(23)
Сравнение расчетных и экспериментальных величин показало, что формула (22) с табличными значениями дает хорошее совпадение для нефтей Поволжья и Оренбургской области.

Для нефтей Западной Сибири расчет констант фазового равновесия рекомендуется вести по формуле:
(24)
где – расчетные коэффициенты, зависящие только от давления

(25)

(26)
где – расчетный коэффициент, величина которого зависит от температуры и природы i – го компонента.
(27)
где – независимые от условий разгазирования величины, характеризующие природу i – го компонента, описаны в таблице 3.
Таблица 3 – Рекомендуемые величины

Компанент			Компанент
N2	261,1	60,6	i-C4H10	1131,7	261,4
CO2	326,2	107,8	n-C4H10	1196,1	272,7
H2S	631,1	183,9	i-C5H12	1315,5	301,2
CH4	166,7	52,2	n-C5H12	1377,8	309,2
C2H6	636,1	168,3	C6H14	1468,7	514,0
C3H8	999,4	230,8	-	-	-

После нахождения мольной доли газовой фазы вычисляют содержание каждого компонента в жидкой (x_i) и газовой (y_i) фазах
(28)
А также объем газа, приходящийся на 1 м³ жидкой фазы при условиях фазового перехода по формуле:
(29)
где – молярные массы газовой и жидкой фаз;

– 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, вязкость, коэффициент сжимаемости, давление насыщения.

Молярные массы фаз являются аддитивными величинами, т.е определяются по правилу пропорционального сложения:
(30)
Сведения о молярных массах компонентов представлены в таблице 1. Молярная масса условного компонента С₆₊ зависит от его состава и условий фазового перехода. При температуре не более 293 К величину М_С6+ в газовой фазе принимать равной молярной массе гексана. При повышенных температурах (T >293 К)
(31)
где константа фазового равновесия условного компонента
Молярная масса условного компонента С₆₊ в жидкой фазе находиться через молярную массу исходной смеси по формуле:
(32)
Плотность жидкой фазы вычисляется по формуле Стендинга и Катца:

(33)
где фиктивная плотность жидкой фазы при стандартных условиях
(34)
где поправки соответственно на температуру и давление
(35)

(36)
Величина называется фиктивной потому, что легкие углеводороды, азот, углекислый газ при стандартных условиях не могут быть жидкостью.

Плотности индивидуальных углеводородов для подстановки в формулу (34) берутся из таблицы 1.

Величины фиктивных плотностей метана и этана в общем случае зависят от компонентного состава жидкой фазы и вычисляются по формулам


(37)
где молярная масса жидкой фазы без метана и не углеводородных компонентов;

величина без этана.

Более просто величины и находятся по методике Сиб-НИИ НП


(38)
Однако в этом случае для нахождения по формуле (34) требуется решать трансцендентное уравнение.

Учитывая незначительное содержание метана и этана в жидкой фазе при интересующих нас давлении и температуре, с достаточной для инженерных расчетов можно принять кг/м³, кг/м³.

Плотность условного компонента С₆₊ в жидкой фазе вычисляется по формуле Крего:
(39)
Плотность газовой фазы при условиях фазового перехода
(40)
где плотность газа при нормальных условиях
(41)
где коэффициент сжимаемости газа
(42)

где приведенные соответственно давление и температура
(43)
где критическое давление и температуры i – го компонента находятся по таблице 1.
Для условного компонента С₆₊ критические параметры вычисляют по корреляционным зависимостям:



Динамическая вязкость жидкой фазы приближено может быть найдена по формуле Кондела-Монроэ находиться по формуле:
(45)
где динамическая вязкость i – го компонента в таблице 1.
Для фиктивного компонента С₆₊ величину динамической вязкости можно вычислить по формуле СибНИИ НП
(46)
Для жидкой фазы, содержащей растворенный газ, можно так же пользоваться формулой

(47)
а для жидкостей, разгазированных при атмосферном давлении:
(48)
где плотность воды.
В формулах (46) – (48) динамическая вязкость рассчитывается в мПа с.

