нефти Садового месторождения
.pdf
консорциум н е д р а
59
CO2 |
N2 |
CH4 |
|
C2H6 |
|
C3H8 |
|
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
119747,63 |
1371,35 |
3551,18 |
15046,05 |
|
39184,25 |
|
8290,87 |
|
24495,99 |
9350,74 |
9602,71 |
8.Определяем отношение массы газовой фазы к массе жидкой фазы в сепараторе в любой момент времени
= |
v |
|
M |
н |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
L |
|
M |
г |
|
|
|
|
= 0,30
9.Находим максимальную объемную нагрузку на сепаратор
Q |
= Q |
Ж |
(1 − |
В |
) |
н |
|
|
|
Q |
= 8968,00 |
н |
|
(9.12)
(9.13)
10. |
Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти для создания |
||
необходимого запаса надежности, находим массовую нагрузку сепаратора по нефти |
|
||
|
|
Gн = QН Н |
(9.14) |
G |
н |
= 7539397,60 |
|
|
|
|
|
11.Находим массовую нагрузку по газу на сепаратор
G |
Г |
= G |
Н |
|
|
|
|
(9.15)
G |
Г |
= 2249761,99 |
|
|
консорциум н е д р а
12.Рассчитываем объемную нагрузку на сепаратор по газу
Q |
= |
22400 G |
Г |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
Г |
|
М |
|
|
|
|
Г |
|
|
|
|
|
|
|
Q |
Г |
= 218498,52 |
|
|
13.Зная QЖ, QГ, РРАБ и ТРАБ по любому из справочников находим марку необходимого сепаратора.
Вывод.
Исходя из исходных и расчетных данных, выбираем нефтегазовый сепаратор НГС-II-П-1,0-3000-2-Т-И.
60
(9.16)
консорциум н е д р а
61
10. Гидравлический расчет сложного трубопровода, транспортирующего двухфазную жидкость.
Технические условия для выполнения расчета.
Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скв.4
Садового месторождения до УПСВ «Дерюжевская». Движение газожидкостной смеси от скв.4 до УПСВ происходит по следующей схеме, изображенной на рисунке 10.1.
Схема движения газожидкостной смеси
|
А |
|
4 |
B |
С |
|
АГЗУ-4 |
УПСВ |
|
Рис. 10.1
Исходные данные.
1.Длина участка АB, L1=1430 м;
2.Внутренний диаметр трубопровода на участке АB, D1=0,098 м;
3.Расход смеси на участке АВ, Q1=0,00089 м3/сек;
4.Длина участка ВС, L2=5770 м;
5.Внутренний диаметр трубопровода на участке ВС, D2=0,152 м;
6.Расход смеси на участке ВС, Q2=0,00215 м3/сек;
консорциум н е д р а
7.Плотность нефти, ρн=842 кг/м3;
8.Плотность растворенного в нефти газа, ρг=1,101 кг/м3;
9.Динамическая вязкость нефти, μн=18,07 10 –3 Па·с;
10.Динамическая вязкость газа, μg=7,8·10 –6 Па·с;
11.Объемная доля растворенного в нефти газа, α=0,370;
12.Массовая доля растворенного в нефти газа, х=0,013;
13.Абсолютная шероховатость, e=0,0015м
Результаты расчета.
1. Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей W и н/ г и сравним их с табличными.
|
|
18,07 |
10 |
−3 |
|||
н |
= |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7,8 10 |
−6 |
|
|||
г |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
G |
, |
|
|
|
|
|
S |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
=
2316,7
1000.
где G – массовый расход, кг/с;
S – площадь сечения трубы, м2.
