Фізико-хімічні властивості нафти газу води та їх сумішей

Фізико-хімічні властивості нафти, газу, води та їх сумішей

Способи вираження складів сумішей і зв'язок між ними

Склад суміші характеризується числом компонентів суміші і їх співвідношенням. Співвідношення визначаються частками: масової, об'ємної, молярної. Сума часток усіх компонентів суміші дорівнює 1.

Масова і молярна частки

Масова частка i-го компонента в суміші:

_i (1.1)

m _i - маса i-го компонента в суміші

r - число компонентів в розчині

Молярна частка i-го компонента в суміші дорівнює:

_i (1.2)

n _i - число молей i-го компонента в суміші

n _i = m _i / M _i (1.3)

З 1.2 з урахуванням 1.1 та 1.3 слід:

(1.4)

(1.5)

Масова і об'ємна частки

Об'ємна частка для сумішей, що підкоряються правилу адитивності, визначається таким чином:

(1.6)

V _i - обсяг i-го компонента перед змішуванням при заданих температурі і тиску суміші.

Так як ( - Щільність i-го компонента при заданій температурі і тиску)

(1.8)

(1.9)

Об'ємна і молярна частки

(1.10)

Для газоподібних продуктів у першому наближенні можна прийняти, що в діапазоні тисків, мало відрізняються від атмосферного, ставлення молярної маси газу до його щільності практично постійно, тобто const, отже, для суміші газів

(1.13)

Перемішування газонафтових сумішей різного складу

Для розрахунку складів сумішей, які утворюються в результаті перемішування r сумішей користуються такими формулами:

Для сумішей газів в нормальних (стандартних) умовах

(1.14)

Для сумішей нафт

(1.15)

N _ij N _is, - молярна частка i-го компонента в j-розчині і в суміші, що отримується в результаті змішування розчинів r (газів, нафт); V _j - обсяг j-розчину при нормальних (стандартних) умовах; n _j - число молей j-нафти.

Рівняння 1.15 є загальним і справедливо для сумішей речовин у будь-яких агрегатних станах. Наприклад, при перемішуванні пластових нафт різних свердловин, що працюють в єдиний збірний колектор, склад получающегося нафтового газу може бути розрахований за формулою 1.16:

1.16

Q _{н j} - дебет сепарований нафти j-свердловини; Г _j - газосодержание пластової нафти j-свердловини (обсяг газу приведений до нормальним або стандартних умов).

При видаленні з суміші окремих компонентів повністю або частково, молярні частки залишилися компонентів можна розрахувати за рівнянням 1.17:

1.17

N _i молярна частка i-го компонента в суміші первісного складу N _{i уд} - молярна частка частини i-го компонента, що видаляється з суміші: повністю

N _i = N _{i уд,} частково - N _{i уд} N _i

газосодержание нафти та її об'ємний коефіцієнт

Газосодержание нафти визначають як відношення обсягу газу, що виділяється з пластової нафти в результаті її одноразового розгазування при температурі 20 ^о С і атмосферному тиску до обсягу сепарований нафти:

Г ₀ = V _г / V _н (1.18)

V _г - об'єм газу одноразового розгазування при температурі 20 ^о С і атмосферному тиску (м ^3), V _н - обсяг сепарований нафти, що залишається після одноразового розгазування при температурі 20 ^о С і атмосферному тиску (м ³⁾

Масову частку розчиненої в нафті газу можна визначити за формулою 1.19:

(1.19)

m _н, m _г - маси сепарований нафти і газу (кг), _н - щільність сепарований нафти в стандартних умовах (кг / м ^3), _г - густина газу одноразового розгазування при температурі 20 ^о С і атмосферному тиску (кг / м ³⁾

Молярна частка розчиненої в нафті газу визначається за формулою:

1.21

М _нг - молярна маса нафти з розчиненим у ній газом, М _г - молярна маса газу (кг / кмоль). Якщо невідома молярна маса нафти з розчиненим у ній газом, то молярну частку розчиненої в нафті газу можна розрахувати за рівнянням 1.22:

(1.22)

М _н - молярна маса дегазованої нафти.

