油气集输与处理基础知识.ppt
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1,油气集输与处理基础知识,姚全敏,2,油气集输与处理基础知识,一、油气集输、处理概况二、原油集输三、原油处理四、原油稳定,3,3,一油气集输与处理概况,油气井作为油气田开发的基本单元,星罗棋布在油气田的各个区域,开发一个油气田需要少则几十口,多则成百上千口油气井。
单井采出的油、气需要收集起来,油气集输工程的任务就是对油气进行收集和处理,作为产品销售出去。
从大的范围上讲,油田地面工程和油气藏工程、钻采工程都属于油气田开发这个庞大的系统工程,而油气集输与处理又是油田地面工程系统中最重要的子系统,见图1-1。
2023/9/25,4,一油气集输与处理概况,1号,3号,11-9号,新建集油计量配汽站,已建接转站,已建集油计量配汽站,新建接转站,2号,D2196,集中换热及无盐水处理站,新增集油计量配汽站11座。
新增接转站2座。
2010年布站及集输管网,1号特稠油处理联合站,13-11号,已建集油管道(D2737),SAGD计量注汽站,14-12号,12-10号,5,5,图1-1油气集输工程所包含的范围,一油气集输与处理概况,6,6,油气集输的工作内容:
根据地质开发资料,确定油井产出物的集输方案,确定集输流程;按照确定的集输流程,结合最终产品流向、社会及自然环境确定总体布局、系统的生产能力和站场建设规模;确定油井产出物计量、分离、净化、稳定等过程的单元工艺实施方案,设计或选择实现这些过程的设备,并配置管网;确定符合输送要求的石油及天然气储存能力,适应矿场产销地波动变化。
油气集输系统由不同功能的工艺单元组成,各单元相互关系见图1-2。
一油气集输与处理概况,7,7,图1-2油气集输各单元功能关系方框图,一油气集输与处理概况,8,8,油气田开发的目标是采用经济有效的方法,以尽可能低的成本,获取尽可能高的采收率。
而开发目标的实现是经过包括油气藏、钻井、完井、采油(气)和地面工程在内的各方面共同努力的结果。
油气集输系统的总体布局应根据油气藏构造形态;5-10年油气藏产量变化预测;生产井分布及自然条件等情况;统筹考虑注水、采出水处理、给排水及消防、供配电、通讯、道路等专业,经技术、经济综合对比后合理确定。
油气集输工艺流程应根据油气藏工程和采油采气工程方案、油气物理性质和化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况,本着产品合格、节能降耗、流程简化的精神合理安排。
一油气集输与处理概况,2023/9/25,9,油气集输与处理基础知识,一、油气集输、处理概况二、原油集输三、原油处理四、原油稳定,10,二原油集输,1、原油的密度标准密度单位体积的物体质量称为物体的密度。
我国规定20时的密度为原油的标准密度,以20表示。
油田地面工程建设规划设计规范(SY/T0049-2006)按原油密度、粘度、凝点等条件将原油分为五类,见表2-1。
(一)原油的主要物性,11,二原油集输,表2-1原油分类表,
(一)原油的主要物性,12,二原油集输,相对密度原油的相对密度是原油密度与规定温度下水的密度之比,常用d204表示。
20与d204在数值上是相等的,但物理意义不同。
原油的相对密度主要取决于其化学组成,一般说饱和烃含量高的原油相对密度小;溶解气量多,相对密度小;在其他条件不变时,相对密度随温度升高而减小,随压力增大而增大;石油的相对密度随地层深度的增加而变小;氧化程度越严重,原油的相对密度也越大。
(一)原油的主要物性,1、原油的密度,13,二原油集输,2、原油的粘度粘度是表示液体流动时由于分子摩擦而产生阻力的大小。
粘度是评价原油流动性的一个重要指标,大小主要取决于其化学组成。
分子量小的烷烃、环烷烃含量多,原油粘度就低;石蜡、胶质、沥青质含量高,粘度就高;粘度随温度升高、溶解气量增加而降低;粘度分为动力粘度、运动粘度和相对粘度。