G = Q ,
G = 0,89 10 −3 |
842 = 0,75кг / с. |
|||
1 |
|
|
|
|
G |
|
= 2,15 10 |
−3 |
842 =1,81кг / с. |
2 |
|
|||
|
|
|
|
|
62
(10.1)
(10.2)
(10.3)
консорциум н е д р а
|
D |
|
|
S = |
2 |
, |
|
вн |
|||
|
|
||
|
4 |
|
|
|
|
3,14 0,098 |
2 |
|
|
|
|
S |
|
= |
= 0,0075м |
2 |
. |
|||
|
|
|
||||||
1 |
4 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,14 0,152 |
2 |
|
|
|
|
S |
|
= |
= 0,0181м |
2 |
. |
|||
|
|
|
||||||
2 |
4 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W1 |
= |
0,75 |
= 99,40 |
100. |
|
|
||
0,0075 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
63
(10.4)
W2 = |
1,81 |
|
|
= 99,81 100. |
|
|
|
|
|
||
0,0181 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Так как |
|
н |
|
1000 и W 100 в обоих случаях, то применяем методику Локкарта-Мартенелли. |
|
||||||
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Следовательно, базовым уравнением для расчёта является: |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
Ртр |
= f |
Рf |
= g |
Рg , |
(10.5) |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
2 |
|
|
где Рf - потери давления, которые были бы, если бы по трубе текла только нефть с тем же массовым расходом,
Па;
Рg – потери давления, которые были бы, если бы по трубе тёк только газ с тем же массовым расходом, Па;
Фf, Фg – поправочные коэффициенты.
2f |
= 1 + |
С |
+ |
1 |
, |
(10.6) |
|
Х |
Х 2 |
||||||
|
|
|
|
|
2g =1+ C Х + Х 2 , |
(10.7) |
консорциум н е д р а
где Х2 – параметр Мартенелли;
С – параметр двухфазности, берётся из таблицы в зависимости от Ref и Reg.
Для этого по формуле найдём значения чисел Рейнольдса по жидкости и по газу:
Qf = Q (1−),
где Qf – расход жидкой фазы в объёме трубопровода, м3/с;
- объёмное газосодержание.
Q |
|
|
= 0,89 |
10 |
−3 |
|
(1 − 0,37) |
= |
0,56 10 |
−3 |
м |
3 |
/ с. |
|||||||||
f |
1 |
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
= 2,15 |
10 |
−3 |
|
(1 − 0,37) |
= |
1,35 10 |
−3 |
м |
3 |
/ с. |
||||||||
f |
2 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 0,56 10 |
−3 |
842 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Re |
|
|
= |
|
|
= 339,6 |
|
|
|
|||||||||||||
f 1 |
3,14 |
0,098 18,07 10 |
−3 |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
4 1,35 10 |
−3 |
842 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Re |
|
= |
|
|
= 529,0 |
|
|
||||||||||||||
|
f 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
−3 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
3,14 0,152 18,07 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Q |
= Q − Q |
, |
g |
f |
|
где Qg – расход газовой фазы в объёме трубопровода, м3/с.
Q |
g1 |
= 0,89 10−3 |
− 0,56 10−3 |
= 0,33 10−3 м3 / с. |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
= 2,15 |
10 |
−3 |
−1,35 10 |
−3 |
= 0,80 10 |
−3 |
м |
3 |
/ с. |
||
g 2 |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re g1 |
= |
4 0,33 10−3 1,101 |
= 604,2 |
|
|
|
|
||||||
3,14 |
0,098 7,8 10−6 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
64
(10.8)
(10.9)
консорциум н е д р а
Re g 2 |
= |
4 0,80 10 |
−3 1,101 |
= 941,1 |
||
3,14 |
0,152 |
7,8 10−6 |
||||
|
|
|
||||
Параметр Мартенелли можно найти следующим способом:
|
|
|
|
2−n |
|
g |
|
f |
|
n |
||
|
|
1 |
|
|
|
|||||||
Х |
2 |
|
|
, |
||||||||
|
= |
−1 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
х |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f |
|
g |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
65
(10.10)
где х – массовое газосодержание;
n – эмпирический показатель степени. Для случая Ref 2400, n=1.
|
|
|
1 |
|
2−1 |
|
1,101 |
|
18,07 10 |
−3 |
|
1 |
||
|
|
|
|
|
||||||||||
|
2 |
|
|
|
|
|||||||||
Х |
= |
|
−1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 230,0 |
|
|
|
|
|
|
|
−6 |
||||||||
|
|
|
0,13 |
|
|
|
842 |
|
7,8 |
10 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Выбираем из таблицы для обоих участков трубопровода, для случая, когда Ref 2000 и Reg 2000 значение параметра двухфазности С=5.
|
2 |
=1 |
+ |
5 |
+ |
1 |
|
=1,02 |
|
|
|
||||||
f |
|
|
2 |
|||||
|
|
|
230 |
,0 |
230 ,0 |
|
||
|
|
|
|
|
|
Рf можно найти по формуле Дарси-Вейсбаха:
Р f |
= |
L vc2 |
f |
, |
(10.11) |
|
|
||||
|
|
Dв |
2 |
|
|
где - коэффициент гидравлического сопротивления; vc – средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с.
