Кинель-Черкасского месторождения
.pdf138
Для первого участка:
Для второго участка:
H =
|
|
Qf |
2 |
= 0,000058 · (1- 0,29)= 0,000041 м3/с |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
vс1 |
= |
0,000041 |
= 0,005 м/с |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,008491 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
vс 2 |
= |
0,000041 |
= 0,004 м/с |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,01 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Fr |
= |
|
0,0052 · |
|
= 0,000025 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
9,18·0,104 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
c1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frc 2 |
= |
|
0,0042 · |
|
|
= 0,000017 |
|
|
||||
|
|
|
|
9,18·0,098 |
|
|
|
||||||||
|
|
F =0,0160.78 · (1-0,016) 0.224 = 0,04 |
|
|
|||||||||||
860 |
0.91 |
0,0000094 |
0.19 |
|
|
0,0000094 |
|
0.7 |
|||||||
|
|
|
|
· |
|
|
|
|
|
|
· 1-( |
0,00157 |
) |
=190,01 |
|
0,921 |
|
|
|
0,00157 |
|
|
|
|
|
|
|||||
По формуле (10.5) найдем потери давления на участке АВ и ВС:
P1
P2
|
860 |
|
0,0000094 |
0.01 |
|
= 1-0,0162 +0,0162 · |
|
|
· |
|
+ 3.23·0,04·190,01·0,000025-0.045 ·5,89-0.035 =38,4 Па |
0,921 |
|
|
0,00157 |
|
|
|
860 |
|
0,0000094 0.01 |
·5-0.035 =39,26 Па |
||
= 1-0,0162 +0,0162 · |
|
|
· |
|
+ 3.23·0,04·190,01·0,000017-0.045 |
|
0,921 |
|
|
0,00157 |
|
|
|
|
Р |
трi |
|
i |
|
= Р |
+ Р |
тр1 |
тр2 |
=
38,4+39,26 = 77,66 Па
Консорциум « Н е д р а »
139
Вывод
Из расчётов можно сделать вывод, что газонасыщенная нефть, по сборному коллектору, способна дойти от скважины до нефтяного колодца за счёт собственного давления. Потери на трение незначительны. Следовательно,
дополнительных насосов не требуется.
11.Гидравлический расчет простого трубопровода, транспортирующего однофазную жидкость
Технические условия для выполнения расчета
Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу разгазированной нефти от УКПН- 1 до НСП. Схема изображена на рис. 11.1.
Схема движения нефти
УКПН-1 |
НСП |
|
|
|
|
|
|
|
А |
B |
Рис. 51.2
Таблица 15.2
Исходные данные
1. |
Внутренний диаметр трубопровода на участке AB, м |
D1 |
0,357 |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
140
2. |
Расход жидкости на участке AB, м3/с |
Q1 |
0,013 |
|
|
|
|
3. |
Длина участка трубопровода AB, м |
L1 |
700 |
|
|
|
|
4. |
Абсолютная шероховатость трубопровода, м |
e |
0,002 |
|
|
|
|
5. |
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
ρ |
1050 |
|
|
|
|
6. |
Динамическая вязкость пластовой воды, Па·с. |
μ |
0,006 |
|
|
|
|
Результаты расчета
Для горизонтального трубопровода потери вычисляем по формулам Дарси-Вейсбаха:
|
L |
v |
2 |
|
||
Pтр = |
c |
, |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
||
|
D |
в |
2 |
|
||
|
|
|
|
|
||
где L - длина трубопровода, м; |
|
|
|
|
|
|
Dв - внутренний диаметр трубопровода, м; |
||||||
g - ускорение силы тяжести, м/с2; |
|
|
|
|
|
|
- плотность жидкости, кг/м3; |
|
|
|
|
|
|
hтр - потеря напора, м; |
|
|
|
|
|
|
Ртр - потеря давления, Па; |
|
|
|
|
|
|
(51.5)
Консорциум « Н е д р а »
141
- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима |
||||
шероховатости стенок трубопровода; |
|
|
|
|
v c - средняя скорость течения жидкости, м/с, определяем по формуле: |
||||
= |
|
, |
(51.6) |
|
|
||||
|
|
|||
|
|
|
||
где - динамическая вязкость жидкости, Па×с.
