Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние вопроса и задачи исследования 10
1.1 Характеристика принципиальных схем систем сбора и подготовки нефти и газа 10
1.2 Методы и устройства сепарации добываемой со скважин нефти 16
1.3 Автоматизация технологических процессов сепарации нефти на станциях первичной подготовки нефти и газа 24
1.3.1 Свойства сепарационной установки как объекта управления по уровню нефти 25
1.3.2 Свойства сепарационной установки как объекта управления по уровню раздела сред вода - нефть 26
1.3.3 Свойства сепарационной установки как объекта управления по давлению газа 27
1.4 Обоснование темы и задачи исследования 29
2 Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления 31
2.1 Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по давлению газа с учетом расходов газа, нефти и воды 31
2.2 Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по давлению газа с учетом расхода только газа 49
2.3 Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по уровню жидкости с учетом расходов газа, нефти и воды 51
2.4 Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по уровню жидкости с учетом расхода только жидкости (нефти и воды) 61
3 Исследования влияния технологических параметров на характеристики сепарационной установки газ-нефть как объекта оптимального проектирования 64
3.1 Определение экстремальных соотношений между технологическими параметрами сепарационной установки 64
3.2 Исследование влияния технологических параметров на характеристики сепарационной установки газ-нефть как объекта оптимального проектирования по давлению газа 70
3.3 Исследование влияния технологических параметров на характеристики сепарационной установки как объекта оптимального проектирования по уровню нефти 89
4 Исследование эффективности дегазации нефти на станциях первичной подготовки 107
4.1 Теоретическое сопоставление дегазации нефти методами сепарации, отдувки и динамической дегазации и определение рациональных регулируемых параметров 107
4.1.1 Анализ дегазации нефти способом сепарации 107
4.1.2 Анализ дегазации нефти способом отдувки 111
4.1.3 Анализ способа динамической дегазации нефти 114
4.2 Исследование и разработка принципиальных схем дегазации нефти на станциях первичной подготовки 119
4.2.1 Поплавковый нефтегазовый сепаратор 120
4.2.2 Акустический деаэратор для дегазации нефти 120
4.2.2.1 Гидродинамика газовых пузырьков в жидкости при гидростатическом давлении и ультразвуковых колебаниях 125
4.2.3 Роторный ультразвуковой дегазатор нефти 128
4.2.4 Общая принципиальная схема системы подготовки нефти и газа 130
5 Экспериментальные исследования динамической дегазации нефти под воздействием ультразвуковых колебаний 133
5.1 Цель и задачи экспериментальных исследований 133
5.2 Установка для проведения экспериментальных исследований 133
5.3 Методика проведения экспериментальных исследований 137
5.4 Методика обработки экспериментальных данных и оценки погрешности измерений 137
5.5 Результаты экспериментальных исследований 140
6 Разработка алгоритмов управления, программ и функциональных
схем автоматизации дегазации нефти на станциях первичной подготовки по математическим моделям 144
6.1 Алгоритмы управления выходом газа из нефти 144
6.1.1 Алгоритм управления процессом сепарации нефти по давлению газа 144
6.1.2 Алгоритм управления процессом сепарации по уровню нефти 151
6.1.3 Алгоритм управления выходом газа из нефти при динамической дегазации 155
6.2 Функциональная схема автоматизации цифрового управления сепарационной установкой 160
6.3 Функциональная схема автоматизации цифрового управления сепарационной установкой по давлению газа 165
6.4 Функциональная схема автоматизации цифрового управления сепарационной установкой по уровню нефти 169
6.5 Функциональная схема автоматизации цифрового управления акустическим деаэратором 172
6.6 Функциональная схема автоматизации цифрового управления роторным ультразвуковым устройством 175
6.7 Цифровое моделирование с помощью z-форм систем автоматического управления сепарационной установки по давлению газа 178
Заключение 185
Список используемых источников
- Автоматизация технологических процессов сепарации нефти на станциях первичной подготовки нефти и газа
- Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по давлению газа с учетом расхода только газа
- Анализ дегазации нефти способом отдувки
- Гидродинамика газовых пузырьков в жидкости при гидростатическом давлении и ультразвуковых колебаниях
Автоматизация технологических процессов сепарации нефти на станциях первичной подготовки нефти и газа
Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и воды. Газ находится в смеси в свободном или растворенном состоянии. Эта смесь должна быть собрана и подготовлена для транспортировки потребителям на нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие заводы.