动力粘度又称绝对粘度,在国际单位制SI中,动力粘度单位为帕秒Pa.s。
运动粘度是动力粘度t与同温度、同压力下液体密度t之比值,运动粘度的单位为m2/s。
相对粘度又称恩氏粘度,指油品在某温度下,从恩氏粘度计中流出200ml所需要的时间与在同样条件下流出200ml、20蒸馏水所需时间的比值。
(一)原油的主要物性,14,二原油集输,3、原油的比热容单位质量的物质,在温度升高1时所需要的热量,称为比热容,单位为kJ/(kg)。
比热容常用来表示各物质间的吸热或放热的能力。
比热容越大的物质,在相同质量下,升高同样温度时,所需热量也越多。
4、原油的热导率热导率又称导热系数,反映的是物质的热传导能力。
指在稳定传热条件下,材料在单位长度上温度降低1时,在单位时间内通过单位面积所传递的热量,单位为W/(m)。
热导率受温度的影响很大,热导率越大,表明该材料的热传导性能越好。
(一)原油的主要物性,15,二原油集输,5、原油的凝点和倾点原油在刚刚失去流动性时的温度称为凝点。
所谓凝点,是指石油产品从标准型式的容器中流出的最低温度,通常认为凝点加上2.8就是倾点。
倾点越低,油品的低温流动性越好。
6、原油的初馏点初馏点是在给油品进行馏程测定时所确定的。
测定过程是:
将100mmL(20下)油品放入标准的蒸馏瓶中,按规定的速度进行加热,馏出第一滴冷凝液时的气相温度称为初馏点;依次记下馏出液达10ml、20ml直至90ml时的气相温度,称为10%,20%,90%馏出温度。
当气相温度升高到一定数值后,它就不再上升反而回落,这个最高的气相温度称为干点或终馏点。
初馏点到终馏点这一温度范围称为馏程。
根据馏程可以判断油品组分的轻重,确定其加工和调和的方案,控制油品的质量和使用性能。
(一)原油的主要物性,2023/9/25,16,二原油集输,
(二)集油与输油的区别,17,二原油集输,按集输布站方式,原油集输流程可分为:
1、一级布站集油流程:
井口与原油库之间只有集中处理站。
2、一级半布站流程:
在井口和联合站之间只设计量阀组,数组计量阀组共用一套计量装置。
计量阀组采用巡检制,不设计量岗位,可自动顺序倒井或人为倒井,自动计量。
计量结果由RTU上传至中控室。
(三)集油工艺,18,二原油集输,3、二级布站油气混输流程:
在单井和联合站之间有计量站,单井产出物在计量站经气、液分别计量后,气液再混合经集油管线进入处理站,集中进行再处理。
4、三级布站:
在井口和联合站之间有计量站和接转站。
三级布站是在二级布站的基础上发展起来的。
采油井口的剩余压力不能满足设计流量下的油气集输系统压力降的要求;另外,部分小油田产量较少、油品性质较好,单独建设原油稳定,天然气回收装置又不够经济,需要输至附近油田进行集中处理,这就产生了中间过渡站即接转站。
(三)集油工艺,19,接转站的目的是实现油气分离、管道增压、原油预脱水、污水处理和注水、将原油及天然气输送至联合站作进一步处理。
按加热、输送方式,原油集输流程可分为井口不加热单管集油流程、井口加热单管集油流程、井口掺液双管集油流程、三管热水伴热保温集油流程、萨尔图集油流程、环状集油流程。
二原油集输,(三)集油工艺,4、三级布站,20,二原油集输,1、井口不加热单管集油流程每口油井产出物通过单管混合集中到计量站内,完成计量后的液、气再度混合与其它产出物汇合进入集油管线出站。
(三)集油工艺,图2-1井口不加热单管集油流程,21,二原油集输,1、井口不加热单管集油流程井口不加热集油流程适应于相对密度d2040.86、粘度t20mPas、凝点35的稀油;单井产液量在40t/d及以上,并且井口油温50;井口温度下的粘度t100mPas、凝点5;单井产液量在5t/d以上、气油比在20m3/t以上、集油半径小于1km;原油含水率已达到转相点(一般在5090%之间);油田所处地区最低气温与原油凝点与原油凝点接近或略低35。
达到以上任一条件,均可考虑采用井口不加热集油流程。
(三)集油工艺,2、井口加热单管集油流程单管加热集油流程是指在井口加热一条集油管道,油气混输进计量站的集油工艺。
