Скворцовского месторождения
.pdf
54
Независимо
Так как |
|
н |
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
До 1000 |
Фриделя |
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 = 810 = 736,4г 1,1
Найдем массовое газосодержание:
х = ;
где = ∙ ;
= ∙ = 1,68 ∙ 10−3 ∙ 0,21 = 3,53 ∙ 10−4 м3/с= 3,53 ∙ 10−4 ∙ 1,1 = 3,883 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 3,883 ∙ 10−4 = 2,86 ∙ 10−4 1,36
Для шероховатых труб: → 0.
Консорциум « Н е д р а »
55
Наконец найдем перепад давлений:
∆ = 12483 + 12483 ∙ (736,4 − 1) ∙ ∙ {15 ∙ [0,000286 ∙ (1 − 0,000286)]2 + 0,0002862} = 13852 Па
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №1602
∆ факт = 14000 Па; ∆ расч = 13852 Па;
∆= 14000 − 13852 = 1,1% 14000
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, уменьшающие внутреннее сечение, и увеличивающие потери на трение.
Консорциум « Н е д р а »
56
2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
Технологический расчет
Сепаратор находится на УПСВ Скворцовская. Это двухфазный сепаратор, отделяется газ. В аппарат поступает продукция Скворцовского месторождения, Суммарный суточный дебит месторождения 1064 м3/сут. С запасом возьмем
1100 м3/сут.
Таблица 2.2
|
|
|
|
Исходные данные для расчета: |
||||||
1. |
Объемная нагрузка сепаратора по поступающей |
|
Q =1500 |
3 |
||||||
жидкости: |
|
|
|
|
|
|
|
м /сут. |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2. |
Обводненность продукции: |
|
|
|
= 0,60 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3. |
Рабочее давление в сепараторе: |
|
|
P=0.8 Мпа |
|
|||||
4. |
Рабочая температура в сепараторе: |
|
|
T = 40 |
С |
|
|
|||
5. |
Плотность сепарированной нефти в стандартных |
|
|
= 810 |
|
|
3 |
|||
условиях: |
|
|
кг/см |
|||||||
|
|
н |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. |
Динамическая вязкость сепарированной нефти: |
|
|
=10,2 |
|
мПа с |
||||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
н |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. |
Газонасыщенность жидкости, поступающей в |
|
|
|
|
|
|
3 |
||
сепаратор: |
|
|
Г0 = 27,1м /т. |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
8. |
Объемный состав газа в стандартных условиях |
|
Константы равновесия |
|||||||
Азот |
|
11,41 |
|
|
|
|
|
125 |
||
Углекислый газ |
|
1,09 |
|
|
|
|
|
|
3 |
|
Метан |
|
17,65 |
|
|
|
|
|
|
28 |
|
Этан |
|
19,44 |
|
|
|
|
|
|
6.5 |
|
Пропан |
|
24,78 |
|
|
|
|
|
|
1.8 |
|
Изобутан |
|
4,36 |
|
|
|
|
|
|
0,8 |
|
Нбутан |
|
10,92 |
|
|
|
|
|
0,65 |
||
Консорциум « Н е д р а »
57
Изопентан |
2,86 |
0,24 |
Нпентан |
2,22 |
0,2 |
Нгексан |
1,36 |
0,071 |
Гептан |
0,36 |
0,0181 |
Остаток |
3,55 |
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 »
58
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 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
Ki |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
4 |
= 0.1944 ∙ [1 |
− |
|
|
|
|
|
120 |
|
|
∙ (1 |
− |
1 |
)] = 0,067 |
|||
0.01020.11 ∙ 27,1 + 120 |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
6,5 |
||||||||||||
Таблица 2.3
Объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор.
Zi.0
1 |
0,026 |
2 |
0,005 |
3 |
0,045 |
4 |
0,0670 |
5 |
0,163 |
6 |
0,052 |
7 |
0,127 |
8 |
0,079 |
9 |
0,091 |
10 |
0,151 |
11 |
0,155 |
Консорциум « Н е д р а »
59
12 0,010
0,97
3. Определяем, в каком состоянии находится исходная смесь на входе в сепаратор – в однофазном или двухфазном.
∑ ∙ ≤
= n
∑ Zi0 ∙ Ki = 0,97 ≤ 1
i=1
Исходная смесь является жидкостью :
V = 0, L = 1, Xi0, Yi0 = 0
4. Определяем мольные составы фаз внутри сепaратора.
