Киселевского месторождения
.pdfl |
|
= min 100;63,8 ; |
1 p |
|
|
l |
|
= 63,8мм. |
1 p |
|
|
l |
2 p |
= min 150; 274 ; |
|
|
|
l |
2 p |
= 150мм. |
|
|
|
l |
3 p |
= min 8; 21,7 ; |
|
|
|
l |
3 p |
= 8мм. |
|
|
|
63,8 (16 −1,48 2,8) 1 +150 12 1 + 8 (10 − 2,8 − 2) 1 +198,9 (16 −12,2 − 2,8) |
||
0,5 (362,6 − 79,5) 12,2 |
||
2788 > 1726 – Условие выполняется.
Расчетная толщина стенки штуцера:
S |
=1,48мм; |
1p |
|
Допускаемое внутреннее давление:
P = 1,71МПа V = min 1;1,07 ;VP P, т.е.1,71
= 1. 1,6
- Условие выполняется.
Расчет для штуцера Г ( |
Д |
150 |
). |
||
у |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Труба 159 x 8 – Сталь 20. |
|
|
|
|
|
Для патрубков из стали 20 |
|
|
= 147 МПа. |
||
|
|
||||
d |
p |
= 149,4мм. |
|
|
|
|
|
d |
p |
d |
; |
|
0 |
|
|
114
(11.24)
Консорциум н е д р а
149,4 > 111.4, - Условие не выполняется, поэтому отверстие укрепляем.
Расчетные длины штуцера:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
|
|
= min 100;33.4 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 p |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
|
|
= 33,4мм. |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 p |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
2 p |
= min 100; 253 ; |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
2 p |
= 100мм. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
3 p |
= min 8;10,2 ; |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
l |
3 p |
= 8мм. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S |
1 p |
= 0,81мм. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
33,4 (8 − 0,81− 3,2) 0,78 +100 10 + 8 (8 − 3,2 − 2) 078 +198,9 (16 −12,2 − 2,8 ) |
||||||||||||||||||||
|
0,5 (149,4 − 79,5) 12,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
1320 426 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
- Условие выполняется. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Допускаемое внутреннее избыточное давление: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P = 1,71МПа. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Т.е. 1,71 > 1,6, - Условие выполняется. |
|||||||||||||||
Расчет для штуцеров Д( |
Д |
у |
50), И ( |
Д |
у |
50), К ( |
Д |
у |
50), D ( |
Д |
у |
50), Ю ( |
Д |
у |
50). |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
d |
p |
d |
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
111,4 < 50.8 – Условие выполняется, укрепление штуцеров не требуется.
115
(11.25)
Консорциум н е д р а
Штуцера
условия (11.25).
Д |
у |
50 |
|
|
и
Д |
у |
25 |
|
|
116
на днище укреплению не подлежат, т.к. отверстия не взаимовлияющие и выполняются
12. Технологический расчет сепаратора
Исходные данные для нефтегазового сепаратора НГС (С-1), установленного на УПН «Радаевская».
Исходные данные для расчёта
1.Реальный расход жидкости, QЖ =1080 м3/сут;
2.Рабочее давление, Ррасч=0,06 МПа;
3.Рабочая температура, Траб=90 0С;
4.φв=0,40 д.е.;
5.Газонасыщенность жидкости, Го=41 м3/т;
6.Плотность нефти, ρн=868,0 кг/м3;
7.Вязкость нефти, μн=12,5×10-3Па·с.
8.Объемный состав газа однократного разгазирования нефти
Таблица 12.1
yi0
СО2 |
N2 |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
i-С4Н10 |
н-С4Н10 |
i-С5Н12 |
н-С5Н12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
0,13 |
0,26 |
0,16 |
0,08 |
0,038 |
0,089 |
0,038 |
0,032 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Схема горизонтального сепаратора
Консорциум н е д р а
117
Рис.12.1
Расчет сепаратора
Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должен быть не менее 35,0
МПа. Выбираем величину 68.95 МПа, рекомендуемую в методическом указании.
По справочным таблицам находим константы равновесия для всех компонентов исходной смеси
Таблица 12.2
Ki
CO2 |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
i- |
n- |
i- |
n- |
H2S |
|
|
|
|
|
C4H10 |
C4H10 |
C5H12 |
C5H12 |
|
5,30 |
114,00 |
25,00 |
5,00 |
10,00 |
0,80 |
0,90 |
0,99 |
0,88 |
5,30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Для расчета состава фаз необходимо определить долю отгона при заданных температуре, давлении и составе сырья. Доля отгона рассчитывается из уравнения равновесия для парожидкостной смеси. При заданных
Консорциум н е д р а
118
температуре, давлении и составе исходной смеси, поступающей на разделение, рассчитывают долю отгона
|
n |
последовательных приближений. Для этого задают долю отгона по уравнению равновесия подсчитывают |
|
|
|
|
i=1 |
методом
xi (13.1).
Если полученная сумма равно единице, то значение доли отгона выбрано правильно. В противном случае необходимо
задать новое значение |
е |
, добиваясь, чтобы сумма в левой части уравнения была равна единице. Подбор значения доли |
|
отгона произведен с помощью пакета MSOffice.