Нефть, добываемая непосредственно со скважины, является нестабили-зированной - из нее не извлечены растворенные газы такие как: метан, этан, пропан и другие. Такую нефть трудно и экономически невыгодно транспортировать потому, что при перевозке возможны потери газов, которые являются ценным химическим сырьем, например, для производства жидкого топлива/1,2/.
Современные принципиальные схемы систем сбора и подготовки нефти, газа и воды - это сложные технологически взаимосвязанные комплексы объектов и сооружений. Различие природно-климатических и инженерно-геологических условий обустраиваемых районов, многообразие способов добычи и физико-химических свойств нефти, способов и требуемой степени очистки нефти, нефтяных газов и воды обуславливают разработку и использование различных технологических решений.
Основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели систем сбора и подготовки нефти, условно делятся на несколько групп /3,4/. К первой группе относятся факторы, характеризующие мощность системы: «запасы» нефти, возможные уровни добычи и ресурсы углеводородного сырья.
Ко второй группе факторов относятся такие, которые определяются территориальными особенностями нефтяного района: рельефом местности, конфигурацией нефтяного месторождения, его размерами, взаимным расположением соседних месторождений, условиями связи между ними, условиями внешнего транспортирования нефти и условиями сбора и подготовки пластовых вод с учетом возможности их использования в системах поддержания пластового давления. Эти факторы определяют в системе сбора и подготовки нефти, газа и воды протяженность трубопроводов всех назначений и размещение основных технологических объектов.
Факторы, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий относятся к третьей группе. Эта группа факторов, изменяющихся в процессе разработки нефтяного месторождения, определяет в значительной мере технологию сбора и подготовки нефти, позволяет уточнять принятые решения по размещению объектов и их мощностей.
Существует несколько разновидностей принципиальных схем систем сбора нефти, газа и воды, в основу которых положены методы совместного транспортирования на относительно большие расстояния нефти и газа /5-Ю/. Одной из таких систем является участковая однотрубная система сбора нефти и газа /5,7,8/, в которой двухфазный поток под давлением от устья скважины транспортируется по одной трубе до дожимной насосной станции или до участковой сепарационной установки, где осуществляется первая ступень сепарации нефти. После первой ступени сепарации нефть транспортируется на участок подготовки нефти.
В Западной Сибири часто применяется лучевая система сбора нефти и газа /3,6/. При использовании этой системы сбора нефти и газа вся продукция скважин по выкидным коллекторам собирается в нескольких пунктах месторождения, где предусмотрены установки для измерения дебита, сепарацион-ная установка первой ступени и насосное хозяйство для дальнейшего транспортирования газонефтяной смеси.
Широкое распространение в практике нефтегазодобычи находит однотрубная система сбора /3,5,7,8,9,10/. По этой системе нефть, независимо от способа добычи (фонтанный, насосный, газлифтный), направляется к групповой замерной установке, а затем подается в общий сборный нефтепровод. Транспортирование нефтеводогазовой смеси до центральных промысловых сооружений осуществляется под действием буферного давления.
В зависимости от методов и стадий разработки месторождений нефти и газа, а также его энергетических возможностей по отношению к центральному пункту сбора нефти, газа и воды могут применяться различные варианты схем сбора и подготовки нефти и газа.
В настоящее время большинство нефтяных месторождений, передаваемых в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными герметизированными и автоматизированными системами сбора и подготовки нефти, газа и воды /3,4,7,11,12/. К таким системам относится напорная система сбора нефти, газа и воды Гипровостокнефти /5,6,9/, схема которой приведена на рисунке 1.1.
