Лекция 9.

Трубопроводы, транспортирующие газожидкостные смеси, неньютоновские жидкости. Отличия в расчетах трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси и неньютоновские жидкости.

Большинство нефтепроводов, проложенных на нефтяных месторождениях, работает с неполным заполнением сечения трубы, так как часть объема трубы бывает заполнена газом. Основная сложность расчета заключается в том, что в газожидкостном потоке происходит относительное движение фаз, обусловленное их различной плотностью и вязкостью, т. е. имеет место скольжение этих фаз.  На рис.9.1.   приведены некоторые структуры  потока при движении в горизонтальных трубах  газожидкостного потока. Последовательность структур объясняется постепенным увеличением газовой фазы.

 

 

Рис. 9.1. Примерные структуры газожидкостных потоков в горизонтальных трубах.

а- поток с отдельными пузырьками газа в верхней части трубопровода; б – поток с началом образования газовых пробок; в- расслоенный поток; г – волновой поток; д – пробковое течение; е – эмульсионный (сотовый) поток; ж – пленочный поток.

 

Существующие многочисленные методики расчета трубопроводов при движении газожидкостной смеси довольно громоздки и не всегда дают надежные результаты.

В республике Казахстан открыто и разрабатывается много месторождений с парафинистой  нефтью, движение которой по трубам не подчиняется известным законам гидравлики. Содержание парафина в некоторых нефтях этих месторождений достигает 25 % , а смол - 55%. Транспортировка таких нефтей по трубопроводам имеет свою специфику и связана с большими трудностями.

Рассмотрим основные понятия о реологических свойствах неньютоновских жидкостей, к которым относятся парафинистые нефти.

Под реологическими свойствами нефти понимают взаимосвязь между внешними силами, действующими на нефть и деформациями, вызываемыми этими силами, т.е. зависимость вязкости m от градиента скорости в трубе  dw/dr и напряжением сдвига t.

Характерной особенностью парафинистой нефти является зависимость изменения вязкости нефти от перепада давления (или, что одно и то же, от напряжения сдвига t) и от изменения градиента скорости  в трубе dw/dr.

Согласно закону Ньютона  о вязкостном трении при движении жидкости в круглой трубе уравнение касательного напряжения t записывается в виде:

                                                t = F/S = - m (dw/dr),                               (9.1)

 

где  t - касательное напряжение сдвига  между двумя слоями жидкости, Па; S - площадь соприкосновения между двумя слоями жидкости, м²; m - коэффициент динамической вязкости, Па^.с ; r- расстояние от оси трубы, м.  Знак минус в выражении (9.1) означает, что с увеличением радиуса скорость убывает, т.е. dw/dr отрицательно, тогда как напряжение сдвига положительная величина.

Уравнение Ньютона справедливо при ламинарном течении жидкости, т.е. когда жидкость движется в виде слоев, несмешивающихся друг с другом при малых скоростях течения. Формулу  (9.1) можно представить в  виде:

m    = t  /(dw/dr), при этом получаем зависимость в виде прямой, выходящей из начала координат, тангенс угла которой к оси ординат является постоянной величиной и характеризует абсолютную вязкость нефти. (Рис.  9.2. кривая 1)

 

Рис.9.2. Зависимость напряжений сдвига для ньютоновских  и неньютоновских жидкостей. 1-ньютоновская жидкость; 2-малоподвижные неньютоновские жидкости (эмульсии или парафинистые нефти вблизи температуры застывания; 3-пластичные неньютоновские жидкости при наличии структурной кристаллической  решетки.

При турбулентном режиме коэффициент вязкости m теряет свой смысл и становится функцией скорости течения. Вводится понятие кажущейся вязкости (m^* )

Жидкости, вязкость которых изменяется по прямолинейному закону  (m = const )  в зависимости от градиента скорости и напряжения сдвига  называются  ньютоновскими.

Жидкости, вязкость которых изменяется в зависимости от напряже-ния сдвига и градиента скорости (m^*  ¹ const ), называются неньютоновскими ( кривые 2 и 3 на рис. 9.2.)

