СБОРНИК ЗАДАН ПО СБОРУ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА ПРОМЫСЛАХ
.pdfСумма 121,83+21,93= 143,76< 143,82 на 0,06 вследствие округления при расчете.
Полученный газ содержит еще много пропан-бутановых фрак ций и поэтому охлаждение его только до 10 °С недостаточно.
РАСЧЕТЫ СЕПАРАЦИИ ГАЗА В ГАЗОНЕФТЯНЫХ СЕПАРАТОРАХ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ
Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффи циентом уноса жидкости
К» = G*/Gr, |
(2.25) |
где Gx — объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком
газа из сепаратора, м3/сут; |
Gm— объемный расход газа на выходе |
из сепаратора, м3/сут. |
расходы газа и жидкости приведены |
При этом все объемные |
к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термоди намическом равновесии.
Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных
сепараторов принимать [12]. |
|
Кж< 10—«. |
(2.26) |
Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в грави тационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле
(р) < 0,245/7 °*5, |
(2.27) |
где р — давление в сепараторе, МПа.
В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в гори зонтальных — к поперечному сечению аппарата, не занятому жид костью. Таким образом, объемная пропускная способность сепара тора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет опреде ляться следующим образом:
Qrn = Fwp (р) р^рг > |
|
|
|
(2.28) |
||
где F — площадь |
поперечного сечения потока газа |
в сепараторе; |
||||
р — давление |
в сепараторе, МПа; |
Т — температура |
в сепараторе, |
|||
К; г — коэффициент |
сжимаемости |
реального газа; |
ро, То — нор |
|||
мальные давление |
и |
температура |
(ро=0,1013 МПа, 7о=273 К). |
|||
В первом |
приближении, подставляя в (2.28) скорость |
(2.27) |
||||
и пренебрегая |
различием объемов |
реального и идеального |
газов |
|||
41
при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах "до 0,6 МПа, получают (м3/с)
Qrn < 660 F- & ~ . |
(2-29) |
|
Вместо |
(2.29) можно пользоваться формулой, |
выражая Q™ |
в м3/сут, |
|
|
Qrn < 57,05 • 106^-у^-. |
(2.30) |
|
Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепа |
||
ратора по |
газу (2.30) пропускная способность его |
по жидкости |
(м3/сут) должна быть не менее |
|
|
фжп — 57,05 • Ю6 Q ^ ^ _в)т ’ |
(2.31) |
|
где G(p) — отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В — обводненность добывае
мой продукции.
Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сече ния, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству
fr > ^ |
Q*G (р) (1 - В) |
(2.32) |
где fr — доля |
поперечного сечения сепаратора, |
занятая потоком |
газа; D — диаметр газонефтяного сепаратора, м; |
Q* — объемный |
|
расход жидкости, проходящий через сепаратор, м3/сут. |
||
З а д а ч а |
2.8. Определить необходимый диаметр вертикально |
|
го сепаратора, если нагрузка на него по жидкости составляет С?ж=10 000 м3/сут, газовый фактор нефти при давлении в сепара торе 0,6 МПа и температуре 293 К равен G{p) = 100 (объем газа приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продукции В= 0,5.
Р е ш е н и е . Так как сепаратор вертикальный, следовательно, все его поперечное сечение занято потоком газа. Поэтому из (2.32)
Так как /Р = 1, то' |
|
|
D2 > |
Ю 000 • 100 (1 — 0,5) |
= 4,22 м3. |
Откуда D > 2,05 м.
Из технических характеристик вертикальных сепараторов из вестно, что максимальный диаметр их не превышает 1,6 м, следо
вательно, вертикальные‘сепараторы в данных условиях использо ваться не должны.
42
З а д а ч а 2.9. Определить максимальную нагрузку на ьерт’и- кальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 МПа и температуре 293 К равен G(p) = 100 (объем газа приведен к нормальным усло виям), обводненность добываемой продукции В = 0,5.