Основными компонентами системы Гипровостокнефти являются скважины 1, батарея задвижек 2, групповая замерная установка 3, сепаратор первой ступени 4, сепаратор второй ступени 5, сепаратор третьей ступени 6 и сырьевые резервуары 7. Первая ступень разгазирования нефти происходит в индивидуальных или групповых сепарационных установках при давлении 0,6-0,7 МПа, которые обеспечивают бескомпрессорное транспортирование газа потребителю.
Нефть вместе с растворенным газом под давлением сепараторов или давлением, развиваемым насосами, транспортируется из сепарационных установок до дожимных насосных станций или непосредственно до промысловых сооружений, где происходит разгазирование на сепараторах второй (и при необходимости на третьей) ступени. После концевой сепарационной установки нефть поступает в сырьевые резервуары для подготовки товарной нефти. Газ из сепараторов второй и третьей ступени подают на газоперерабатывающий завод.
Подобные системы, с некоторыми видоизменениями, использованы прц обустройстве месторождений Западной Сибири и ОАО «Оренбурггеология».
В системе сбора нефти, газа и воды Самотлорского месторождения с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии /5,9,11/ нефть и газ проходят через всё технологическое оборудование подготовки нефти без применения промежуточных насосов (рисунок 1.2).
Продукция скважины проходит групповую замерную установку 2 и поступает на узел первой ступени сепарации. Узел первой ступени сепарации содержит устройство предварительного отбора газа 3, нефтегазовый сепаратор первой ступени 4 и каплеуловитель 5. Отсепарированныи газ на первой ступени сепарации проходит очистку в каплеуловителе и направляется под собственным давлением (0,5-0,6 МПа) на газоперерабатывающий завод, а нефть поступает в аппарат для предварительного выделения и сброса воды 6.
Нагретая в печи частично обезвоженная нефть проходит промежуточный сепаратор 8, в котором газ отделяется от нефти и воды при давлении 0,4 МПа, и окончательно обезвоживается в электродегидраторе 9. Из электроде-гидратора обезвоженную нефть с остаточным растворенным газом откачивают на центральный пункт сбора, где расположены концевые сепарацион-ные узлы учета и сдачи товарной нефти.
Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по давлению газа с учетом расхода только газа
Математическое описание сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления рассматривается применительно к системе автоматического регулирования уровня жидкости сепараторе. На рисунке 2.5 приведена схема сепарационной установки газ-нефть как объекта автоматического управления по уровню жидкости.
Сепарационная установка газ-нефть содержит трубопровод 1 подвода газожидкостной смеси углеводородного газа, нефти и воды, на котором установлен регулируемый клапан 2, сепаратор 3, который в нижней части заполнен водой 4, в средней части заполнен нефтью 5, а газ находится в верхней части 6 сепаратора.
Углеводородный газ отводится из сепаратора по трубопроводам 7 и 9 через регулирующий клапан 8, управляемый регулятором давления газа. Трубопровод 11 предназначен для отвода нефти из сепаратора. На этом трубопроводе устанавливается регулирующий клапан 10, управляемый регулятором уровня газ-нефть. По трубопроводу 13 отводится вода из сепаратора, на котором установлен регулирующий клапан 12 системы регулирования уровня вода - нефть.
Динамика сепарационных установок как объектов управления обычно рассматривается отдельно по уровню нефть-газ, нефть-вода и по давлению углеводородного газа в установке 151. Однако давление газа в сепарационной установке оказывает существенное влияние на изменение уровня жидкости, а именно на изменение уровня газ - нефть и уровня нефть - вода /64,65,66,67/.
При рассмотрении динамики сепарационной установки по уровню жидкости принимается, что системы автоматического управления уровнем нефть-газ и нефть - вода являются параллельно действующими системами и могут быть заменены, при рассмотрении объекта управления, одной системой, производительность которой равна сумме производительностей двух систем. Общая нагрузка через объект по расходу жидкости равна сумме расходов нефти и воды.
