Кабановского месторождения2
.pdf
Re = |
v D |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
|
вн |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
D |
|
|
|
вн |
|
|
вн |
где |
|
v |
|
|
|
2 |
/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– средняя скорость движения жидкости в трубе, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
Re |
|
= |
4 0,00082 |
|
|
|
|
10501 |
|
|
||||
|
|
|
1 |
0,104 9,56 |
10 |
−7 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
3,1416 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Так как Re1 2320, то режим течение турбулентный. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
|
|
= |
59,5 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пер1 |
|
8 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
|
|
= |
665 − 765 lg |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
пер2 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где |
|
– относительная шероховатость внутренней стенки трубы. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
2 е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
где e – абсолютная шероховатость труб, м.
|
|
|
|
2 1 10−3 |
|
|
|
|||
|
|
1 = |
|
|
|
= 0,019 |
||||
|
|
|
0,104 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Reпер1 |
= |
59,5 |
|
= 5516 |
|||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
0,0198 |
7 |
|
|
||
R |
|
= |
665 − 765 lg 0,019 |
=104302 |
||||||
пер2 |
|
|
0,019 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
56
(2.4)
(2.5)
(2.6)
(2.7)
Консорциум « Н е д р а »
57
Так как Re1<Reпер2, следовательно, имеем режим гладких труб. Значит коэффициент m=0,25, а коэффициент А=0,3164.
|
|
|
|
|
0,3164 |
|
4 |
|
2−0,25 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
= |
|
|
|
= 0,2414 |
|
|||||||||
|
1 |
2 |
|
3,1415 |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
0,00082 |
2−0,25 |
(9,56 10 |
−7 |
0, |
25 |
1150 |
460 |
|
|||||||
P |
= 0,2414 |
|
|
|
) |
|
= 9128Па. |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
5−0,25 |
|
|
|
|
|||||
тр1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,104 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №270
∆Pфакт = 9000 Па; ∆Pрасч = 9128 Па;
∆= 9128 − 9000 = 1,42% 9000
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормально режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%.
Консорциум « Н е д р а »
58
2.2 Гидравлический расчет двухфазного трубопровода.
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины № 229 до АГЗУ-1(табл. 1.7). Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Исходя из анализа работы системы сбора продукции скважин установлены исходные данные в таблице 2.2.
|
Таблица 2.2 |
Параметры трубопровода |
|
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=1400 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=100 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=145 м3/сут(табл.1.6) |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=19 % |
Плотность нефти |
н=887 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,16 кг/м3 |
Динамическая вязкость эмульсии |
э=10,64 10-3 Па с |
Динамическая вязкость газа |
г=2,1 10-6 Па с |
Абсолютная шероховатость труб |
е=1*10-3 м |
Массовое газосодержание на 2 участке |
1=0,058 |
Расчёт:
Консорциум « Н е д р а »
Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей
W
59
ии сравним их с табличными.
нг
э = 10,64 10−3 = 5067 1000
г 2,1 10−6
W = GS
где
G
–массовый расход, кг/с;
S
– площадь сечения трубы, м2.
|
|
|
G = Q |
|||
G |
|
= 1,67 10 |
−3 |
887 = 1,49 |
||
|
|
|||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
|
|
S = |
|
2 |
|
|
|
|
|
вн |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
2 |
|
S |
= |
3,1415 0,1 |
= 0,00785 |
|||
|
|
|
||||
1 |
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг
м
/
2
с
|
|
|
|
W |
= |
1,49 |
= 190 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
1 |
0,00785 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.3 |
|
|
|
Определение методика расчета |
|||||
W,кг/м2 ∙ с |
|
μн |
|
Методика расчета |
|
|||
|
|
μв |
|
|
|
|
|
|
До 100 |
Свыше 1000 |
|
Локкарта-Мартенелли |
|
||||
Свыше 100 |
Свыше 1000 |
|
Чисхолма |
|
|
|||
Независимо |
До 1000 |
|
Фриделя |
|
|
|
||
Консорциум « Н е д р а »
Так как
|
н |
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
60
и W > 100, то применяем методику Чисхолма.
Исходное уравнение:
∆P = ∆P |
+ ∆P ∙ (Г2 |
− 1) ∙ {B ∙ [х ∙ (1 − х)]2− |
n |
+ х2−n} |
|
2 |
(2.10) |
||||
f |
f |
|
|
|
|
0 |
0 |
|
|
|
|
Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:
Г2 = ρн = 887 = 721 ρг 1,24
Найдем массовое газосодержание:
х = Gg ; G
где Gg = Qg ∙ ρg;
Qg = Q ∙ α = 1,67 ∙ 10−3 ∙ 0,21 = 3,5 ∙ 10−4 м3/с
Gg = 3,5 ∙ 10−4 ∙ 1,21 = 4,235 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 4,235 ∙ 10−4 = 2,84 ∙ 10−4 1,49
Для шероховатых труб: n → 0.
Наконец найдем перепад давлений:
∆P = 18363 + 18363 ∙ (721 − 1) ∙
Консорциум « Н е д р а »
61
∙ {15 ∙ [0,000284 ∙ (1 − 0,000284)]2 + 0,0002842} = 19863 Па
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №229
∆Pфакт = 20000 Па; ∆Pрасч = 19863 Па;
∆= 20000 − 19863 = 0,7% 20000
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%, дополнительных насосов для увеличения давления не требуется.
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
62
2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
Технологический расчет Сепаратор находится на УПСВ. Для расчета выбираем аппарат С-1.. Суммарный дебит месторождения 968 м3/сут, с
запасом возьмем 1000 м3/сут.
Таблица 2.4
|
|
|
Исходные данные для расчета: |
||||||||
1. |
Объемная нагрузка сепаратора по поступающей |
|
Q =1000 м3/сут. |
|
|||||||
жидкости: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. |
Обводненность продукции: |
|
|
|
|
|
= 0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3. |
Рабочее давление в сепараторе: |
|
P=0,5 Мпа |
|
|
|
|||||
4. |
Рабочая температура в сепараторе: |
|
T = 40 С |
|
|
|
|||||
5. |
Плотность сепарированной нефти в стандартных |
|
|
|
|
= 887 |
кг/м |
3 |
|
||
условиях: |
|
|
н |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
6. |
Плотность пластовой жидкости в стандартных усл.: |
|
ρн=1160 кг/м3 |
|
|
||||||
6. |
Динамическая вязкость сепарированной нефти: |
|
|
|
|
=10,64 |
мПа с |
|
|||
|
|
|
|
н |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
7. |
Газонасыщенность жидкости, поступающей в |
|
Г0 |
= 30,2 |
м3/т. |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
||||||
сепаратор: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. |
Объемный состав газа в стандартных условиях |
|
Константы равновесия |
|
|||||||
Азот |
3,83 |
|
125 |
|
|
|
|
|
|||
Углекислый газ |
1,14 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Метан |
26,41 |
|
28 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Этан |
17,85 |
|
6.5 |
|
|
|
|
|
|
||
Пропан |
27,88 |
|
1.8 |
|
|
|
|
|
|
||
Изобутан |
3,46 |
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Нбутан |
10,29 |
|
0,65 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Изопентан |
3,13 |
|
0,24 |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Консорциум « Н е д р а »
63
Нпентан |
3,22 |
0,2 |
Нгексан |
2,36 |
0,071 |
|
||
Гептан |
0,38 |
0,0181 |
|
|
|
Остаток |
0,05 |
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 »
Рис 2.2
64
Консорциум « Н е д р а »