Р е ш е н и е . Из (2.30) сле-йует, что максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по газу при давлении в се параторе 0,6 МПа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение вертикального сепаратора занято потоком газа)
Qrn< 57,05 • |
= 57,05 10® - |
1,62 / 0;6 ^ |
4 -293 |
||
= 0,303 • 10б |
м3/сут. |
|
Из технической характеристики вертикальных сепараторов из вестно, что пропускная способность сепараторов по газу с рабочим
давлением |
0,6 МПа и диаметром 1,6 м равна 0,670-10® |
м3/сут. |
|
Это в 2,21 |
раза |
завышено по сравнению с рекомендацией |
(2.27), |
полученной |
из |
ограничения максимальной скорости потока (не |
|
более 0,1 м/с) |
газа в гравитационном сепараторе при давлении |
||
0,6 МПа и температуре 273 К [12]. Поэтому для дальнейших рас
четов пропускную способность сепаратора |
по газу принимают |
303 000 м3/сут. |
|
По определению |
|
G(p) = Qr (p)/QK, |
(2.33) |
где Qг (р) — объемный поток газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нор мальным условиям), м3/сут; QH— объемный поток нефти, посту пающей в сепаратор, м3/сут. Если известно G(p) и найдено Qr(p), то
Q„ = 303 000/100 = 3030 м3/сут.
Так как обводненность продукции равна 50'%v томаксимальная нагрузка на сепаратор по жидкости составит
Qm= 3030/0,5 = 6060 м3/сут.
Определим допустимую нагрузку на сепаратор по жидкости для заданных условий по (2.31)
<?,„ - 57,05 10- 4 ГобУ -мТив - «** »'/сут.
Расчет по (2.31) дает сразу же нужный результат, расхождение на 5 м3/сут вызвано округлениями при расчете.
З а д а ч а 2.10. Определить долю сечения горизонтального га зонефтяного сепаратора конструкции ЦКБН, которая должна быть занята потоком газа* если нагрузка на сепаратор по жидкости
составляет |
10 006 м3/сут, |
из 1 м3 нефти в сепараторе выделяется |
100 м3 газа |
(объем газа |
приведен к нормальным условиям). Дав |
ление в сепараторе 0,6 МПа, температура293 К. Диаметр сепара тора 2,2 м. Обводненность нефти 50 %.
массы нефти и газа и, следовательно, их молярные доли в смеси, можно решить поставленную задачу.
Находят состав смеси, поступающей в сепаратор, по (2.3) |
|
|||||
л/. |
120 |
|
|
|
|
|
1НГ |
t£ U/’o+120 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|||
где N inr; |
Nir — молярные |
доли i-ro компонента в |
смеси, поступа |
|||
ющей в |
сепаратор, и |
в |
выделившемся |
газе соответственно; |
ц.н— |
|
динамическая вязкость |
сепарированной |
нефти при стандартных ус |
||||
ловиях, |
мПа-с; Го — газонасыщенность |
пластовой |
нефти |
(объем |
||
газа в стандартных условиях), м3/м3; Ki — константа фазового равно весия t'-ro компонента в стандартных условиях (см. приложение II).