где
При уравнению (13.2):
|
n |
|
|
n |
|
y |
0 |
|
|
|
|
|
|
x |
= |
|
|
i |
|
= 1 |
|
|
|
|
i |
|
|
|
|
|
|
|
(13.1) |
||
|
|
1 |
+ e (K |
|
−1) |
|
|||||
|
i=1 |
|
|
i=1 |
i |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
x |
i -мольная доля компонентов в жидкой фазе; |
å |
- мольная доля отгона. |
||||||||
|
|
||||||||||
полученном значении доли отгона рассчитывают содержание каждого компонента в жидкой фазе по
n |
n |
|
|
0 |
|
|
|
xi |
= |
|
|
yi |
|
|
(13.2) |
1 |
+ e (K |
|
−1) |
||||
i=1 |
i=1 |
i |
|
||||
|
|
|
|
|
|||
Мольный состав паровой фазы рассчитывают по уравнению:
n |
|
|
|
n |
K |
y |
0 |
|
n |
|
|
|
|
|
y |
i |
= |
|
i |
|
|
i |
= |
|
i |
i |
= 1 |
|
|
|
|
|
|
K |
x |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
i=1 |
|
|
|
i=1 |
1 + e (K |
i |
−1) |
i=1 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
(13.3)
Контролем правильности проведения расчета является выполнения равенства (13.2) и (13.3).
Консорциум н е д р а
119
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 13.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
xi |
|
|
|
|
|
CO2 |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,000 |
0,000 |
0,002 |
0,008 |
0,002 |
0,704 |
0,169 |
0,040 |
0,074 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
yi |
|
|
|
|
|
CO2 |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,001 |
0,027 |
0,057 |
0,040 |
0,019 |
0,564 |
0,152 |
0,039 |
0,100 |
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рассчитываем молекулярную массу отсепарированной нефти в стандартных условиях:
M |
0 |
= 0,2 |
|
|
0,11 |
|
|
|
|
||
|
H |
|
н |
|
н |
M H0 = 0,2 868 (12,5 10−3 )0,11
(13.4)
= 107 ,20а.е.м.
Молекулярная масса остатка в стандартных условиях определяем по формуле института «Гипровостокнефть»:
M |
0 |
=1,011 M |
0 |
+ 60 |
|
0 |
Н |
||||
|
|
|
(13.5)
M |
0 |
=1,011 107,20 |
+ 60 |
=168,38а.е.м. |
|
0 |
|||||
|
|
|
|
Находим молекулярные массы жидкой и газовой фаз в сепараторе:
Консорциум н е д р а
M M
н= n= M i xi
i1
Г= n= M i yi
i1
120
(13.6)
(13.1)
Таблица 13.4
МН
CO2 |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
|
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,01 |
0,9 |
0,09 |
6,23 |
0,2 |
|
53,86 |
19,8 |
18,8 |
7,33 |
107,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МГ |
|
|
|
|
|
CO2 |
N2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
|
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,7 |
0,76 |
5,9 |
31,21 |
26,84 |
|
52,68 |
18,3 |
22,84 |
9,2 |
168,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Находим максимальную объемную нагрузку на сепаратор
Q |
= Q |
Ж |
(1 − |
В |
) |
н |
|
|
|
(13.8)
3 |
/ сут |
Q =1080 (1−0,40) = 648м |
|
н |
|
Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти для создания необходимого запаса надежности, находим массовую нагрузку сепаратора по нефти
Gн = QН Н |
(13.9) |
Консорциум н е д р а
121
G |
н |
= 648 868 = 562464 |
|
|
кг/сут
Находим массовую нагрузку по газу на сепаратор
G |
г |
= G |
н |
е |
|
|
|
(13.10)
GГ = 562464 4,73 = 2483771кг/сут
Рассчитываем объемную нагрузку на сепаратор по газу
Q= 22.4 GГ
гМ Г
|
|
|
(13.11) |
|
||
Q |
|
22,4 2483771 |
= 535398 ,16 м |
3 |
/ |
сут |
|
|
|||||
г |
168 ,4 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Зная QЖ, QГ, РРАБ и ТРАБ по любому из справочников находим марку необходимого сепаратора.
Выводы и рекомендации
Исходя из расчетных данных, приходим к выводу что аппарат справляется, дополнительного оборудования не требуется.
Консорциум н е д р а
122
13. Гидравлический расчет трубопровода, транспортирующего двухфазную жидкость
Технические условия для выполнения расчета
Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скв.100
до АГЗУ-1 Ивановского месторождения рис. 13.1.
Схема движения газожидкостной смеси А Скв.100
C B
АГЗУ-1 АГЗУ-1 Киселевского
Ивановского местородения месторождения
Рис. 13.1
Технические условия для выполнения расчета
Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скв.100
до АГЗУ-1 Ивановского месторождения рис. 13.1.
Схема движения газожидкостной смеси
А
Консорциум н е д р а
123
Скв.100
|
C |
B |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
АГЗУ-1 |
|
|
АГЗУ-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ивановского |
|
|
Киселевского |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
месторождения |
|
|
местородения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 13.1 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 13.1 |
|
|
|
|
Исходные данные для расчета |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Длина участка АB, м |
|
|
|
|
L1 |
80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
Внутренний диаметр трубопровода на участке АB, м |
|
D1 |
0,152 |
|
||||
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
|
|
3 |
|
|
Q1 |
0,00089 |
|
|
Расход смеси на участке АB, м /сек |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. |
Длина участка ВС, м |
|
|
|
|
L2 |
12600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. |
Внутренний диаметр трубопровода на участке ВС, м |
|
D2 |
0,203 |
|
||||
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. |
|
|
3 |
|
|
Q2 |
0,0017 |
|
|
Расход смеси на участке ВС, м /сек |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. |
Плотность нефти, кг/м |
3 |
|
|
ρн |
875 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум н е д р а