Ибряевского месторождения
.pdf
76
2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
Технологический расчет
После АГЗУ продукция сразу поступает в сепаратор ТФС. Аппарат расположен на ДНС-3 с УВСВ, куда поступает половина продукции месторождения. Суммарный расход аппарата 3330 м3/сут (Половина суммарного дебита всех скважин по жидкости.)
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 |
26,85 |
Углекислый газ |
0,19 |
Метан |
32,1 |
Этан |
23,58 |
Пропан |
10,8 |
Изобутан |
3,36 |
|
|
Нбутан |
1,21 |
Изопентан |
1,03 |
|
Таблица 2.2
Исходные данные для расчета:
Q = 3330 |
3 |
||||
|
|
|
|
|
м /сут. |
|
н |
= 0,70 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P=0.8 Мпа |
|
|
|||
T = 40 С |
|
|
|||
|
н |
= 854 |
кг/см3 |
||
|
|
|
|
|
|
|
н |
= 15,74 |
мПа с |
||
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Г0 |
= 8,8 |
|
3 |
|
|
|
|
м /т. |
|||
|
|
|
|||
Константы равновесия
125
3
28
6.5
1.8
0,8
0,65
0,24
Консорциум « Н е д р а »
77
Нпентан |
0,8 |
0,2 |
Нгексан |
0,06 |
0,071 |
|
||
Гептан |
0,01 |
0,0181 |
|
|
|
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 »
78
Рис 2.2
Консорциум « Н е д р а »
79
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 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Z4 |
= 0.2358 ∙ [1 |
− |
|
|
|
|
120 |
|
|
∙ (1 |
− |
1 |
)] = 0,0543 |
|||
0.0015740.11 ∙ 8,8 + 120 |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
6,5 |
|||||||||||
Таблица 2.3
Объемный состав исходной смеси на входе в сепаратор.
|
Zi.0 |
|
1 |
|
0,0262 |
2 |
|
0,0007 |
3 |
|
0,0394 |
4 |
|
0,0543 |
5 |
|
0,0643 |
6 |
|
0,0412 |
7 |
|
0,0180 |
8 |
|
0,0400 |
9 |
|
0,0371 |
10 |
|
0,0129 |
Консорциум « Н е д р а »
80
11 |
0,0503 |
12 |
0,0456 |
|
0,43 |
|
|
3. Определяем, в каком состоянии находится исходная смесь на входе в сепаратор – в однофазном или двухфазном.
n
∑ Zi0 ∙ Ki ≤ 1
i=1
n
∑ Zi0 ∙ Ki = 0,43 ≤ 1
i=1
Исходная смесь является жидкостью :
V = 0, L = 1, Xi0, Yi0 = 0
4. Определяем мольные составы фаз внутри сепaратора.
Zi0
Xi = L + Ki ∙ (1 − L)
0.0543
X4 = 1 + 6,5 ∙ (1 − 1) = 0.0543
Zi0 Ki
Yi = L + Ki ∙ (1 − L)
(2.14)
(2.15)
Консорциум « Н е д р а »
81
0.0543 ∙ 6,5
Y4 = 1 + 6,5 ∙ (1 − 1) = 0,353
Таблица 2.4
Мольные составы фаз внутри сепаратора.
Xi |
Yi |
0,026 |
0,145 |
0,001 |
0,002 |
0,039 |
0,491 |
0,0543 |
0,353 |
0,064 |
0,116 |
0,041 |
0,033 |
0,018 |
0,012 |
0,040 |
0,010 |
0,037 |
0,007 |
0,013 |
0,001 |
0,050 |
0,001 |
∑X = 0,43 |
∑Y = 1,171 |
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).
Консорциум « Н е д р а »
Для жидкой фазы необходимую поправку вычисляют по формуле:
= Уi −1,000
если |
Xi 1 |
по формуле: |
= 1,000 − Уi
В первом случае откорректированная мольная доля метана находится по формуле:
XiOTK = Xi − ∆
XiOTK = −0,44
6. Рассчитаем молярную массу отсепарированной нефти:
Мн |
= 0,2 |
|
0,11 |
|
н |
||||
|
н |
|
МН = 0,2∙854∙15,740,11 = 231,3
7. Молекулярную массу остатка определяют по формуле института «Гипровостокнефть»:
М =1,011 М + 60 0 н
82
(2.16)
Консорциум « Н е д р а »
М0 = 293,8
8. Зная максимальную нагрузку на сепаратор по жидкости ( G ) и обводненность продукции
максимальную нагрузку на сепаратор по нефти:
Q |
= Qж (1 − ) |
н |
н |
QH =3330 ∙(1-0,7) =999 м3/сут
|
83 |
|
, найдем |
н |
|
|
(2.17) |
11. Принимая плотность нефти в сепараторе равной плотности отсепарированной нефти (для создания
необходимого запаса надежности), найдем массовую нагрузку сепаратора по нефти:
G |
|
н |
н |
(2.18) |
|
Н |
= Q |
|
GH =999∙854=853146 кг/сут = 9,87 кг/с
Результаты расчета.
Qрасч = 999 м^3/сут <Qреал = 3330 м^3/сут.
Расчет показал, что сепаратор перегружен, необходимо установить дополнительный сепаратор, для более глубокого отделения газа из нефти.
Консорциум « Н е д р а »
84
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 = 1,600 м |
|
|
|
- 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;
Расчет:
Исполнительная толщина стенки обечайки: S≥ Sr+C
где C = 0,0028 м - сумма прибавок к расчетной толщине стенки
Консорциум « Н е д р а »
85
Принимаем
С=С +С |
2 |
+С |
3 |
1 |
|
где С1 = 0,002 м - прибавка к расчетной толщине обечайки для компенсации коррозии и эрозии;
С2 = 0,0008 м - прибавка для компенсации минусового допуска;
С3 = 0 м - прибавка технологическая.
С = 0,002 + 0,0008 = 0,000 28 м
Sr = 0,00804 мм
- расчетная толщина стенки обечайки;
|
|
Sr = |
P D |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 σ p − P |
|
|
Sr = |
1,6 1600 |
= 8,04 мм |
= 0,00804 м |
|
|
|
|||
2 |
160 |
1 −1,6 |
|
|
Принимаем |
S=12 мм |
|
Допускаемое избыточное внутреннее давление:
|
P = |
2 σ |
P |
(S − C ) |
||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
|
D + (S − C ) |
||||
P = |
2 160 1 (12 − 2,8 ) |
= 1,829 МПа |
||||
1600 + (12 − 2,8 ) |
||||||
|
|
|||||
Формулы применимы при выполнении условия:
S − C |
≤ 0,1 |
|
D |
||
|
Консорциум « Н е д р а »