Молярну масу пластової нафти можна визначити з 1.21 і 1.22

(1.23)

Оскільки молярний об'єм газу в стандартних умовах (20 ^о С, 0,1 МПа) можна прийняти рівним 24,05 м ³ / кмоль, з 1.22 слід

(1.24)

Для визначення молярної маси пластової нафти з 1.23 слід

(1.25)

фізико-хімічні властивості пластових вод

Склад:

Аніони: ВІН ^-, С L ^-, SO ₄ ^{2 -,} CO ₃ ^{2 -,} HCO ₃ ^-

Катіони H ^+, K ^+, Na ^+, NH ₄ ^+, Mg ^{2 +,} Ca ^{2 +,} Fe ^{2 +} і ін.

Мікроелементи Br ^-, J ^- і ін

Колоїдні частинки SiO _2, Fe ₂ O _3, Al ₂ O ₃

Розчинені гази: СО _2, H ₂ S, CH _4, H _2, N ₂ та інших

Мінералізація води

Під мінералізацією води (М) розуміють загальний вміст розчинених у ній солей. За В.І. Вернадському природні води в залежності від масового утримання (%) в них розчинених речовин ділять на:

Прісні - М 0,001 0,1

Мінералізовані - м 0,1 - 5

Розсоли - М 5 35

Поняття про еквівалентної масі і еквіваленті іонів

Еквівалентом іонів речовини (Е), диссоциированного у воді, називається їх молекулярна маса або частину її, відповідна одиниці валентності. Або інакше, еквівалентом іона називається відношення молекулярної маси іона до його валентності в цiй хімічної реакції. Для визначення Е потрібно молекулярну масу іона, підраховується як сума атомних мас елементів, його складових, розділити на валентність іона (n _и) в даній реакції:

Е = М _і / n _і

Щоб висловити вміст іонів речовини в розчині в міліграм-еквівалентах на кілограм (мг-екв/кг), потрібно кількість міліграмів іонів речовини в кілограмі розчину розділити на його еквівалент:

q _{е i} = (1.26)

де q _{е i} - Концентрація i-тих іонів в розчині (мг-екв/кг), q _i - масова частка i-тих іонів у розчині, m _i - маса i-тих іонів в розчині (кг), m _в - маса води в розчині ( кг), k - число різновидів іонів розчинених у воді речовин, q _i 10 ³ - вміст i-тих іонів в розчині (мг / кг). Значення еквівалентів попутних вод нафтових родовищ наведено нижче.

Відсоток-еквівалентна форма подання сольового складу води виходить таким чином:

A _i = ; K _j = ; (1.27)

Де A _i, K _j - відсоток-еквівалентна частка i-аніону і j-катіона відповідно, r _Ai, r _Kj - число міліграм-еквівалентів в літрі розчину i-аніону і j-катіона відповідно (мг-екв / л), - Сума міліграм-еквівалентів всіх катіонів і анаіонов в літрі розчину (мг-екв / л).

Жорсткість води

Жорсткістю води називається сумарна кількість містяться у воді катіонів кальцію і магнію, виражене в молях на кілограм (літр) розчину.

Залежно від співвідношення між загальною жорсткістю води Ж _о і вмістом у ній іонів НСО нафтопромислові стічні води можна розділити на дві групи:

Ж _о - Жорсткі

Ж _о - Лужні води

Для вод першої групи розрізняють твердість загальну Ж _о, карбонатну Ж _к і некарбонатну Ж _нк, кальцієву Ж _Са і магнієву Ж _Mg.

Для вод другої групи поняття карбонатної і некарбонатну жорсткості втрачає сенс, тому вони характеризуються тільки загальної кальцієвої і магнієвої жорсткістю.

Між різними жорсткостями існує зв'язок:

Ж _{о =} Ж _до + Ж _нк = Ж _Са + Ж _Mg

Показник вмісту водневих іонів

Важливою характеристикою хіміческіго складу пластової та стічної вод є вміст у ній водневих іонів. Частина молекул води знаходиться в дисоційованому стані:

Н ₂ О = Н ⁺ + ОН ^-

Стан рівноваги при даній температурі характеризується константою:

К = (1.28)

Де С _{Н +,} С _ОН-- концентрація іонів водню і гідроксиду у воді відповідно, моль / л; З _Н2О - концентрація молекул води, моль / л.