Кривая 2  характерна для малоподвижных неньютоновских жидкостей (например, парафинистая нефть вблизи температуры застывания  или водонефтяная эмульсия;  их вязкость зависит от градиента скорости)

Кривая 3 характерна для пластичных неньютоновских жидкостей, имеющих структурную решетку, обусловленную наличием в нефти кристаллов парафина. С возникновением структурной решетки появляется начальное напряжение сдвига t₀, ниже которого течение нефти практически невозможно.  Для кривой 3 выделяются три критических напряжения сдвига:

1) t₀  - минимальный предел текучести, 

2) t_д - предел текучести соответствующий  отрезку на оси абсцисс, отсекаемому продолжением прямолинейного участка,

3) t_m - максимальный предел текучести, соответствующий значению, при котором кривая переходит в прямую. При этом напряжении структура разрушается и ядро (центральная часть потока) исчезает.

Структурный режим характеризуется уравнением Шведова -Бингама:

t = t₀  + m^*  (dw/dr)                                                                     (9.2)

 

или    t -  t₀  = m^*  (dw/dr)                                                                       (9.3)           

 

Парафинистые нефти обладают свойством самопроизвольного увеличения плотности структуры со временем и восстановления ее после разрушения. Это свойство называется  тиксотропия. Время тиксотропного восстановления структуры после ее разрушения для различных нефтей различно и колеблется от 0,5 до 20 часов.

При перекачке высоковязких и парафинистых нефтей возникают большие гидравлические сопротивления в трубопроводах, для преодоления которых требуются насосы повышенной мощности. Возникает опасность «замораживания» трубопровода. Снижение вязкости может быть достигнуто добавлением в поток нефти углеводородных растворителей, а также местный подогрев в печах различных конструкций.

Для улучшения перекачки парафинистых нефтей с высокой температурой застывания применяют  керосин, углеводородный конденсат, а также, так называемые, депрессорные присадки, добавка которых существенно улучшает реологические свойства нефти. В качестве такой присадки для узеньской нефти применяли ЕСА - 4242 в количестве 0,15% от массы нефти. На месторождении Кумколь применяют депрессаторы  Sepaflux ES 3137, Тума и Separar ES 3284 (последний  обладает многофункциональным действием и используется как ингибитор парафиноотложения).

На месторождениях парафинистых нефтей  применяют подогрев нефти в печах, установленных на устье каждой добывающей скважины, на сборных промысловых коллекторах и на магистральном нефтепроводе через каждые 100 км.

Устьевой подогреватель нефти (рис. 9.3.)  состоит из топки 1, снабженной горелкой 2 для сжигания газового  топлива, дымовой трубы 3, цилиндрической емкости 7 с батареей тепловых труб, газосепаратора 6, и рамы - основания 8. Передача тепловой энергии от продуктов сгорания топлива к нефти, циркулирующей в емкости 7, осуществляется с помощью  тепловых труб, один конец которых введен в топку, а другой - в емкость.

Подогреватель нефти оснащен смотровым люком 4, приборами контроля и регулирования температуры нефти, давления топливного газа, предохранительным клапаном 5 и запорной арматурой.

1.     

 

Рис. 9.3. Устьевой подогреватель нефти.

1- топка, 2- горелка, 3 – дымовая труба, 4 –смотровой люк, 5 –предохранительный клапан, 6 – газовый сепаратор, 7 – емкость, 8 – основание.

Осн: 1[93-95].

Доп: 2[80-85].

 

Контрольные вопросы:

1.      Чем отличается расчет трубопроводов при движении по ним газожидкостной смеси?

2.      Как влияет содержание газа в смеси на гидравлические расчеты трубопроводов?

3.      К каким жидкостям относятся высоковязкие парафиновые нефти?

4.      Чем отличается распределение  скоростей в структурном потоке ньютоновских и неньютоновских жидкостей?

5.      Какое свойство нефти называется тиксотропией?

6.      Для чего применяются подогреватели нефти?