Состояние углеводородного газа, находящегося в сепарационной установке, описывается уравнением состояния газа РУг = т R Т, в котором Р -давление газа в сепарационной установке, Па; Уг - объем газового простран-ства сепарационной установки, м ; m - масса газа в установке, кг; R - газовая постоянная углеводородного газа, м"с" К ; Т - абсолютная температура газа,-К. Для горизонтальной сепарационной установки принимается, что в уравнении состоянии газа переменными величинами являются давление Р, объем Уг и масса т. Дифференцируя уравнение состояния газа по принятым переменным от времени t, получим: Р dV VP dP dm , лс - + — = —. (2.45) RT dt RT dt dt
Уравнение (2.45) характеризует динамику сепарационной установки по давлению газа, который находится в верхней части сепаратора над жидкостью (газожидкостной смесью), и давление газа в этом пространстве зависит от уровня жидкости. Допустим, что на поверхности газожидкостной смеси (нефти) сепарационной установки (рисунок 2.5) находится условная пластина с отверстием, через которое проходит из жидкости в газовое пространство сепаратора газ с массовым расходом Gz(t). В этом случае уравнение динамики (2.45) принимает вид: Р dVs+V dP_ = G t)_G t) (2_46) RT dt RT dt где Gs(t) - массовый расход газа, поступающего в газовое пространство из нефтегазовой смеси сепарационной установки, кг/с; G2 (t) - массовый расход газа, отводимый из сепарационной установки через регулирующий клапан, кг/с. Массовый расход газожидкостной смеси GCM(t)=G](t), поступающей в сепарационную установку, характеризуется двумя фазами: жидкой и газовой. Как отмечалось в предыдущем подпункте, в настоящей работе принимается гомогенная модель течения газожидкостной смеси, поступающей в сепаратор.
В гомогенной модели /58/ смесь компонентов принимается псевдонепрерывной средой с усредненными свойствами, к которой применены обычные законы гидродинамики. Газ и жидкость в такой модели перемещаются с одинаковой скоростью, которая равна приведенной скорости. На основании этих положений принимается, что по трубопроводу 1 (рисунок 2.5) с площа-дью поперечного течения г і, м , протекает газожидкостная смесь с массовым расходом GCM), кг/с, причем GCM =GX + Gz, где GM и Gz - массовые расходы-жидкости и газа в газожидкостной смеси, кг/с.
Для газожидкостной смеси вводятся /59/ массовое расходное удельное газосодержание газожидкостной смеси х, которое определяют по соотношению х = G/GCM, и массовое расходное удельное содержание жидкости в газожидкостной смеси (1-х), определяемое по соотношению (1-х) = GMIGCM.
Согласно модели гомогенного течения принимается, что удельный объем смеси складывается аддитивно из удельных объемов фаз: и см = =хиг+(1-х)иж =— + —-, (2.47) Рем Рг Рж где vCM ,иг,иж - удельные объемы газожидкостной смеси, газовой и жидкой фаз этой смеси, м /кг; Рг, Рж - плотность газовой и жидкой фаз газожидкостной смеси, KT/MJ.
Массовый расход газожидкостной смеси GCM=Gi через регулируемый клапан 2 (рисунок 2.5), учитывая принятую модель гомогенного течения, определяется по формуле /60/ G\ = juiFi ]2p3lc(Pl -Р) для течения обычной жидкости через клапаны, в которой Gj соответствует расходу газожидкостной смеси GCM, а плотность жидкости рж - плотности газожидкостной смеси, определяемой по соотношению (2.47). В этом случае массовый расход газожидкост ной смеси, поступающей сепарационную установку, определяется по выражению:
Течение газа через регулирующие клапаны может происходить с докри-тической или сверхкритической скоростью и характеризуется коэффициентом Д который определяется по коэффициенту адиабаты. По значению коэффициента (3 и давлению газа Р до регулирующего клапана определяется критическое давление Ркр - рР /55/. Для рассматриваемых горизонтальных совмещенных сепарационных установок, учитывая реальные перепады давлений на клапане при отсутствии за ним непосредственно компрессорной установки, течение газа из сепаратора принимается докритическим. Массовый расход углеводородного газа G2, кг/с, через регулирующий клапан при докри-тическом течении определяется по формуле /61/:
Анализ дегазации нефти способом отдувки
Зависимость коэффициента &с от давления на входе в сепарационную установку Р10 при постоянном давлении на выходе Р2о, когда давление PQ, МПа, равно: 1 - 0,3; 2 - 0,45 ется то, что при анализе по переменной относительной величине a(t) коэффициент kj необходимо повышать, а в исследуемом режиме работы сепарационной установки коэффициент кс необходимо понижать, для достижения заданного давления Р0.