2023/9/25,22,二原油集输,(三)集油工艺,图2-2井口加热单管集油流程,该流程适用于任何物性的原油,目前主要应用于凝点和粘度较高的石蜡基原油。
随着油井生产的延续,原油含水率超过原油乳状液转相点时,加热集油可逐步过渡到不加热集油工艺。
23,二原油集输,3、井口掺热水(热油)双管集油流程井口所掺热水一般为常温水、热水、活性水、油田产出水和稀油等,从井口到计量站有两条管线,一条是从井口到计量站的出油管线,一条是从计量站配热阀组到井口的热水管线。
流程示意如图2-3。
(三)集油工艺,图2-3井口掺热水(热油)双管集油流程,24,二原油集输,在计量站计量得到的产液量包括油层水和掺入的活性水,需测定总含水率,计量活性水的掺入量,最后通过计算得出本井的产油量和产水量。
该流程主要适用于高含蜡、高凝点、高粘度的中质油、重质油、稠油油田。
优点:
解决了高粘原油的开采问题,并且投产容易,停产简单,管理方便、生产安全;井场及管线不设加热炉,节约燃料;能有效地降低回压,可适当扩大集油半径。
缺点:
流程复杂,投资高;生产难度较大,掺入各井的水量不易稳定控制,产量无法直接计量,给油田动态分析造成一定困难;掺入水循环使用,加大了管线腐蚀、结垢的速度。
(三)集油工艺,3、井口掺热水(热油)双管集油流程,25,二原油集输,4、三管热水(蒸汽)伴热集油流程三管热水(蒸汽)伴热集油流程主要是对单井出油管线采取了伴热保温措施,伴热管线介质有两种,一种为热水,一种为蒸汽。
流程示意见图2-4。
该流程的优点是通过管道换热,间接地为出油管线提供热能,流程的安全性较好;热水不掺入出油管线内,油井计量比较准确。
缺点是系统复杂、投资大、钢材消耗大、生产费用高。
(三)集油工艺,图2-4三管热水伴热集油流程,26,二原油集输,5、萨尔图流程流程采用多井“串联”,油气水混相进站模式。
(三)集油工艺,图2-5萨尔图集油流程,27,二原油集输,(三)集油工艺,萨尔图流程适应于油层压力高、单井产量较大、油井能量差别小,采用横切割注水的行列式开放井网,不适应于面积开发井网。
该流程的优点:
单管集油,比双管、三管流程节省投资;多井串联,泵站数量少,节省投资及能耗。
缺点:
流程的计量点、加热点多而分散,不便管理;由于多井串联于共同的变径集油管线上,各井的生产相互干扰较大,尤其是端点井回压较高,甚至产出液难以进入集油管线;流程适应性较差,不便于日后的调整和改造。
5、萨尔图流程,28,二原油集输,6、环状集油流程环形集油流程也属于多井串联集油流程,见图2-6。
图2-6环形集油流程该工艺流程包括掺水和集油两大部分。
在接转站将循环热水加压后送到阀组间,阀组间内各环掺水阀门将热水分流至各环。
热水先到首井与该井产出物流混合,然后在掺水压力作用下压至阀组间总回油管线,进而压至接转站进行气、液分离。
该流程单井计量利用油井动液面恢复法或采用便携式示功图法进行。
流程适应于油井密度大、产量较低、需要加热集输的油田。
优点是取消了井口加热炉,节约集油管线。
(三)集油工艺,29,二原油集输,1、选择的依据集油流程的选择应以确定的开发方案为基础,与油藏工程、钻井工程、采油工程紧密结合,根据油田面积、油田构造类型、油气储量、生产井分布等,选择恰当的设计参数,如井口回压、出油温度。
集油流程设计应取全取准油气物性参数。
集油流程设计应有详细的布井方式、采油方式、驱油方式、以及开发规划等资料。
集油流程设计应弄清油田所处的地理位置及自然条件、社会条件,取全取准设计必须的气象、水文、工程地质、地震等资料数据。
借鉴同类油田的成功经验,吸取失败教训。
(四)集油流程的选择,30,二原油集输,2、选择的原则集油流程设计要处理好集油流程和各工艺环节间局部流程的相互关系;同时了解地面工程中其它配套系统的生产特点和布局的特殊要求,协调好各专业之间的配合。
在集油流程设计过程中,应充分收集和分析勘探成果所提供的基础资料,恰当地确定集输流程的建设规模和适应能力,避免出现由于规模过小或过大而出现集输系统连年不断扩建或投资浪费的现象。