Учитывая приближенный характер по формулам (47), (48), можно рекомендовать для нахождения динамической вязкости при температуре Т подставлять в них плотность жидкой фазы при этой же температуре.

Динамическая вязкость газовой фазы при нормальных условиях находиться по формуле:
(49)
Вязкость условного компонента С₆₊ в газовой фазе можно принять равной 0,0057 .

Давление насыщенной жидкой фазы при заданной температурой находиться методом последовательных приближений из уравнения
(49)
8.4 Расчет параметров нефтегазовых и газоконденсатных смесей по результатам разгазированных проб
Нередко динамическая вязкость и плотность дегазированной нефти (или стабильного газового конденсата) заданы. В этом случае свойства нестабильных жидкостей рассчитывают в зависимости от количества растворенного газа и с учетом его плотности.

Количество растворенного газа характеризуется величиной газового фактора Г. Это отношение объема газа, выделившегося из нестабильной жидкости при стандартных условиях, к объему жидкой фазы, приведённое к нормальным условиям.

Расчетным путем величина газового фактора при нормальных условиях находиться как:
(50)
где мольная доля газовой фазы, найдена по формуле (18) при стандартных условиях.
Величина газового фактора связана с давлением насыщения P_s по формуле:
(51)
где эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам разгазирования проб нестабильной жидкости.
При коэффициент коэффициенту растворимости газа в углеводородной жидкости при Т = 239К. Приближенная оценка величины в нм³/(м³·Мпа) для нефти может быть сделана по формуле:
(52)

где н, г – относительные (по воде) плотности нефти (при 239К) и растворенного газа.

Более точно, хотя и более сложно, коэффициент растворимости газа и нефти при 293К в нм3/(м3 * Мпа) может быть вычислен следующим образом
К_р = 0,0093 + 0,934 t₁ + 3.634 10^-5 t₁ t₂, (53)
где t₁, t₂ – расчетные коэффициенты:

t₁ = 0,172 - 0,30z₂ + 1,006z₁ + 0,624 10^-3 z₁ z₂;

t₂ = 0,179 + 0,999z₃ – 0,024z₄ + 0,654 10^-3z₃z₄;

z₁ = 2,112 – 0,345у₁ + 0,678у₃ + 0,041у₁у₃ + 0,904 10^-2 – 0,023 ;

z₂ = 2,532 + 0,360у₂ – 0,726 10^-2у₁ + 0,035 у₁у₂ - 0,011 + 0,105 10^-3












х_N, х_с – объемная доля в растворенном газе соответственно азота и метана.

При известном газовом факторе давление насыщения газонасыщенной нефти при температуре 293 К



(54)
С увеличением температуры величина давления насыщения растет



(55)

где – температурная поправка давления насыщения, для нефтей (МПа/град)


Для газовых конденсатов величина давления насыщения рассчитывается по формулам (3.23, 3.24).

Плотность нестабильных жидкостей может быть рассчитана по формуле



(56)

где – плотность стабильной жидкости;

В_к – объемный коэффициент, показывающий во сколько раз увеличивается объем стабильной жидкости при растворении газа в ней. Для нефтей



(57)

а нестабильного газового конденсата



(58)

где а_в, в_в, с_в – расчетные коэффициенты, полученные при обработке номограммы Стендинга






,

Величина В_к вычисляется по формуле 57 при 293 К.

Климатическая вязкость газонасыщенной нефти V_s(мПа при температуре Т может быть рассчитана через вязкость дегазированной нефти при той же температуре V_s(мПа по формуле

= v

где Z – расчетный коэффициент



(59)

где v – относительная (по воде) кинематическая вязкость дегазированной нефти при расчетной температуре.

Кинематическая вязкость газовой фазы составляет (мПа



(60)

где – расчетный коэффициент, равный



– плотность газа при стандартных условиях.