Zi0
i = L + Ki ∙ (1 − L)
0.0672 = 1 + 6,5 ∙ (1 − 1) = 0.067
Zi0 Ki
i = L + Ki ∙ (1 − L)
0.067 ∙ 6,52 = 1 + 6,5 ∙ (1 − 1) = 0,436
(2.14)
(2.15)
Консорциум « Н е д р а »
60
Таблица 2.4
|
Мольные составы фаз внутри сепаратора. |
|
Xi |
Yi |
|
0,0265 |
0,086 |
|
0,0053 |
0,016 |
|
0,0447 |
0,230 |
|
0,0670 |
0,436 |
|
0,1625 |
0,293 |
|
0,0520 |
0,042 |
|
0,1273 |
0,101 |
|
0,0787 |
0,024 |
|
0,0910 |
0,018 |
|
0,1514 |
0,011 |
|
0,1548 |
0,003 |
|
∑X = 0,97 |
∑Y =1,26 |
|
|
|
|
5. Вследствие приближенности решения уравнений и некоторой неравновесности разгазирования нефти в сепараторах фактический состав жидкости обогащен легкими углеводородами, а фактический состав газовой фазы обогащен тяжелыми углеводородами, в результате суммы значений Xi и Yi, как правило, отличаются от единицы, что требует перед проведением дальнейших расчетов осуществления соответствующей корректировки. Поскольку основным компонентом газовой фазы, как правило, является метан, он же составляет основную долю легких углеводородов,
оставшихся в жидкости, то корректировку (для упрощения задачи) проводят исключительно по метану ( =1).
Для жидкой фазы необходимую поправку вычисляют по формуле:
= У −1,000 = 1,26 −1 = 0,26
если
Xi 1
по формуле:
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
61 |
|
|
|
|
= 1,000 − Уi |
|
|
|
|
|
В |
первом |
случае |
откорректированная |
мольная |
доля |
метана |
находится |
по |
формуле: |
XiOTK = Xi − ∆ XiOTK = −0.26
6. Рассчитаем молярную массу отсепарированной нефти:
Мн |
= 0,2 |
|
|
0,11 |
(2.16) |
|
|||||
|
|
н |
|
н |
|
МН = 0,2∙810∙10,20,11 =209,2
7. Молекулярную массу остатка определяют по формуле института «Гипровостокнефть»:
М =1,011 М +60 0 н
М0 =271,5
8. Зная максимальную нагрузку на сепаратор по жидкости (
максимальную нагрузку на сепаратор по нефти:
G
) и обводненность продукции
Q |
= Qж (1 − ) |
н |
н |
н
, найдем
(2.17)
QH =1100 ∙(1-0,60) =440 м3/сут
11. Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной
запаса надежности), найдем массовую нагрузку сепаратора по нефти:
|
= Q |
|
G Н |
н |
н |
|
нефти (для создания необходимого
(2.18)
Консорциум « Н е д р а »
62
GH =440∙ 810=356400 кг/сут =4,125 кг/с
Результаты расчета.
Qрасч = 440 м3/сут >Qреал = 1100 м3/сут.
Сепаратор перегружен, необходимо установить дополнительные сепараторы. Механический расчет
Нефтегазоосепаратор предназначен для сепарации нефти и попутного газа в промысловых установках подготовки нефти к транспорту.
Условное (расчетное) давление в аппарате – 6 кгс/см2 (0,6 Мпа).
Расчетная температура стенки – +100С (373К).
Рабочая среда – газ. Характеристика среды взрывоопасная, высокотоксичная.
Максимальная производительность сепаратора 5000 тыс.нм3/год.
Рабочий объем аппарата – 180 м3. Номинальный – 200 м3.
Расчет обечайки, работающей под избыточным внутренним давлением:
Материал обечайки сталь 16ГС ГОСТ 5520-79;
Температура стенки расчетная 100 С;
D= 1600 мм |
- внутренний диаметр сосуда или аппарата; |
|
P=1,6 МПа |
- избыточное расчетное внутреннее давление; |
|
|
||
[σ ]= 160 МПа |
- допустимое напряжение при расчетной температуре; |
|
|
|
|
р=1,0 – коэффициент прочности продольного сварного шва;
Консорциум « Н е д р а »
63
Расчет:
Исполнительная толщина стенки обечайки:
S≥
где
Sr+C
C=2,8 мм
- сумма прибавок к расчетной толщине стенки
Принимаем
С=С +С |
2 |
+С |
3 |
1 |
|
где
С |
= |
2 |
|
С3=
С = 2 мм |
- прибавка к расчетной толщине обечайки для компенсации коррозии и эрозии; |
|
1 |
|
|
|
|
|
0,8 мм |
- прибавка для компенсации минусового допуска; |
|
|
||
0 мм - прибавка технологическая.
С = 2+ 0,8 = 2,8 мм
Sr=8,04 мм
- расчетная толщина стенки обечайки;
Sr = |
P D |
|
|
|
|
||
2 σ p − P |
|
||
Sr = |
1,6 1600 |
= 8,04 мм |
|
2 160 1−1,6 |
|||
|
|
Принимаем S=12 мм
Допускаемое избыточное внутреннее давление:
P = 2 σ (P −(S −)C )
D + S C
Консорциум « Н е д р а »