在选择集油流程时,应借鉴类似老油区或生产试验区集油流程的实践经验,并对收集的有关流程选择的各种资料进行分析,然后确定几种可行的流程进行技术、经济指标对比,选择技术经济指标最好又符合油田实际情况的集油流程。
集油流程对于油田开发、采油工艺的调整应有较强的适应能力,适应油田动态变化;具有调整的灵活性,尽量减少流程的改建工作量。
流程局部调整时,尽量不影响油田的正常生产。
集油流程应当全密闭,充分利用油气资源,降低油气损耗;应充分利用井口回压以及自然地形条件,尽量选择二级或一级布站方式,减少油气的中途接转。
(四)集油流程的选择,31,二原油集输,2、选择的原则集油流程应结合实际情况,做到流程的简化、优化;根据油田类型和油田品质选择能耗低的集油流程;选用高效节能设备和节能技术,将单位能耗和生产费用降到最低。
对实施滚动勘探开发的油田,地面建设应做到建设周期短、投资回报快;工程分期和设备配置应考虑近期和远期的衔接,对其早期生产系统应先建设简易设施,再酌情完善配套。
集油流程的每个工艺环节的设置要充分考虑管网布置的合理性,同时要结合油田所在地区的自然条件和社会条件以及油田生产的总体布局,力求使管网布置距离短、走向合理、运行经济、施工检修方便。
要积极应用先进、适用、经济、可靠地自动化技术,以提高油田的生产及管理水平;同时,应注意集油流程的自动化一定要同集输系统及整个油田的自动化水平相适应,同采油过程的自动化相结合,做到采、输一体化。
集油流程的设计应考虑消除污染、保护环境的技术措施。
(四)集油流程的选择,32,二原油集输,油井产量计量的主要任务是动态监测油井的油、气、水三相产出物的产量,通过对生产数据的分析和研究,掌握油田生产规律,合理控制和协调油田生产过程,及时调整各项开发指标。
1、油井产量计量的一般规定我国对油井产量计量的精度要求是:
最大允许误差应在10%以内;低产井采用软件计量时,最大允许误差宜在15%以内。
每口井每次连续计量时间一般为48h;对于油气产量波动较大或产量较低的井,可延长计量时间812h。
每口井的计量周期为1015d,即每月计量23次。
(五)油井产量计量,33,二原油集输,2、油井产量计量技术的分类常用的计量技术有油井两相分离计量和油井三相分离计量。
油井两相分离计量的方法主要有分离器玻璃管量油、分离器玻璃管电极量油、双容积分离器自动量油、分离器翻斗自动量油。
(1)分离器玻璃管量油在油气分离器侧壁安装一长约80cm的高压玻璃管,其上、下两端分别与分离器的顶部和底部相连通,和分离器构成连通器。
根据连通器原理分离器内液柱压力与分离器内水柱压力相平衡。
由于油、水密度的差别,分离器内油面高度与玻璃管内水面高度不同,知道了水面上升的高度,就可换算出分离器内油柱上升的高度,进而计算出体积;根据玻璃管中水柱上升的高度所需要的时间就可以求出日产量。
玻璃管量油的原理如图2-7所示。
(五)油井产量计量,34,二原油集输,单井日产油量Q(t/d)为:
Q=86400D2(1-fw)式中h水玻璃管内水柱高度,m;水水的密度,t/m3;H混分离器内油柱高度,m;混混合液的密度,t/m3;油油的密度,t/m3;fw含水率,一般经人工化验的出,%;D分离器直径,m;m分离器内混合液的质量,t。
该方法适应于油井含水率低、含水波动小、产量波动较小的油井计量。
(五)油井产量计量,35,二原油集输,
(2)分离器玻璃管电极量油,(五)油井产量计量,2、油井产量计量技术的分类,36,二原油集输,
(2)分离器玻璃管电极量油分离器玻璃管电极量油的原理见图2-8,当玻璃管内水位到达下电极时,电源接通,电表开始计时;当水位上升到上电极时,电表停止计时,这段时间t(s)即为量油时间。
在电表停止计时的同时,电磁阀打开,开始排油。
玻璃管内水位下降到下电极时,一次量油结束,并记录一次量油。
经分离器分理出的气体,从分离器顶部排出,由孔板流量计或旋进旋涡流量计计量。