Концентрація води постійна і дорівнює 55,56 моль / л. тому з (1.28) слід

Кв = 55,56 К = С _{Н +} + С _ОН-, де Кв - іонний добуток води (табл. 2).

Таблиця 2 Іонний добуток води

При нейтральній реакції концентрації іонів водню і гідроксиду рівні, отже З _{Н +} + С _ОН-= (С _{Н +)} ^2. Так як при температурі 22оС Кв = 10 ^-14, то С _{Н +} = 10 ^-7 моль / л. від'ємне значення логарифма концентрації водневих іонів позначається рН.

рН =- lg З _{Н +} (1.29)

Отже, реакції водних розчинів при 22оС за допомогою цього показника будуть характеризуватися наступним чином:

рН = 7 - нейтральна, рН 7 - лужна; рН 7 - кисла.

Фізичні властивості пластових і стічних вод

Щільність води пластової (мінералізованою) залежно від солевмісту може бути розрахована за формулою:

де - Щільність дистильованої води при 20 ^о С, кг / м ^3, S - концентрація солі в розчині, кг / м ^3.

У діапазоні температур 0-45 ^о С щільність водних розчинів солей нафтових родовищ змінюється мало, тому в першому наближенні вплив температури може бути враховано наступним чином:

(1.30)

де і щільність мінералізованої води при температурі t і 20 ^о С відповідно, кг / м ^3.

В'язкість мінералізованої води може бути розрахована наступним чином:

при

(1.31)

(1.32)

де -В'язкість мінералізованої води при температурі t, мПа * с; - В'язкість дистильованої води при температурі t; - Різниця між щільністю мінералізованою і дистильованої вод при 20 ^о С, кг / м ³ ( ); - Параметр, що визначається за формулою:

(1.33)

при

(1.34)

де А ( ) - Функція, значення якої залежить від температури і щільності:

при 0 t 20 ^о C

(1.35)

при 20 t 30 ^о C

(1.36)

при t 30 ^о C

(1.37)

кореляційні зв'язки фізико-хімічних властивостей нафти

Вплив температури на щільність сепарований нафти

Щільність сепарований нафти в залежності від температури можна розрахувати виходячи з визначення коефіцієнта термічного розширення нафти

(1.38)

де , щільність сепарований нафти при 20оС і температурі t відповідно, кг / м ^3, - Коефіцієнт термічного розширення нафти, залежністю якого від температури в діапазоні 10 - 120оС можна знехтувати і розраховувати його за формулами:

(1.39)

Вплив вмісту газу на зміну обсягу нафти при постійних температурі і тиску

Для розчинення в нафті газу необхідно підвищити тиск і привести систему в рівновагу. Збільшення тиску зменшує обсяг нафти, розчинення ж у ній газу збільшує його. Ці два процеси протилежної зміни обсягу нафти можна врахувати окремо введенням двох різних коефіцієнтів: стисливості нафти і «набрякання» її.

Таким чином, обсяг нафти при розчиненні в ній газу при постійних тиску і температурі газонасиченості Г _про можна розрахувати за формулою:

(1.40)

де V - Обсяг сепарований нафти при постійних тиску і температурі в системі, м ^3; Г ₀ - відношення обсягу газу, розчиненого в нафті до обсягу цієї нафти, приведені до стандартних умов; - Коефіцієнт зміни обсягу нафти через зміну її насиченості газом.

(1.41)

де - Щільності нафти і газу, растворяемого в нафті, при 20 ^о С і 0,1 МПа, кг / м ^3.

Зменшення обсягу сепарований нафти ( V _p) через стиснення її до певного тиску (p _пл) розраховують за формулою:

(1.42)

де - Коефіцієнт стисливості сепарований нафти (можна прийняти рівним 6,5 * 10 ^-4 Мпа ^-1).

