Семеновского месторождения
.pdf
Расчёт проводим по формуле Лейбензона:
|
|
Q |
2−m |
|
m |
L |
|
|
|
|
|
|
|
||
P |
= |
|
|
|
5−m |
||
тр |
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
||
где |
|
– эмпирический коэффициент; |
Q |
– расход жидкости, м3/с; |
|
|
– кинематическая вязкость жидкости, м2/с; |
|
|
|
3 |
|
– плотность воды, кг/м ; |
|
L |
– длина трубопровода, м; |
|
Dвн |
– внутренний диаметр трубопровода, м; |
|
|
|
|
m |
– эмпирический коэффициент. |
|
|
||
= |
|
|
|
||
|
где |
– динамическая вязкость жидкости, Па с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,1 10 |
−3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
= 9,40 10 |
−7 |
м2/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
1170 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А |
4 |
|
2−m |
|
|
|
|
|
|
= |
|
||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где A – эмпирический коэффициент.
63
(2.1)
(2.2)
(2.3)
Консорциум Н е д р а
64
1.Определим режим движения для первого участка трубопровода. Для этого определим числа РейнольдсаRe, Reпер1
иReпер2.
где
v
Re = |
v D |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
|
вн |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
D |
|
|
|
вн |
|
|
вн |
– средняя скорость движения жидкости в трубе, м2/с.
(2.4)
Re |
|
= |
4 0,0026 |
|
1 |
|
−7 |
||
|
3,1416 |
0,075 9,40 10 |
||
|
|
|
47031
Так как Re1 2320, то режим течение турбулентный.
|
Re |
пер1 = |
59,5 |
|
|||
|
|
|
|||||
|
87 |
||||||
Re |
|
= |
665 − 765 lg |
||||
пер2 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
где – относительная шероховатость внутренней стенки трубы. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
2 е |
||
|
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
вн |
|
(2.5)
(2.6)
(2.7)
где e – абсолютная шероховатость труб, м.
|
|
|
2 1 10 |
−3 |
|
|
|
= |
|
||
1 |
0,075 |
||||
|
|
||||
|
|
|
|||
=
0,0267
Re |
пер1 = |
59,5 |
|
|
= 3739 |
|
|
|
|
||||
0,0267 |
8 |
7 |
||||
|
|
|
Консорциум Н е д р а
Re |
пер2 |
|
65
= |
665 − 765 |
lg |
0,0267 |
= 69989 |
0,0267 |
|
|||
|
|
|
||
Так как Re1<Reпер2, следовательно, имеем |
переходный режим. |
Значит коэффициент m=0,25, а коэффициент |
||||||||||||
А=0,3164. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,3164 |
|
4 |
2−0,25 |
|
|
|||||
|
1 |
= |
|
|
|
|
|
|
|
= 0,2414 |
|
|||
|
2 |
|
3,1415 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
0,00260 |
2−0,25 |
(9,40 10 |
−7 |
0,25 |
1170 245 |
|
||||||
P |
= 0,2414 |
|
|
|
|
) |
= 5169Па. |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
5−0,25 |
|
|
||||
тр1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,075 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:
∆ факт = 5000 Па; ∆ расч = 5169 Па;
∆= 5169 − 5000 = 3,38% 5000
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%. Это говорит о том, что внутри трубопровода отсутствуют отложения,
увеличивающие сопротивление при движении жидкости.
Консорциум Н е д р а
66
2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода.
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №
129 до АГЗУ. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 9 КПа
Таблица 2.2
Параметры трубопровода
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=870 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=0,1 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=104 м3/сут |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=20 % |
Плотность нефти |
н=823 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,21 кг/м3 |
Динамическая вязкость нефти |
н=8,2 10-3 Па с |
Динамическая вязкость газа |
г=2,1 10-6 Па с |
Абсолютная шероховатость труб |
е=10-3 м |
Консорциум Н е д р а
Массовое газосодержание на 1 участке
Расчёт:
Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей
W
67
1=0,054
и |
|
и сравним их с табличными. |
н |
г |
|
н = 8,2 10−3 = 3905 1000
г 2,1 10−6
W = |
G |
|
S |
||
|
где
G
–массовый расход, кг/с;
S
– площадь сечения трубы, м2.
|
G = Q |
|||
G |
= 1,20 10 |
−3 |
823 |
= 0,9876 кг / с |
|
||||
1 |
|
|
|
|
S = |
Dвн2 |
|
4 |
||
|
|
|
|
3,1416 0,100 |
2 |
S |
|
= |
|
|
1 |
4 |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
|
=
0,00785
м |
2 |
|
W |
= |
0,9876 |
= 125,8 |
|
|||
1 |
|
0,00785 |
|
|
|
|
Таблица 2.3
|
|
н |
|
Определение методика расчета |
W,кг/м2 ∙ с |
|
Методика расчета |
||
|
|
в |
|
|
До 100 |
Свыше 1000 |
Локкарта-Мартенелли |
||
Консорциум Н е д р а
68
Свыше 100 |
Свыше 1000 |
Чисхолма |
Независимо |
До 1000 |
Фриделя |
Так как
|
н |
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
и > 100, то применяем методику Чисхолма.
