- •4.3.2 Установка низькотемпературної сепарації газу з
- •4.3.3 Установка низькотемпературної сепарації газу з
- •4.6.1 Установка низькотемпературної сепарації газу з
- •4.6.2 Установка низькотемпературної сепарації газу з
- •4.6.3 Установка низькотемпературної сепарації газу з
- •1.2 Хімічний склад свердловинної продукції
- •1.3 Спосіб вираження складу фаз
- •Розділ 2 Системи збору і транспорту свердловинної продукції
- •2.1. Класифікація систем збору і транспорту
- •2.2 Технологічний розрахунок промислових газопроводів
- •2.2.1 Гідравлічний розрахунок простих газопроводів
- •2.2.2 Гідравлічний розрахунок складних газопроводів
- •2.2.3. Гідравлічний розрахунок конденсатопроводів і
- •2.2.4 Тепловий розрахунок промислових
- •2.2.5 Механічний розрахунок промислових
- •2.3. Ускладнення в системах збору свердловинної продукції
- •2.3.1 Нагромадження твердих осадів у трубопроводах
- •2.3.2 Утворення гідратів у трубопроводах
- •2.3.3 Корозія промислових трубопроводів
- •3 Розділення свердловинної продукції
- •3.1 Сепарація продукції свердловин
- •3.1.1 Конструкції сепараторів
- •3.1.2 Технологічний розрахунок сепараційного
- •Розділ 4 Підготовка природного газу і вуглеводневого конденсату до транспорту, пластової води до утилізації
- •4.1 Методи промислової підготовки газу і конденсату
- •4.2 Вибір методу підготовки газу і конденсату до транспорту
- •4.3 Низькотемпературний метод підготовки природного газу
- •4.3.1 Установка низькотемпературної сепарації газу з використанням дросель – ефекту
- •4.3.2 Установка низькотемпературної сепарації газу з використанням турбодетандерів
- •4.3.3 Установка низькотемпературної сепарації газу з використанням холодильних машин
- •4.4 Абсорбційний метод промислової підготовки газу
- •4.4.1 Абсорбційна установка осушення газу гліколями
- •4.4.2 Абсорбційна установка відбензинювання природного газу
- •4.5 Адсорбційна установка осушення і відбензинювання природного газу
- •4.6.4 Абсорбційна установка осушення газу гліколями
2.2.3. Гідравлічний розрахунок конденсатопроводів і
водопроводів
При транспортуванні негазованих рідин (конденсат, вода) необхідно враховувати рельєф траси трубопроводу.
Для одержання повної інформації для розрахунків, всю трасу трубопроводу замінюють еквівалентною (розрахунковою), яка складається із послідовно з’єднаних висхідних lВ.і і низхідних прямолінійних відрізків довжинами lН.і (і = 1, 2, 3, ..... , n). Еквівалентну трасу будують для спрощення і скорочення числа розрахункових ділянок n.
Для прикладу, така розрахункова схема гідравлічного розрахунку рельєфного трубопроводу наведена на рис. 2.9.
lі - довжина висхідних і низхідних прямолінійних відрізків трубопроводу; zі - геодезичні відмітки початку і кінця висхідних і низхідних прямолінійних відрізків трубопроводу
Рис. 2.9 - Розрахункова схема гідравлічного розрахунку
рельєфного трубопроводу
За розрахункову довжину висхідної lВі і низхідної ділянки lНі приймають сумарну довжину всіх проміжних висхідних і низхідних відрізків реальної траси.
Для прикладу, згідно наведеної схеми на рис. 2.9, розрахункову довжину ділянок знаходять
lВ i = lВ 1 + lВ 3 + lВ 5
lН i = lН 2 + lН 4
Якщо структура руху потоку газорідинної суміші на висхідній і низхідній ділянках однакова, то розрахунок ведуть для всієї довжини трубопроводу
L =
lВ
i + lН
i )
(2.45)
Висота геодезичних відміток висхідних і низхідних відрізків рівна різниці геодезичних відміток на початку zп і в кінці zк кожного відрізку і її визначають:
- згідно схеми
hВ1 = z2 - z1; hН 2 = z3 - z2; hВ3 = z4 - z3;
hН 4 = z5 - z4; hВ 5 = z6 - z5;
- в загальному вигляді
hВ i = ZВ П + ZВ К ) (2.46)
hН i = ZН П + ZН К ) (2.47)
- сумарна висота висхідних і низхідних ділянок
hВ =
hВ
i
(2.48)
hН = hН i (2.49)
Для визначення перепаду тиску вздовж трубопроводу користуються рівнянням Бернуллі
ΔР = ΔРТР + ΔРМО + ΔРГС (2.50)
де ΔР = РП – РК - загальні втрати тиску, Па;
РП і РК - відповідно тиски на початку і в кінці трубопроводу, Па;
ΔРТР – втрати тиску на перемагання сил тертя по довжині трубопроводу, Па;
ΔРМО – втрати тиску на перемагання сил тертя на місцевих опорах, Па;
ΔРГС – втрати тиску на перемагання гідростатичного стовпа рідини, Па.
Рівняння (3.6) можна представити у вигляді
ΔР =
hВ - hН
) =
= λ
ξ
± ρрg(hВ
- hН
) (2.51)
де υР – середня швидкість рідини, м/с; QР – витрата рідини, м3/с; L – загальна довжина трубопроводу, м; dВН – внутрішній діаметр трубопроводу, м; ρр – густина рідини (нафти або води), кг/м3; g – прискорення вільного падіння, м/с2; hВ і hН – сумарна висота висхідних і низхідних ділянок (якщо hВ > hН у формулі ставиться „+”, якщо hВ < hН – ставиться „–”), м;
ξ – коефіцієнт місцевих опорів, який залежить від форми місцевого опору і числа Рейнольда (безрозмірний); λ – коефіцієнт гідравлічного опору труб, який залежить від числа Рейнольдса (Rе) і відносної шорсткості труб (ε), які визначають за формулами:
Re =
=
(2.52)
ε
=
(2.53)
де μР – динамічна в’язкість рідини, Па∙с; kе – абсолютна шорсткість стінок труби, мм (для нових труб і труб, які не підлягали корозії, приймають рівною 0,03 мм); dВН – внутрішній діаметр труб, см.
Враховуючи, що ΔРМО << ΔРТР, втратами тиску на місцевих опорах нехтують ΔРМО = 0 і формула (2.50) приймає вигляд
ΔР = ΔРТР + ΔРГС (2.54)
1) ламінарний режим руху рідини, коли Rе < 2320, коефіцієнт λ не залежить від абсолютної шорсткості труб kе і визначається за формулою Стокса
(2.55)
2) турбулентний режим руху рідини, при Rе > 2320, поділяють на 3 зони, які розділяються між собою перехідними числами Рейнольдса:
а) гідравлічно гладкі труби, λ не залежить від ε,
2320 < Rе < Rе пер1,
Rпер
1 =
(2.56)
при Rе < 105 коефіцієнт λ визначають за формулою Блазіуса
λ =
(2.57)
б) перехідна зона (змішане тертя), коли
Rе пер1 < Rе < Rе пер2,
Rпер
2 =
(2.58)
коефіцієнт λ визначають за формулою Альтшуля
λ = 0,11
(2.59)
в) квадратичний режим руху рідини, коли Rе > Rе пер2, коефіцієнт λ не залежить від числа Рейнольдса, при Rе > 105 визначається за формулою Нікурадзе
λ =
(2.60)
або за формулою Шифрінсона
λ = 0,11
(2.61)