Збільшення обсягу нафти через її нагрівання до температури t _пл розраховують за формулою:

(1.43)

де - Коефіцієнт термічного розширення нафти

Гадану щільність розчиненого газу визначають за формулою

(1.44)

Об'ємний коефіцієнт нафти можна розрахувати за формулою

(1.45)

де p - тиск в системі, МПа; t - температура, ^о С

для нафти в пластових умовах об'ємний коефіцієнт у першому наближенні можна розрахувати за формулою:

(1.46)

Щільність нафти з розчиненим у ній газом розраховують за формулою

(1.47)

Молярна маса нафти

Молярна маса сепарований нафти (кг / кмоль) в результаті її одноразового розгазування при 20 ^о С до атмосферного тиску може бути розрахована за формулою:

(1.48)

де - В'язкість сепарований нафти при стандартних умовах, мПа * с

Молярну масу пластової нафти можна розрахувати за формулами, аналогічним (1.48):

, Якщо мПа * с (1.49)

, Якщо мПа * с (1.50)

або по двухпараметріческой формулою

(1.51)

При відсутності даних по молярної масі сепарований нафти та її в'язкості, а також щільності газонасиченої нафти молярну масу пластової нафти можна визначити за формулою:

(1.52)

Залежність в'язкості сепарований нафти від температури

Задовільна зв'язок між в'язкістю сепарований нафти і температурою описується рівнянням Вальтерра:

(1.53)

де - Відносна кінематична в'язкість сепарований нафти при температурі t, чисельно збігається з кінематичною в'язкістю нафти, вираженої в мм ² / сек; а ₁ а ₂ - емпіричні коефіцієнти, які залежать від складу нафти. Для застосування формули (1.53) необхідно знання експериментальних значень в'язкості нафти при двох температурах, підставляючи які в (1.53) можна визначити коефіцієнти а ₁ і а _2.

Використовуючи два експериментальні значення в'язкості нафти при двох температурах 20 і 50 ^о С, температурну залежність динамічної в'язкості сепарований нафти можна описати рівнянням (1.54):

(1.54)

де - Відносні динамічні в'язкості сепарований нафти при атмосферному тиску і температурах 20, 50 і t ^о С відповідно, чисельно рівні динамічної в'язкості сепарований нафти, вираженої в мПа * с.

Якщо відомо тільки одне експериментальне значення в'язкості нафти при якій-небудь температурі t _0, то значення її при іншій температурі t можна визначити за формулою (1.55):

(1.55)

де , - Динамічна в'язкість нафти при температурі t і t _0, а і С - емпіричні коефіцієнти: при 1000мПа * с = 10 1/мПа * с; а = 2,52 * 10 ^-3 1 / ^о С; при 10 1000мПа * с = 100 1/мПа * с; а = 1,44 * 10 ^-3 1 / ^о С; при З = 1000 1/мПа * с; а = 0,76 * 10 ^-3 1 / ^о С.

При відсутності експериментальних даних для орієнтовних оцінок в'язкості нафти при 20оС і атмосферному тиску можна користуватися такими формулами:

Якщо кг / м ^3,

то (1.56)

Якщо кг / м ^3,

то (1.57)

Де - В'язкість і щільність сепарований нафти при 20 ^о С і атмосферному тиску, мПа * с і кг / м ³ відповідно.

В'язкість газонасиченої нафти

За формулою Чию і Коннелі можна розрахувати в'язкість газонасиченої нафти при тиску насичення:

(1.58)

де - В'язкість нафти, насиченої газом, при температурі t і тиску насичення, мПа * с, - В'язкість сепарований нафти при температурі t, мПа * с, А і В - емперіческіх коефіцієнти, які визначаються за формулами:

А = ехр

В = ехр

Теплоємність нафти

Теплоємність нафти може бути розрахована за формулою:

гідравлічний розрахунок трубопроводів, що транспортують однофазні рідини при постійній температурі

Гідравлічний розрахунок простих трубопроводів зводиться до визначення одного з наступних параметрів: пропускної здатності Q; необхідного початкового тиску (p _o) при заданому кінцевому (p _к); діаметра трубопроводу.

Визначення пропускної здатності

Оскільки коефіцієнт гідравлічного опору залежить від числа Рейнольдса, а, отже, і від невідомого Q, завдання вирішують графоаналітічекім способом. Для цього спочатку задаються декількома довільними значеннями Q і визначають лінійну швидкість потоку:

(2.1)

Потім розраховують число Рейнольдса і визначають режим руху рідини:

(2.2)

Залежно від нього знаходять коефіцієнт гідравлічного опору:

При Re 2000 (ламінарний режим)

(2.3)

При 2000 Re 4000 (критичний режим)

(2.4)

При Re> 4000 (турбулентний режим) для розрахунку використовують формулу Альтшуля:

(2.5),

або приватні формули для трьох областей турбулентного режиму:

Зона гладкого тертя 4000 <Re <10 D / k _е (k _е - еквівалентна шорсткість внутрішньої поверхні труб, мм)

(2.6)

Зона змішаного тертя 10 D / k _е <Re <500 D / k _е.

