Движение смеси жидкости и газа по трубопроводу

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти при ее дальнейшей транспортировке, не затрагивая вопросов измерения дебита нефтяных скважин. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, механических примесей и т.д.) и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворенного газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и других веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков - так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счетчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, так как вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объемных счетчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, то есть если объем газа в жидкости составляет 2 %, то показание счетчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объема и массы нефти очень трудно по.двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т.д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-ЮОМ, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа УУН необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объем газа уменьшается за счет сжатия. [c.28]

Таким образом, для того, чтобы происходило укрупнение капель, необходимо так изменить давление и температуру, чтобы вьшолнялось неравенство (16.104). В следующих разделах будут расмотрены процессы, происходящие в различных устройствах. Здесь же ограничимся некоторыми оценками, которые позволят судить о роли различных УПК и их эффективности как устройств предварительного укрупнения капель конденсата перед сепаратором. Поэтому, не рассматривая поведение газожидкостной смеси в УПК, предположим, что в подводящем к нему трубопроводе газ, содержащий капли конденсата, при р,. Г, находится в термодинамическом равновесии с жидкостью. В некотором сечении трубопровода давление и температура резко изменяются и становятся равными р, и То (р,<р, 2 < Г,). В дальнейшем при движении смеси в ней установится термодинамическое равновесие, но уже при значениях р, и Гз. Равновесные состояния смеси могут быть определены с помощью уравнений парожидкостного равновесия на основе уравнения состояния Пенга — Робинсона. В качестве примера расмотрим смесь при Г, = 20 °С и трех значениях давления р, = 10 7 и 4 МПа. Рассмотрим три различные газожидкостные смеси, отличающиеся содержанием в них конденсата 7=100 500 и 2000 г/м . В табл. 16.1 приведены общие составы смеси при указанных значениях параметра q. Принимается, что смесь состоит из двух нейтральных компонентов, первых четырех углеводородных компонентов и остатка +, разбитого на пять фракций. [c.413]

Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным. Но за счет того, что в горизонтальных сепараторах капли жидкости падают перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу ему, как в вертикальных сепараторах, горизонтальные сепараторы имеют большую пропускную способность. Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства и предварительньгй отбор газа перед входом в сепаратор. В гидроциклоне входящий газожидкостный поток приводится во вращательное движение, капли нефти как более тяжелые под действием центробежной силы отбрасываются на стенки трубы, а газовая струя перемещается в корпус сепаратора. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа отличается тем, что нефтегазовая смесь вводится в корпус сепаратора по наклонным участкам трубопровода (рис. 16). Уклон входного трубопровода / — 10—15°. При подъеме и последующем спуске по входному трубопроводу происходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеуловителю и после этого направляется в газопровод и вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется на ГПЗ. [c.77]

Добываемая нефть содержит большое количество растворенных в ней при больших пластовых давлениях низкомолекулярных компонентов. К ним относятся предельные углеводороды парафинового ряда — метан, этан, пропан и т. д. естественные газы — углекислый газ, азот, сероводород и др. При движении нефти по скважинам и трубопроводам изменяются термобарические условия (падает давление, изменяется температура), что приводит к нарушению фазового равновесия Р1 выделению Р13 нефти легких компонентов. В итоге уже в скважинах формируется жидкогазовая или газожидкостная смесь и в зависимости от соотношения объемов газа и жидкости возможны различные структуры течения пузырьковая, пробковая, стержневая и др. [c.562]

Водомаслоотделитель циклонного типа (ВМОЦ), рассчитанный на высокие рабочие давления (до 32 МПа) представлен на рис. 9.11. Смесь газа и капель жидкости подается в корпус ВМО по касательной к внутренней поверхности корпуса, что вызывает вращательное движение газа внутри аппарата. Под действием центробежных сил капли жидкости двигаются к поверхности корпуса, ударяются об нее, теряют скорость и стекают в нижнюю часть аппарата. Затем скопившаяся жидкость выбрасывается в отстойники при продувке ВМО. Выход очищенного газа происходит через центральную трубу. Выбор стандартного ВМОЦ производится на основании ОСТ-26-12-242-70 по величине рабочего давления и условному диаметру входного трубопровода в наиболее узком сечении. При очистке газожидкостной смеси от воды скорость ее в этом сечении с не должна превышать 73/> , при очистке от ком-прессорного масла—102/у при условном диаметре = > 4(2/лс, где С — расход газа в коммуникации. [c.265]