течения жидкости и
=
0,0061050 = 5,71·10-6 м2/сек
где - плотность жидкости, кг/м3.
Определим режим движения для трубопровода. Для этого определим числа Рейнольдса Re, Reпер1и Reпер2.
Re = |
v D |
вн |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
|
, |
||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
вн |
|
|
D |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
|
|
где v – средняя скорость движения жидкости в трубе, м2/с.
(15.7)
4 · 0,013
Re1 = 3.14 · 0,357 ·5,71·10-6 = 8117,88
Так как ReАВ 2320 и ReВС>2320, то режим течение на участке АВ - турбулентный. Турбулетное течение бывает трех типов:
Консорциум « Н е д р а »
- |
если 2320 |
|
труб; |
- |
если Reпер1 |
- |
Re Reпер2 , |
Re Reпер1 |
, то это режим гидравлических гладких |
Re Reпер2 |
, то это режим переходной зоны; |
то это режим квадратичного трения.
Re |
|
= |
59,5 |
, |
|
пер1 |
|
8 |
|||
|
|
|
|
||
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
|
= |
665 − 775 lg |
, |
|
пер2 |
|
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
где – относительная шероховатость внутренней стенки трубы.
= 2 е ,
Dвн
где е – абсолютная шероховатость труб, м.
1 |
= |
2 · 0,002 |
= 0,011 |
|
|
0,357 |
|
142
(51.8)
(51.9)
(51.10)
(51.11)
(15.12)
(15.13)
Находим число Рейнольдса на участке АВ:
Re |
пер1(1) |
|
=
59.5
0,0112 = 10302,09
Re |
пер2(1) |
|
=
665 - lg 0,011
0,011 = 196666,78
Консорциум « Н е д р а »
143
Для режима гидравлических гладких труб определяется по формуле Блазиуса:
= |
0.3164 |
||
4 |
Re |
||
|
|||
|
|
||
(15.10)
1 =
0.3164
4 8117,88
= 3
По формуле (11.1) найдем потери в трубопроводе на участке АВ:
Pтр1
=
3 · 700 ·0,132 ·1050 |
= 52191 |
Па |
|
2· 0,357 · |
|||
|
|
Выводы по расчету
Суммарные потери давления на трение и на местные сопротивления по длине трубопровода составляют 52191 Па.
12. Литературный обзор на тему: «Очистка газа от агрессивных компонентов»
Под агрессивными примесями в природных и попутных газах понимают совокупность естественных компонентов, способных вызвать (особенно в присутствии свободной воды) интенсивную коррозию трубопроводов и оборудования. К ним, в основном относят H2S, СО2 и меркаптаны R-SН. Помимо коррозионной активности ряд агрессивных компонентов способен оказывать крайне нежелательное воздействие на окружающую среду и даже непосредственно угрожать здоровью и жизни человека. К подобным компонентам относят прежде всего H2S и R-SН. Наконец, многие агрессивные компоненты при использовании газа в качестве топлива способны образовывать различные оксиды серы, ещё более опасные для флоры и фауны, не говоря уже о оборудовании, чем исходные серосодержащие вещества. К подобным компонентам, кроме названныx сероводорода и меркаптанов, относят СOS и СS2.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум « Н е д р а »
144
Суммарная концентрация подобных веществ может достигать нескольких десятков грамм на каждые 100 м3 газа, взятого при н.у.; в то время как в очищенном газе она колеблется в пределах от 150 до 700 мг/100 м3 газа, взятого при н.у., в зависимости от жесткости нормативных документов в конкретной стране.