Зона шорсткого тертя Re> 500 D / k _е - (2.5, а)

Після цього розраховують повну втрату напору (тиску) в трубопроводі за формулою:

; (2.7)

і будують графік залежності або і по заданому Н або Р знаходять шукану пропускну здатність.

Можна скористатися рекомендованими в спеціальній літературі значеннями оптимальної швидкості руху рідини в трубопроводі в залежності від в'язкості (табл.1). У цьому випадку за відомою або розрахованої в'язкості рідини вибирають оптимальну лінійну швидкість течії. За відомим діаметру розраховують пропускну здатність і отримане значення перевіряють шляхом розрахунку повної втрати тиску в трубопроводі при знайденої пропускної здатності. Якщо повна втрата тиску вище заданої - задаються іншою швидкістю.

Таблиця 1 - Рекомендовані оптимальні швидкості руху рідини в трубопроводі в залежності від в'язкості

Визначення необхідного тиску

При відомому початковому або кінцевому напорі (тиску) знайти напір (тиск) в протилежному кінці трубопроводу можна, знаючи повну втрату напору (тиску) в трубопроводі, тобто втрату напору (тиску) на тертя, подолання різниці геодезичних відміток початку і кінця трубопроводу, подолання місцевих опорів (звужень, поворотів, засувок тощо). Розрахунок повної втрати напору (тиску) роблять у такий спосіб. Спочатку знаходять лінійну швидкість течії рідини за формулою (2.1), потім за формулою (2.2) - Re, коефіцієнт гідравлічного опору (ф. 2.3-2.6) і Н ( Р). Початковий тиск розраховують за формулою:

Р _о = Р _к + Р

Приклад розв'язання задач

Умова задачі

Нафта в кількості 8000м3/сут перекачується по трубопроводу діаметром 307мм, довжиною 15км, різниця відміток початку і кінця трубопроводу 5м, сума коефіцієнтів місцевих опорів 5, коефіцієнт еквівалентної шорсткості 0,2 мм щільність нафти 0,83 т/м3. Визначити повну втрату напору в трубопроводі ( Н).

Рішення

1. Знаходимо лінійну швидкість потоку в трубопроводі за ф.2.1:

= 4 * (8000/86400) / (3,14 * 0,307 ²⁾ = 1,51 м / сек

2. Оскільки за умовою задачі в'язкість невідома, знаходимо її значення за значенням щільності, використовуючи формули 1.56 або 1.57

= = 4,75 мПа * с = 0,0048 Па * с

3. Знаходимо число Рейнольдса за ф. 2.2:

= 4 * (8000/86400) * 830 / 3,14 * 0,307 * 0,0048 = 80845

4. Знаходимо коефіцієнт гідравлічного опору за формулою Альтшуля (2.5), або використовуючи приватні формули після визначення зони турбулентного плину

= 0,11 (0,2 / 307 +68 / 80845) ^0,25 = 0,022

5. Знаходимо повну втрату напору в трубопроводі за ф.2.7

= (0,022 * 15000 * 1,51 ² / 0,307 * ² * 9,81) +5 + (1,51 ² / ² * 9,81) * 5 = 128,0 м

Визначення необхідного діаметра

Оскільки коефіцієнт гідравлічного опору залежить від числа Рейнольдса, а, отже, і від невідомого D, завдання вирішують графоаналітічекім способом. Для цього спочатку задаються декількома довільними значеннями D і визначають всі параметри, як при вирішенні задач на визначення пропускної здатності. За відомим параметрам будують графік залежності або і по заданому Н або Р знаходять шуканий діаметр.

Як і при вирішенні завдань із розрахунку пропускної здатності, можна скористатися рекомендованими значеннями оптимальної швидкості течії рідини (табл.1). У цьому випадку за відомою або розрахованої в'язкості рідини вибирають оптимальну лінійну швидкість течії. За відомою пропускної здатності розраховують діаметр, і отримане значення перевіряють шляхом розрахунку повної втрати тиску в трубопроводі при знайденому значенні діаметра. Якщо повна втрата тиску вище заданої - задаються іншою швидкістю.