单井日产油量Qo(t/d)为:
Qo=式中n量油次数,次;t累计量油时间,s。
该方法较玻璃管量油最大的优点在于实现了量油自动化,并提高了计量准确度。
(五)油井产量计量,2、油井产量计量技术的分类,37,二原油集输,双容积分离器自动量油原理如图2-9:
需进行计量的油气混合物先进入分离室进行气液分离;液体从上室靠自重往下室流动时,A-B通道连通,此时C出液口关闭;当下室液体液面上升至上液位时,上浮球液位控制器动作发出信号给三通电磁阀,电磁阀动作将B进液口关闭,阻止上室液体继续往下室流动,同时将A-C通道连通,并发信号给齿轮油泵,齿轮泵启动将下室液体排出;当下室液体液面降至下液位时,下浮球液位控制器发信号控制三通电磁阀动作,将A-B通道连通,同时关闭C出液口以及停运齿轮泵,双容积上室液体经A-B通道进入下室,完成一次计量单位时间内完成计量的次数由控制仪器记录。
计算公式为含水率一般由人工化验测得,进而求得日产油量和日产水量。
(五)油井产量计量,(3)双容积分离器自动量油,2、两相分离计量,38,二原油集输,翻斗量油结构示意图如图2-10。
量油翻斗是用钢板焊接成的两个有公共边的直角等腰三角形容器,在斗型计量容器端面的一个位置上设有固定转轴,在支架上装有挡板,使翻斗保持一个处于进油位置,另一个处于排油位置。
装置工作时,单井来油从进口进入容器上室进行分离,液体溢流至下室翻斗,液量达到翻斗标定重量时,翻斗翻转卸油,同时另一个翻斗翻转至进油位置开始进油,当达到翻斗标定重量时,翻斗翻转卸油,第一个翻斗再进油,再翻转,如此重复工作。
被翻斗计量过的液体聚集在分离器的底部,液体通过浮球阀控制排放。
图2-10分离器翻斗自动量油结构示意图1分离器;2量油翻斗;3翻斗支架;4计数传感器或称重计数传感器;5传感器仪表接口;6分离室和计量室平衡管;7缓冲管;8分离室进液管;9分离气体出口;10出油口;11排污口,(4)分离器翻斗自动量油,(五)油井产量计量,39,二原油集输,(五)油井产量计量,3、三相分离计量技术主要由三相分离器、自动控制系统、计量仪表、数据处理系统四部分构成,特点如下:
三相分离器把油井产出物分离成油、气、水三相后分别进入相应的仪表。
一般分离后原油含水率应小于30%,污水含油率不大于1000mg/L,天然气中含液量应为0.11g/m3,液体内含气量应不大于1%。
在排液、排气过程中,由设在油、气、水三个出口管路上的流量计进行测量,油出口管路上还配套有含水分析仪对油中含水进行在线测量。
由计算机控制系统对计量过程进行控制,对单井油气水总液量、含水率、油温、压力、密度等各种参数进行测量。
三相分离计量技术对于含水较低的的油井,一般原油测量误差较低。
但当油井含水率较高时,要想把高含水原油分离成低含水原油并进行计量,工艺技术十分复杂,误差也较大,管理操作难度大。
40,二原油集输,4、其它油井产量计量技术
(1)多相不分离计量技术油井三相不分离技术改变了传统的单井计量模式,简化了工艺,降低操作管理费用,并且特别适应恶劣的自然环境。
由于油井产出物中的油、气、水不是均匀混合的,它们以不同的速度流动形成复杂的流态,使得多相流计量的精度普遍不高,且价格昂贵。
(2)示功图法量油示功图法量油就是从抽油井系统受力入手,采用在井口测取杆柱载荷和位移与时间的变化关系,测得地面示功图,建立计算模型折算单井的产液量。
示功图法量油最直接的优点是无计量周期的限制,取消了站内单井计量设施,简化了站内工艺流程,还可以将示功图法量油与远程监控技术相结合。
(3)液面恢复法量油液面恢复法量油的原理是用回声记录仪分别测量出油井生产时的动液面和停产后的恢复液面,并记录液面恢复到静止液面的时间,把液面在单位时间内的恢复高度折算成体积,进而求得油井产量。
(五)油井产量计量,41,二原油集输,等温输油管的工艺计算原油管路的摩阻损失包括两部分:
即原油通过直管段所产生的沿程阻力损失和通过各种阀件、管件所产生的局部阻力损失。