Газонасыщенность Г0 можно рассчитать из исходной газонасы-
щенности и плотности нефти |
|
|
|
|
||
Го = 72,6 • 10- 3 • 848,3 |
|
= 67 |
м3/м3. |
|
||
Рассчитывают молярную долю |
двуокиси |
углерода в смеси |
||||
- 0 ,6 1 .1 0 - [1 |
|
|
(I - Щ “ |
|
||
=0,61 |
10—а |^1 — 0,5876 (l — Щ = 0,26 . 10-2. |
|
||||
Соответственно молярная доля |
азота в смеси |
|
||||
ЛГанг = |
15,03 • 10 21^1 — 0,5876 ^1 —щ )] = 6,21 • 10~2. |
|||||
Результаты аналогичных расчетов для других компонентов |
||||||
представлены в табл. 2.11. |
|
|
|
|
||
Таблица 2.11. |
|
Расчетный состав смеси на входе |
в сепаратор |
|
||
|
|
Константа |
|
Молярная доля |
|
|
Компоненты |
|
компонента в газе |
Молярная доля |
|||
фазового равновесия |
однократного разга- |
|||||
|
|
(см. приложение |
2) |
зировання |
компонента в смеон |
|
с о . |
|
71 |
|
|
0,0061 |
0,0026 |
N 2 |
|
635 |
|
|
0,1503 |
0,0621 |
с н 4 |
|
174 |
|
|
0,2946 |
0,1225 |
с гн в |
|
29 |
|
|
0,2084 |
0,0902 |
С3Н8 |
|
8 |
|
|
0,1981 |
0,0962 |
;-с4н 10 |
2,8 |
|
|
0,0232 |
0,0144 |
|
С4н 10 |
|
2,0 |
|
|
0.0678 |
0,0129 |
С6Н12 |
|
0.8 |
|
|
0,0183 |
0,0210 |
|
0,6 |
|
|
0,0190 |
0,0264 |
|
С,н14 |
|
0,18 |
|
|
0,0142 |
0,0522 |
Остаток |
|
|
21,0000 |
0,4995 |
||
|
|
|
|
|
||
Для решения уравнения фазовых равновесий (2.10) примени тельно к условиям в газонефтяном сепараторе, т. е. давлению равновесия 0,6 МПа и температуре 30 °С, необходимо знать
Так как молярная доля газообразной фазы в сепараторе равна
Nv = - 3 — = 0,287, |
(2.35) |
п\\\ пГ
а йля нахождения количества молей газа и нефти необходимо знать молекулярную массу газа и нефти, поступают следующим образом.
Рассчитывают молярную массу сепарированной нефти по (1.59) Л4„ = 200 • 848,3 • 10—3 • 80,11 = 213 кг/кмоль.
Оценивают молярную массу остатка по формуле института Гипровостокнефть [5]
М0= 1,011 • М„ + 60 = 1,011 • 213 + 60 = 275 кг/кмоль.
Зная состав нефти в сепараторе и молярные массы компонентов, находят молярную массу нефти в газонефтяном сепараторе
Mtt(p ) = Y i M lNitt, |
(2.36) |
i=i |
|
где Mi — молярная масса г-го компонента нефти, кг/кмоль; Nin— молярная доля t'-ro компонента в нефти.
Подставляя данные табл. 2.12, получают Ми(р)= 44,01 . 0,0006 +.28,02 . 0,0016 + 16,04.0,0122 + + 275.0,7006 = 210 кг/кмоль.
Аналогично определяют молярную массу газа в газонефтяном сепараторе
MF( p ) = ' £ M iN ir, |
(2.37) |
t=i |
|
где п —число компонентов в нефти. В газе |
их на единицу меньше |
так как принимается, что в нефти содержится нелетучий компо нент—остаток; Nir — молярная доля i-го компонента в газе.
Из данных табл. |
2.12 |
получим |
|
Мг(р) = 44,01.0,0077 + |
28,02.0,2123 + 16,04 . 0,3963 + |
+ |
|
+ 86,17 • 0,0034 = |
27,2 |
кг/кмоль. |
|
Так как масса вещества равна произведению числа молей вещества на его молярную массу, то масса нефти в сепараторе равна
ти — пнМ н (р)у |
(2.38 |
соответственно газа |
|
тг = пгМ г (р). |
(2.39) |
Следовательно, на единицу массы нефти в сепараторе содержится газа
щ _ пгМг (р)
м „ (рУ
Давление насыщения пластовой нефти 10,2 МПа, пластовая температура 54 °С, газонасыщенность 136,5 м3/т (объем газа при веден к нормальным условиям), плотность дегазированной нефти при 20 °С и атмосферном Давлении 825,1 кг/м3, относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования нефти 1,09, молярные доли — азота 0,0278 и метана 0,3906 в газе однократного разгазирования.