консорциум н е д р а
= 64 , Re f
|
|
= |
64 |
= 0,19 |
|
|
|
||||
1 |
|
339 ,6 |
|
||
|
|
|
|
||
|
|
= |
64 |
= 0,12 |
|
2 |
529 ,0 |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
||
v |
|
= |
Q |
f |
, |
|
|
|
|||||
c |
S |
|||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
0,56 10 |
−3 |
|
|
|
|
|||
vс1 = |
|
|
|
|
= 0,0744м / с. |
|
|||||
0,0075 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
1,35 10 |
−3 |
|
|
|
|
|||
v |
|
= |
|
|
= 0,0747м / |
с. |
|
||||
с2 |
0,0181 |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
1430 0,0744 |
2 |
842 |
|
||||
Р |
|
= 0,19 |
|
|
= 6403,3Па. |
||||||
f 1 |
|
|
|
0,098 2 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
5770 0,0747 |
2 |
842 |
|
|||
Р |
|
= 0,12 |
|
|
=10785,0Па. |
||||||
f 2 |
|
|
|
0,152 2 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Зная обе составляющие, находим потери на трение обеих участков трубопровода по формуле (38).
Ртр1 |
=1,02 6403,3 = 6542,6Па. |
Р |
=1,02 10785,0 =11019,6Па. |
тр2 |
|
66
(10.12)
(10.13)
Найдём общие потери давления по формулам при движении продукции от скважины до УПСВ.
консорциум н е д р а
|
Р |
= Р |
+ Р |
тр2 |
= 6542,6 +11019,6 =17562,2Па. |
трi |
тр1 |
|
|
||
i |
|
|
|
|
|
67
Зная величину давления на скважине и потери давления на трение, можно найти давление в конце трубопровода, то есть у УПСВ:
Р |
= Р |
− |
|
Р |
, |
к |
н |
|
тр |
|
|
|
|
|
i |
|
|
(10.14)
Р |
|
= 0,7 10 |
6 |
−17562 ,2 |
0,682 МПа. |
к |
|
||||
|
|
|
|
|
Выводы.
Из расчётов можно сделать вывод, что газонасыщенная нефть, по сборному коллектору, способна дойти от скважины до УПСВ за счёт собственного давления. Потери на трение не значительны. Следовательно, дополнительных насосов не требуется.
Литературный обзор на тему «Трехфазные сепараторы»
Вертикальные гравитационные сепараторы Данная конструкция имеет две основные модификации: ГЩ – с щелевым вводом продукции и ГТ с
тангенциальным вводом продукции. Они применяются в основном в двухтрубных системах сбора. Основные технические характеристики сепараторов ГТ в качестве примера даны в таблице 1, а устройство показано на рис.1.
Таблица 1
Основные технические характеристики сепараторов ГТ
Условный |
Рабочее |
Пропускная |
Высота |
Общая |
диаметр, |
давление, |
способность по |
корпуса, |
масса, |
мм |
МПа |
газу, м3/сутки |
мм |
Кг |
400 |
1,6 |
80 |
3525 |
484 |
консорциум н е д р а
68
|
6,0 |
180 |
3525 |
748 |
600 |
0,07 |
33 |
3630 |
357 |
|
0,6 |
100 |
3630 |
454 |
|
1,6 |
180 |
3630 |
725 |
800 |
0,07 |
60 |
3710 |
500 |
|
0,6 |
175 |
3710 |
640 |
|
1,6 |
320 |
3720 |
1310 |
1000 |
0,07 |
90 |
3810 |
735 |
|
0,6 |
275 |
3810 |
900 |
|
1,6 |
500 |
3820 |
1826 |
1200 |
0,6 |
400 |
3900 |
1615 |
|
1,6 |
730 |
3920 |
2640 |
1400 |
0,6 |
540 |
4000 |
1920 |
1600 |
0,6 |
720 |
4110 |
2100 |
2000 |
0,07 |
370 |
4310 |
1840 |
Схема вертикального сепаратора ГТ