Гідравлічний розрахунок газопроводів

Залежно від максимального робочого тиску газу промислові газопроводи підрозділяються на наступні категорії:

• Газопроводи низького тиску - з тиском газу не більше 0,005 МПа

• Газопроводи середнього тиску - з тиском газу від 0,005 МПа і не більше 0,3 МПа

• Газопроводи високого тиску - з тиском газу від 0,3 МПа до 1,2 МПа

Гідравлічний розрахунок газопроводів низького тиску проводиться при допущенні, що швидкість і питома вага газу залишаються по довжині газопроводу постійними, протягом - ізотермічне

Повна втрата тиску визначається за формулою

, (2.8)

де  P - втрата тиску на тертя і місцеві опори, Н / м ² (* 9,81 Па)

h _{гн-гідростатичний} напір за рахунок різниці питомих ваг повітря й газу, Н / м ² (* 9,81 Па)

Причому, гідростатичний напір враховується при розрахунку газопроводів, що прокладаються в умовах різко вираженого рельєфу місцевості. Гідростатичний напір складається з втратами тиску на тертя і місцеві опори зі знаком «плюс» чи «мінус» залежно від напрямку руху газу. Знак «мінус» ставиться при русі газу на підйом, знак «плюс» - на спуск.

Втрата тиску на тертя і місцеві опори визначається за формулою

(2.9)

де  - коефіцієнт гідравлічного опору

Q ₀ - витрата газу нормальні м ³ / год (нм ³ / год)

D - внутрішній діаметр газопроводу, см

- Щільність газу при температурі 0 ^о С і атмосферному тиску, кг / нм ³

- Приведена довжина газопроводу, м

= L + l _екв

де L дійсна довжина газопроводу, м; l _екв - еквівалентна довжина прямолінійного ділянки трубопроводу (м), втрати тиску на якому рівні втрат тиску в місцевому опорі зі значенням = 1.

l _екв = (2.10)

Гідростатичний напір визначається за формулою

= ( - )  H, (2.11)

де - Питома вага повітря, кг / м ^3, - Питома вага газу, кг / м ^3;  H - різниця відміток початку і кінця розрахункового ділянки трубопроводу

Схема розрахунку втрат напору в газопроводі низького тиску

1. Визначаємо середню швидкість руху газу

W = 3.5368 , (2.12)

де Q ₀ - витрата газу, м ³ / год; D ² - діаметр трубопроводу, см

2. Розраховуємо число Рейнольдса за ф. 2.2

3. Визначаємо коефіцієнт тертя за ф. 2.3 - 2.5

4. Знаходимо еквівалентну довжину ділянки газопроводу по ф.2.10

5. Визначаємо приведену довжину газопроводу:

L пр = L + l екв *  (2.13)

де   - Сума коефіцієнтів місцевих опорів

6. Визначаємо втрату тиску на тертя і місцеві опори по ф.2.9

7. При необхідності визначаємо гідростатичний напір по ф.2.11

8. Визначаємо повну втрату тиску газу по ф.2.8.

Схема розрахунку пропускної здатності газопроводу низького тиску

1. Задавшись швидкістю газу відповідно до рекомендацій (табл. 2) визначаємо об'ємна витрата газу в нм3/год за формулою:

Q ₀ = 2827.4 * 10 ^-4 D ² W

2. З урахуванням знайденого Q ₀ розраховуємо повну втрату тиску або напору. Перевіряємо відповідність заданих втрат тиску або напору розрахунковим

Схема розрахунку діаметра газопроводу низького тиску

1. Задавшись швидкістю газу відповідно до рекомендацій (табл. 2) визначаємо діаметр трубопроводу за формулою:

D = 1.88

2. З урахуванням знайденого D розраховуємо повну втрату тиску або напору. Перевіряємо відповідність заданих втрат тиску або напору розрахунковим

Таблиця 2 - Рекомендовані значення швидкості руху газу в трубопроводах

Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього та високого тиску у всій області турбулентного режиму руху газу слід проводити за формулою:

де Р _н, Р _к - відповідно початкове і кінцеве абсолютний тиск газу на розрахунковій ділянці трубопроводу, атм.