При анализе дифференциального уравнения (3.1) по переменной относительной величине d(t) (по давлению Р2о после редукционного клапана 8) это уравнение принимает вид: га + адо = М(0 at Преобразовав по Лапласу уравнение (3.28), получим:
Передаточная функция по изменению d(t), то есть давления Р2о после редукционного клапана 8 сепарационной установки и общий вид переходных характеристик выглядят идентично переходным характеристикам при анализе по переменной относительной величине c(t), отличаясь на величину коэффициента к6. Дифференциальное уравнение (3.28) необходимо разделить на кб, в результате чего получим:
Из кривых на рисунке 3.13 следует, что при снижении расхода Go, при постоянном давлении Р0, время разгона Td увеличивается. Кроме этого Td зависит от перепада давления Р0 - Р20. Чем больше перепад давлений Р0 - Р2д., тем больше значение Td. Если сравнивать графики на рисунке 3.3 и рисунке 3.13, то можно отметить, что при давлении Р0 - 0,3 МПа они совпадают. Однако при увеличении давления происходит резкое увеличение значение Td. Это в значительной степени влияет на выходную величину x(t), которая в этом случае уменьшается.
На рисунке 3.14 представлены зависимости Td =f(Po) при Р2о = 0,2 МПа для G0 = 0,5 кг/с, G0 = 2,5 кг/с, Td = 3168,12- Р0(Р0 -0,2). 2000
Зависимость постоянной времени Td от давления Р0 в сепарационной установке, при расходе G0, кг/с, равном: 1 - 0,5; 2 - 2,5 Как видно из кривых на рисунке 3.14 при снижении давления Р0 (при постоянном расходе G0) время разгона Td объекта управления уменьшается. Газ при понижении давления быстрее заполняет (выделяется из нефти) камеру расширения сепарационнои установки. Сравнивая графики на рисунке 3.4 и рисунке 3.14 видно, что они существенно отличаются. Уменьшая давление, Р0 в исследуемом режиме, происходит более резкое снижение Td и газ начинает быстрее выделяться из нефти. Это может привести к вспениванию нефти и ухудшению качества сепарации.
Зависимость коэффициента kd от давления после клапана 8 при давлении в сепарационнои установке Р0, МПа, равном: 1 - 0,4; 2 -0,5; 3-0,6; 4-0,7
Из анализа полученных кривых на рисунке 3.15 следует, что при снижении давления Р2о после клапана 8 при заданном давлении в сепарационнои установке Р0, коэффициент самовыравнивания kd необходимо увеличивать. Сравнивая кривые на рисунке 3.5 и рисунке 3.15 можно сделать вывод, что они совершенно разные.
Анализируя полученные кривые на рисунке 3.16 можно сделать вывод, что коэффициент самовыравнивания kd необходимо повышать при увеличении давления в сепарационной установке Р0 для получения заданного давления на выходе Р20. Сравнивая зависимости, представленные на рисунке 3.2 и рисунке 3.16, видно, что при анализе по переменной a(t) функции имеют экстремумы и при повышении давления Р0 за эти точки качество процесса сепарации будет ухудшаться, а при анализе по переменной d(t) функции экстремумов не имеют и характер зависимости совсем другой.
На рисунке 3.17 представлены графики зависимости kd =/(Рю) по уравнению (3.31) при Р0 = const, Р2о = 0,2 МПа и Р20 = 0,3; 0,45 МПа.