Р е ш е н и е . Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить по методике ступенчатого разгазирования нефти [3].
Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепа раторе, приведенное к нормальным условиям, может быть рас
считано по формуле |
|
||
G = TTR [D\ (1 + R) — 1], |
(2.44) |
||
где Гт— газонасыщенность пластовой нефти, м3/т, |
объем газа при |
||
веден к нормальным условиям; |
|
||
n _ |
1бБ— |
|
|
PS20 |
|
(2.45) |
|
|
(Ю^о)’ |
||
|
|
||
Ps2o—давление насыщения нефти при 20 °С, МПа |
|
||
P S 20 — |
, |
20 |
(2.46) |
P S + |
9i 157 _|_ * |
||
ps —давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа; tпл — пластовая температура, °С;
с |
701,8 |
|
|
|
,0 |
^Ш- Г т(УУСн4-0,8УУа)' |
|
|
|
<2-47> |
|
Мсн„ Мд — молярная доля метана и азота, |
соответственно, |
в газе |
|||
однократного |
разгазирования |
нефти |
до атмосферного давления |
||
при 20 °С; |
|
|
|
|
|
D\ = 4,06 (р„рг — 1,045), |
|
|
|
(2.48) |
|
Рн = Рн/1000, |
|
|
|
(2.49) |
|
р„ — плотность дегазированной |
нефти |
при 20 °С и атмосферном дав |
|||
лении, кг/м3; |
рг — относительная (по |
воздуху) |
плотность газа |
одно |
|
кратного разгазирования нефти. Находят
г_____________ 701.8__________ Iо QCO
' ш ~ 136,5 (0.3906— 0,8 • 0,0278) ~ |
,У |
Давление насыщения нефти газом при 20 °Q
P S* = W.2 + 9,|527° + g 95B = |
МПа- |
. 0,6 |
|
1& т |
—0,599, |
lg (10 • 8,73) ' |
|
01 = 4,06(0,8261 |
1,09— 1,045) = —0,591. |
Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтя ном сепараторе,
G = 136,5 (—0,599) [(—0,591) (1 — 0,599) — 1 ] = 101,1 м3/т.
Так как нагрузка на сепаратор по нефти составляет 20 000 м3/сут, то соответствующая нагрузка на сепаратор по газу составит
Qr = 20000.825,1 10~3 101,1 = 1,668 • 10® м3/сут.
Как следует из табл. 2.13, наиболее подходит сепаратор НГС6-3000 с пропускной способностью по газу 1,50-10® м3/сут. Пропускная способность этого сепаратора по нефти превышает ожидаемую нагрузку на 10000 м3/сут, а по газу меньше ожидаемой на 168 000 м3/сут.
Г л а в а 3
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ОДНОФАЗНЫЕ ж и д кости ПРИ ПОСТОЯННОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ
РАСЧЕТЫ ПРОСТЫХ ТРУБОПРОВОДОВ [181
Закон сохранения энергии потока в трубопроводе выражается
уравнением Бернулли |
|
pi — p\ = 0,5р (а2г> —«ми?) + ?g(z2 — Zi) + &.pTp, |
(3.1) |
где ри р2 — давления в сечениях 1 |
и 2 соответственно; р — плот |
ность потока; ось а2— поправочные |
коэффициенты на неравномер |
ность распределения скоростей по сечениям; |
v2— средние ско |
||
рости |
в соответствующих сечениях; Z\} |
z2— высоты соответству |
|
ющих |
сечений над условным уровнем; |
Дртр — потери давления |
|
между |
сечениями, связанные с работой сил трения. |
||
Потери давления (напора) на трение зависят от диаметра тру бопровода, состояния внутренней поверхности его стенок, коли чества прокачиваемой жидкости и ее физических свойств и опреде ляются по формуле Дарси — Вейсбаха
bp = Pl— P2 = \ j y \ ? |
(3.2) |
ИЛИ