Принято различать очистку газов методом абсорбции; методом адсорбции; с использованием мембранных технологий и дистилляционные процессы.
Наибольшее распространение получил метод очистки газов с помощью абсорбции, который, в свою очередь, может быть представлен 4-я группами:
-процессы, основанные на химическом взаимодействии кислых компонентов с жидким поглотителем (хемосорбция);
-процессы, основанные на применении жидких абсорбентов, которые осуществляют поглощение за счет физического растворения кислых компонентов (физическая абсорбция);
-процессы, основанные на применении смеси физических и химических растворителей;
-процессы, сочетающие абсорбцию с одновременной окислительной конверсией сернистых соединений в
элементарную серу.
Процессы химической абсорбции
Характерной особенностью подобных процессов является высокая поглотительная ёмкость (прежде всего по отношению к Н2S) уже при низких давлениях и высокая избирательность поглощения по отношению к углеводородам, что позволяет применять их для очистки жирных газов. Общие недостатки - значительный расход тепла и потери абсорбента за счет уноса, необратимых реакций и разложения.
1. Наиболее старым процессом в этой группе является щелочная очистка гидрокарбонатным, поташным способом, применением каустической соды и тому подобных веществ. В последние 40 лет эти процессы практически полностью вытеснены более современными. Эти процессы обладали высокой селективностью по отношению к кислотным
Консорциум « Н е д р а »
145
компонентам, были достаточно быстры (особенно в присутствии катализаторов), просты и дешевы, но степень извлечения не превышала 95 %, что совершенно не удовлетворяет современным требованиям.
Примером может служить Сиборд-процесс, в котором поглощение сероводорода осуществлялось водным раствором Na2CO3 с регенерацией абсорбента воздухом.
2. Очистка с помощью алканоламинов.
По химической структуре они делятся на первичные (моноэтаноламин - МЭА и дигликольамин - ДГА), вторичные (диэтаноламин - ДЭА и диизопропаноламин - ДИПА) и третичные (триэтаноламин - ТЭА и метилдиэтаноламин - МДЭА).
Все они являются слабыми органическими основаниями и поэтому реагируют с кислыми газами с образованием
соответствующих солей. Для всех этих реагентов поглощение проводится при обычной температуре и повышенном
давлении, а регенерация - при давлении близком к атмосферному и повышенной температуре.
Промышленное применение нашли только 4 алканоламина - МЭА, ДЭА, ДГА и МДЭА - которые существенно различаются по своим свойствам и эксплуатационным характеристикам.
а) МЭА-процесс До 70 - х годов являлся наиболее распространённым способом очистки. Характеризуется высокой поглощающей
способностью, возможностью достижения высоких степеней очистки и лёгкостью регенерации. Особенно эффективен при давлениях менее 1,4 МПа и исходной концентрации кислых компонентов до 15 % об. Реагент применяется в виде 10 - 20 % водного раствора со степенью насыщения кислыми компонентами не более 0,25 - 0,45 моль/ моль, в противном случае, оборудование будет подвергаться интенсивной коррозии. К другим недостаткам процесса относятся: высокий расход реагента из-за уноса с уходящим газом мелкодисперсных капель раствора в результате вспенивания, высокой упругости паров МЭА, потерь МЭА из-за необратимых реакций с СО2 , СOS и СS2 ; его малая эффективность при удалении меркаптанов и высокие затраты на регенерацию.
Консорциум « Н е д р а »
146
Существует несколько модификаций технологических установок, реализующих подобный процесс, отличающихся,
в зависимости от страны изготовителя как производительностью, так и деталями оформления схемы. Так, в России и-
том ГИПРОВостокНефть и ЦКБН разработаны установки для очистки газа от H2S МЭА с пропускной способностью 100
и 300 тыс.м3/сутки в блочном исполнении на рабочее давление от 6 до 17 атм. (рис.1).
Рис.1. Технологическая схема МЭА – процесса
Консорциум « Н е д р а »