Исходное уравнение:
∆ = ∆ |
+ ∆ |
∙ (Г2 − 1) ∙ { ∙ [х ∙ (1 − х)]2− |
|
+ х2− } |
|
2 |
(2.10) |
||||
0 |
0 |
|
|
|
|
Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:
Г2 = н = 823 = 680,2г 1,21
Найдем массовое газосодержание:
х = ;
где = ∙ ;
= ∙ = 1,20 ∙ 10−3 ∙ 0,2 = 2,4 ∙ 10−4 м3/с= 2,4 ∙ 10−4 ∙ 1,21 = 2,904 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 2,904 ∙ 10−4 = 2,94 ∙ 10−4 0,9876
Для шероховатых труб: → 0.
Наконец найдем перепад давлений:
Консорциум Н е д р а
69
∆ = 18936 + 18936 ∙ (680,2 − 1) ∙ ∙ {15 ∙ [0,00029 ∙ (1 − 0,00029)]2 + 0,000292} = 19867 Па
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №63
∆ факт = 20000 Па; ∆ расч = 19867 Па;
∆= 20000 − 19867 = 0,7% 20000
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%. Трубопровод работает в нормальном режиме, на внутренней поверхности трубопровода отложения отсутствуют
Консорциум Н е д р а
70
2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
Технологический расчет
Сначала продукция поступает в сепаратор, расположенный на СУ-5. Расход на входе в сепаратор составляет 1300
м3/сут. (дебит всего месторождения)
Таблица 2.2
Исходные данные для расчета:
1.Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости:
2.Обводненность продукции:
3.Рабочее давление в сепараторе:
4.Рабочая температура в сепараторе:
5.Плотность сепарированной нефти в стандартных условиях:
6.Динамическая вязкость сепарированной нефти:
7.Газонасыщенность жидкости, поступающей в сепаратор:
8.Объемный состав газа в стандартных условиях
Азот |
11,9 |
Углекислый газ |
2 |
Метан |
31,4 |
Этан |
21,5 |
Пропан |
20,7 |
Изобутан |
2,5 |
Нбутан |
6 |
Изопентан |
1,7 |
Нпентан |
1,3 |
Нгексан |
0,01 |
|
|
Гептан |
0,98 |
|
Консорциум Н е д р а
Q =1300 |
3 |
|||||
|
|
|
|
|
|
м /сут. |
|
н |
= 0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P=0.8 Мпа |
|
|
||||
T = 40 |
С |
|
|
|
||
|
= 823 |
|
|
3 |
||
н |
|
|
кг/см |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
= 8,20 |
мПа с |
|||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Г0 |
= 25,0 |
|
3 |
|||
|
|
м /т. |
||||
|
|
|
|
|
||
Константы равновесия
125
3
28
6.5
1.8
0,8
0,65
0,24
0,2
0,071
0,0181
71
Остаток |
0,01 |
0 |
|
|
|
Сумма |
100 |
|
|
|
|
Значения констант фазового равновесия определяем из таблиц (практические занятия расчет сепаратора). Сепаратор
изображен на рисунке 2.2
Консорциум Н е д р а
72
Порядок выполнения расчета:
1.Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должно быть не менее 35 МПа, но обязательно больше, чем давление в сепораторе. По справочным данным находим константы равновесия всех компонентов газа.
2.Рассчитываем состав смеси, поступающей в сепаратор:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
120 |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
Zi0 |
= |
Y i0 |
− |
|
|
|
|
|
1 − |
|
||||||
|
|
1 |
|
0,11 |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
Г 0 |
+120 |
|
Ki |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
4 |
= 0.215 ∙ [1 |
− |
|
|
|
120 |
|
|
|
|
∙ (1 − |
1 |
)] = 0,0709 |
|||||
0.008200.11 ∙ 325120 |
6,5 |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
Таблица 2.3
Объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор.
|
Zi.0 |
|
1 |
|
0,0255 |
2 |
|
0,0094 |
3 |
|
0,0742 |
4 |
|
0,0709 |
5 |
|
0,1341 |
6 |
|
0,0300 |
7 |
|
0,0856 |
8 |
|
0,0596 |
9 |
|
0,0542 |
10 |
|
0,0011 |
11 |
|
0,4309 |
Консорциум Н е д р а