8.5. Особенности технологического расчета изотермической перекачки нестабильных жидкостей.
При транспортировке нестабильных жидкостей в каждой точке трубопровода должно поддерживаться давление, превышающее давление насыщения P_s при температуре перекачки. Поэтому уравнение баланса напоров в данном случае имеет вид



(61)

где Р_sр – плотность нестабильной жидкости при расчетной температуре;

Н_стS, i_s – соответственно расчетный напор одной стадии и гидравлический уклон при перекачке нестабильной жидкости.

Отсюда необходимое расчетное число насосных станций



(62)

Нетрудно видеть, что если отпустить индекс «s», то формула 62 нечем не отличается от аналогичной формулы (5.32) для случая перекачки дегазированных нефтей. Поэтому все рассуждения относительно округления расчетного числа насосных станций, приведённых в главе 5, справедливы и для случая перекачки нестабильных жидкостей. Однако необходимо иметь в виду, что из-за невозможности закачки нестабильных жидкостей в атмосферные резервуары, число эксплуатационных участков N_э не может быть больше одного.

При давлении, превышающем давление насыщения, нестабильные жидкости ведут себя как капельные. Поэтому расчет величины i_s и Н_стS может быть выполнена по формуле (5.18) и (5.30) соответственно, но при постановке в них параметров нестабильной жидкости: расход Q_s и кинематической вязкости v_s.

Расчетный часовой расход нестабильной жидкости Q_s находится по формуле



(63)

где – массовый годовой расход нестабильной жидкости



(64)

P₂₉₃ – плотность стабильной жидкости при 293К

Поскольку при транспортировке нестабильных жидкостей подпор основных насосов увеличен на P_s/p_spg, то рабочее давление на выходе головной насосной станции



(65)

Так как величина может достигать 2…3Мпа то число основных насосов может быть меньше 3-х.
8.6. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии.
Из подавляющего большинства скважин извлекается обводненная нефть. При этом образуется высокодисперсные стойкие эмульсии, которые ведут себя как однородные жидкости, и грубодисперсные неустойчивые нефтяные эмульсии.

Гидравлический расчет трубопроводов для перекачки высокодисперсных эмульсий выполняется также, как и для однофазных жидкостей, но с использованием физических свойств стойких нефтяных эмульсий.

Для грубодисперсных неустойчивых нефтяных эмульсий гидравлический расчет трубопроводов ведется с учетом эффекта гашения турбулентных пульсаций дисперсионной среды каплями дисперсной фазы.

Исходными данными для гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии, являются: его внутренний размер d и длина L, разность геодезических отметок конца и начала трубопровода , плотность нефти p и пластовой воды р_в, динамическая вязкость нефти и пластовой воды , межфазное натяжение Q_н и пластовой воды Q_в.

Последовательность гидравлического расчета трубопроводов для перекачки нефтяных эмульсий следующая.

Объемная доля воды в эмульсии



(66)

Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при котором происходит инверсия фаз



(67)

Если , то тип эмульсии – «вода нефти», в которой нефть - дисперсионная среда (в дальнейшем индекс «с»), вода – дисперсная фаза ( индекс «ф») и объемная доля дисперсной фазы .

Если же , то тип эмульсии – «нефть в воде», в которой дисперсионная среда – вода, дисперсная фаза – нефть, а объемная доля дисперсной фазы .

Плотность эмульсии

Р_э = Р_с (1- ) + Р_ф

(68)

Динамическая вязкость



(69)

Средняя скорость эмульсии



(70)

Число Вебера



(71)

Первое приближение величины среднего объемного-поверхностного диаметра капель эмульсии (без учета эффекта гашения турбулентности)

d₁ = 1.4 d We^0.6

(72)

Дополнительное напряжение сдвига эмульсии при 0,524

– 0.102)

(73)

0,524, то =0

Параметры Илюшина



(74)

Число Рейнольдса при течении эмульсии



(75)

Наличие или отсутствие эффекта гашения турбулентности определяется по параметру Медведева

/

(76)

Если 0,46, то эмульсия является плотной и эффект гашения турбулентности отсутсвует