L _пр - приведена (розрахункова) довжина газопроводу, м

k _е - еквівалентна абсолютна шорсткість стінки труби, см

 - кінематична в'язкість газу при 0 ^о С і атмосферному тиску, м ² / сек

Q ₀ - витрата газу, нм ³ / год

 _г - питома вага газу при 0 ^о С і атмосферному тиску, кг/м3

Величину еквівалентної абсолютної шорсткості внутрішньої поверхні стінок трубопроводу приймають згідно з табл. 3

Таблиця 3

Втрати тиску на місцеві опори розраховують згідно ф.2.13

l _екв =

Швидкість газу, приведена до умов трубопроводу, визначається за формулою:

W = 3,54 , Q _0тр =

Схема розрахунку втрат напору в газопроводі середнього та високого тиску

1. Визначаємо приведену довжину газопроводу по ф.

2. Знаходимо еквівалентну абсолютну шорсткість труби k е по табл.3

3. Визначаємо кінцевий тиск за формулою:

Рк =

Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі нафтогазових сумішей

Перепад тиску, обумовлений гідравлічним опором при русі газорідинного потоку, визначають за формулою Дарсі-Вейсбаха:

Число Рейнольдса:

При Re <2300

При Re> 2300

Кінематична в'язкість визначається за формулою Монна:

де b - витратне об'ємне газосодержание двофазного потоку (витратний параметр, визначається для трубних умов):

де V _г, V _ж - об'ємна витрата газу і рідини при середніх тиску і температурі в трубопроводі.

Щільність суміші:

де

r _ж, r _г - щільність рідини і газу при середніх тиску і температурі в трубі;

j - величина істинного газосодержания.

Істинне газосодержание є складною функцією, що залежить від фізичних властивостей рідини і газу, діаметра і нахилу трубопроводу, витрати рідини і газу. Закономірності зміни j - частки перетину потоку, зайнятої газом, від зазначених параметрів встановлюються тільки експериментально - шляхом миттєвих отсечек потоку або просвічуванням гамма-променями.

.

Частка перетину потоку, зайнята рідиною, складе: .

Середня швидкість суміші:

Визначення структур потоку і істинного газосодержания проводиться за критеріями, розробленими у ВНІІГАЗ Мамаєвим і Одішарія.

Емульсійна структура

Критерій Фруда:

При b <0,988

При b ³ 0,988

визначається за спеціальними графіками.

Коркова структура

При русі суміші на підйом:

При русі суміші по горизонтальних і спадним трубопроводів:

де a - кут між віссю труби і горизонталлю.

Розщеплену структура.

Перепад тиску, обумовлений гравітаційними силами, визначається з рівняння:

де

h _в h _y - висоти висхідних і спадних ділянок, м;

r _в, r _н - дійсна густина суміші на цих ділянках, визначена з урахуванням істинного газасодержанія j:

при висхідному потоці:

при низхідному потоці:

Тоді:

Гідравлічний розрахунок трубопроводів, що транспортують багатофазні рідини

Для розрахунку трубопроводів, що транспортують зруйновані нестійкі емульсії використовують методику Гужова А.І. і Медведєва В.Ф. порядок розрахунку за цією методикою наступний.

1. Розраховують об'ємну частку дисперсної фази в емульсії:

,

2. Визначають тип дисперсної фази виходячи з того, що найбільш щільна упаковка крапель пластової води в емульсії досягається при і подальша концентрація їх приводить до інверсії фаз в емульсії.

і

3. Визначають щільність емульсії по одній з формул:

; ;

де , - Густина нафти і води, кг/м3; - Обводненість в частках одиниці; G н і G в об'ємні витрати нафти та води

4. Розраховують динамічну в'язкість емульсії по формулі Брінкмана

при

при

5. Визначають середню швидкість течії емульсії в трубопроводі:

6. Знаходять кінематичну в'язкість емульсії:

7. Обчислюють число Рейнольдса:

;

8. Розраховують коефіцієнт гідравлічного опору

9. Визначають перепад тиску на розрахунковій довжині трубопроводу

( - Різниця початкової і кінцевої геодезичних відміток трубопроводу, м; g - прискорення вільного падіння, м / с ²⁾