Из анализа графиков на рисунке 3.17 следует, что если увеличивается давление на входе сепарационной установки, тогда коэффициент самовыравнивания kd необходимо понижать для того чтобы поддерживать давление в сепарационной установке Р0 постоянным. Сравнивая графики на рисунке 3.6 и рисунке 3.17 при давлении в сепарационной установке Р0 = 0,3 МПа и ниже, можно заметить, что эти зависимости совпадают, то есть изменения относительных переменных величин a(t) и d(t) при малых давлениях Рд идентичны и существенное различие наблюдается при увеличении давления сепарации. 10 9
Уравнение (3.38) описывает изменение выходной величины x(t) - АР/Ро - давления после редукционного клапана 2 в сепарационнои установке в зависимости от коэффициентов к] и постоянных времени Тв, Та.
На рисунке 3.18 приведен общий вид переходных характеристик сепа рационной установки, построенных по формуле (3.38) при значении к і = -1 и к] = 1, Та = 1 с и переменных значениях Тв.
Проведенный анализ позволяет уяснить для конкретных случаев работы сепарационнои установки влияние технологических параметров на динамические характеристики сепарационнои установки как объекта оптимального проектирования. В общем случае, зная значение коэффициента самовы равнивания и постоянную времени, можно определить давление в сепарационнои установке. С помощью полученных формул и графиков можно определить оптимальные значения параметров сепарационнои установки для различных ступеней сепарации нефти.
Для примера определим оптимальные значения параметров сепарационнои установки на Самотлорском месторождении для первой и второй ступеней сепарации по переменной относительной величине a(t). На первой ступени давление в сепараторе Р0 = 0,5 МПа, на второй Р0 = 0,4 МПа. При этом известны следующие значения: Go = 2,5 кг/с, Р!0 = 0,6 МПа, Т = 10 С,
Коэффициент kj в этом случае определяется по графикам на рисунке 3,2. Для первой ступени его значение равно 3,8, а для второй - 2,4. По полученным значениям устанавливаются оптимальные значения давления газа на выходе сепарационнои установки, которые равны соответственно 0,4 и 0,25 МПа.
Таким образом, в зависимости от ступени сепарации по всем коэффициентам, входящим в уравнение 3.1, можно определить оптимальные значения параметров для систем оптимального проектирования по давлению газа. Помимо этого, если давление внутри сепарационнои установки не известно, а известно значения давления на входе и выходе, тогда по полученным формулам и графикам его можно определить. Например, если давление на входе сепарационнои установки Р10 = 0,6 МПа, а на выходе Р2о - 0,25 МПа, то давление внутри сепарационнои установки определяется по формуле (3.14) и равно:
Гидродинамика газовых пузырьков в жидкости при гидростатическом давлении и ультразвуковых колебаниях
Как видно из формулы (4.18), на площадь контакта фаз при отдувке значительное влияние оказывают суммарный объемный расход газа и скорость прохождения нефти по аппарату, а поэтому поддерживать эти параметры необходимо при помощи систем автоматического регулирования.
При отдувке температура рабочей среды в устройстве является постоянной величиной, а изменяется перепад давлений АР между входом и выходом нефти из устройства отдувки. За счет расхода газа пропорционально по аппарату изменяется парциальное давление газа Р2 в формуле (4.12), что влияет на константу Генри К, в результате чего изменяется мольная концентрация газа N2 .Отсюда следует, что для поддержания движущей силы АС по уравнению (4.8) необходимо использовать систему автоматического управления.
Основное уравнение массопередачи при отдувке принимает вид: Из уравнения (4.19) и анализа соотношений (4.14) - (4.18) следует, что при отдувке необходимо управлять перепадом давления АР, суммарным объ емным расходом газа Уг и скоростью нефти wH, проходящей через аппарат отдувки.