管路的沿程阻力损失可用达西公式计算h1=式中水力摩阻系数;L管道长度;d管道内径;v在流动截面上原油的平均流速,m/s;g重力加速度,m/s2。
水力摩阻系数是雷诺数Re和管壁相对当量粗糙度的函数,其中Re=;=当雷诺数小于2000时,流态为层流,水力摩阻系数=;当雷诺数大于3000时,流态为湍流。
湍流流态又可分为水力光滑区、混合摩擦区、粗糙区三个区域,并用临界雷诺数Re1、Re2来划分。
Re1=;Re2=.,(六)集油工艺管路计算,42,二原油集输,当3000ReRe1时,流态为水力光滑区,=0.3164Re-0.25(适应于Re105范围内);当Re1ReRe2时,流态为混合摩擦区,管壁的粗糙突起部分被层流边层所掩盖,的值与Re和均有关(科列波洛克公式)或(伊萨耶夫公式),(六)集油工艺管路计算,当ReRe2时,为粗糙区。
管壁粗糙突起几乎全部暴露在层流边层之外,只与相对粗糙度有关,用尼古拉兹或谢夫林公式求水力摩阻系数:
=(尼古拉兹公式)=0.11(谢夫林公式),等温输油管的工艺计算,43,二原油集输,、油气混输管路的特点原油在管道输送过程中,是一个多相输送的过程。
与单相管路相比,气液混输管路有以下特点:
流型变化多,流动不稳定根据气液两相流在管内的运动情况,把两相管路的流型分为气泡流、气团流、分层流、波浪流、段塞流、不完全环状流、环状流和弥散流等八种,如图2-11所示。
存在相间能量损失;流动不稳定、流动阻力大;数学描述难度大。
(六)集油工艺管路计算,气泡流;(b)气团流;(c)分层流;(d)波浪流;(e)段塞流;(f)不完全环状流;(g)环状流;(h)弥散流,图2-11气液两相流流型,44,二原油集输,、油气混输管路的处理方法1、均相流模型均相流模型是把混合物看成一种均匀介质,因此可以把气液两相管路当作单相管路来处理。
在均相流模型中作出两个假设:
气相和液相的速度相等。
由于气、液速度相等,因此管路还具有截面含气率和体积含气率相等,气液混合物密度和真实密度相等等特点。
气液两相介质已达到热力学平衡状态,气液相间无热量传递,故流动介质的密度仅是压力的单值函数。
2、分相流模型它是把管路内气液两相的流动看作是气液各自分别的流动。
把流体力学方程应用于分相流模型时也作出两条假设:
气液两相有各自按所占流通面积计算的平均速度;气液两相间可能有质量的交换,但气液两相介质处于热力学平衡状态,相间无热量的传递。
分层流、波浪流、环状流等流型与分相流模型的假设条件比较相符,其它流型的偏差较大。
(六)集油工艺管路计算,45,二原油集输,、油气混输管路的处理方法3、流型模型首先分清两相流的流型,然后根据各种流型的特点,分析其流动特性并建立关系式。
按便于建立数学模型的原则,把两相流型划分为:
分离流,它包括分层流、波浪流、环状流;间歇流,它包括气团流和段塞流;分散流,它包括气泡流、分散气泡流和弥散流。
流型的识别方法很多,常用的有贝克流型图、曼德汉流型图。
(六)集油工艺管路计算,46,二原油集输,、油气混输管路的温降计算计算长距离气液两相混输管道温降时,一般应将管路分成若干段,算出各个管段的温降后,相加得到全管路的总温降。
计算距离管段起点l处流体温度分布用下式计算:
t1=t0+(tQ-t0),(六)集油工艺管路计算,长度为L的混输管道终点温度计算式为:
tZ=tQ(tQt0),47,二原油集输,油气混输管道水力计算1、水平气液两相管路的压降计算阻力系数压降计算公式该公式根据均相流模型由能量守恒方程推导得出,其基本方程为:
如将不同流态下的C和n值代入上式,可得到一组不同流态下的压降计算公式1)层流区C=64,n=1,有2)紊流光滑区C=0.3164,n=0.25,有138.63)混合摩擦区C=0.107,n=0.123,有48.334)粗糙区C=,n=0,有465.27,(六)集油工艺管路计算,48,二原油集输,油气混输管道水力计算
(2)杜克勒压降计算法杜克勒法属于分相
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