Процесс динамической дегазации оценивается также как при сепарации и отдувке по уравнению (4.1), а поэтому принимается, что Кх рх . Продольная составляющая скорости нефти при динамической дегазации wx состоит из суммы скоростей /77/: радиальной ит, м/с, и нормальной ип, м/с, составляющих: wx =vr +оп =2игпАт, (4.20) где п - частота движения поверхности, на которой находится нефть, с" ;, Ат- изменение времени, с. При динамической дегазации коэффициент молекулярной диффузии Da увеличивается за счет снижения динамической вязкости ju и уменьшения радиуса сферической частицы. Высота слоя нефти х при динамической дегаза ции уменьшается, поэтому для поддержания Кх необходимо предусмотреть систему автоматизации.
Количество пузырьков газа определяется по соотношению (4.15), в котором частота отрыва пузырьков газа соответствует формуле (4.16). После замены диаметра пузырька его радиусом в выражении (4.16) получим:
РА - амплитудное значение звукового давления в жидкости, Па; Рп - давление насыщенного газа, Па; Р0 - атмосферное давление, Па. На вязкость нефти значительное влияние оказывает напряжение сдвига (рисунок 4.3) /79/. Для нефти, содержащей в своем составе асфальтеньт и смолы, с увеличением газосодержания вязкость увеличивается. При изменении напряжения сдвига в нефти резко уменьшается ее вязкость, что обеспечивается при динамической дегазации. Вязкость пропорциональна поверхностному натяжению согласно формуле Н.И. Смирнова /38/ и при уменьшении вязкости нефти снижается ее поверхностное натяжение:
Критический радиус пузырька значительно уменьшается из-за снижения поверхностного натяжения, а поэтому уменьшается присоединенная масса нефти, пузырек легче выводится из равновесного состояния и увеличивается их количество.
Значительное влияние на газовыделение при дегазации согласно соотношению (4.1) имеет движущая сила АС. Движущая сила АС, определяемая по формуле (4.8), пропорциональна перепаду давлений, поэтому дополнительное газовыделение из нефти можно получить за счет создания разряжения, что обеспечивается при динамической дегазации.
Из анализа соотношений (4.21) - (4.26) и формулы (4.27) следует, что при динамической дегазации необходимы системы автоматического управления перепадом давления АР, частотой вращения (движения) поверхностей п, объемным расходом нефти V н и ультразвуковым давлением РА.
При сравнении способов дегазации использовалась нефтегазовая смесь с одинаковыми реологическими и техническими параметрами, включая объемный расход нефти, газосодержание, перепад давлений, плотность нефти и газа, температура и вязкость нефти. Сравнение производится с учетом конструкций устройств, которые реализуют данные способы, при этом использовалось по одному устройству: сепаратор, устройство для отдувки и роторный ультразвуковой дегазатор.
Для количественной оценки сопоставления дегазации нефти с использованием методов сепарации, отдувки и динамической дегазации проведены расчеты по полученным уравнениям массопередачи по следующим данным.
Для графического представления полученных данных используется коэффициент р{, который представляет собой отношение количества выделяющегося газа при каждом способе дегазации Qt отнесенное к количеству газа, выделяющегося из нефти при сепарации Qc. На рисунке 4.4 представлен график зависимости изменения выхода газа из нефти от различных способов дегазации, которые характеризуются коэффициентом (pt. Зависимость для динамической дегазации получена при избыточном давлении. Если же создается разряжение, что влияет на вязкость и на поверхностное натяжение, тогда происходит резкое увеличение (по экспоненте) выхода газа.
В результате сравнения способов дегазации нефти с использованием сепарации, отдувки и динамической дегазации установлены параметры, для которых необходимы системы автоматического управления. Кроме этого расчетами установлено, что при использовании динамического способа дегазации нефти выход газа увеличивается по сравнению с отдувкой в 1,5 раза, а по сравнению с сепарацией выход газа увеличился в 4,8 раза. Из этого следует, что разработанный способ динамической дегазации существенно повышает качество дегазации нефти.
На основе способа динамической дегазации нефти были разработаны два устройства: акустический деаэратор и роторный ультразвуковой дегазатор. Их конструкции и принцип действия рассмотрены в следующем разделе. На акустический деаэратор получен патент на изобретение.
