Киньзякского месторождения
.pdf
54
2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода.
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №
5 до АГЗУ. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 18 Кпа.
|
Таблица 2.2 |
Параметры трубопровода |
|
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=2100 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=73 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=100 м3/сут |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=17 % |
Плотность нефти |
н=810 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,1 кг/м3 |
Динамическая вязкость нефти |
н=10,2 10-3 Па с |
Динамическая вязкость газа |
г=2,1 10-6 Па с |
Абсолютная шероховатость труб |
е=10-3 м |
Массовое газосодержание на 2 участке |
1=0,060 |
Расчёт:
Консорциум « Н е д р а »
Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей
W
55
ии сравним их с табличными.
нг
|
|
|
10,2 10 |
−3 |
|
|
|
н |
= |
|
= 4857,1 1000 |
||||
|
|
|
|
||||
|
|
2,1 10 |
−6 |
||||
|
|
|
|
||||
г |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
G |
|||
|
|
|
S |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
где
G
–массовый расход, кг/с;
S
– площадь сечения трубы, м2.
G1
S |
1 |
= |
|
|
|
G = Q |
|
||||
= 1,16 |
10 |
−3 |
810 = 0,94 кг / |
|||
|
||||||
|
|
|
|
D |
|
|
|
S = |
|
2 |
|
|
|
|
|
вн |
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
3,1416 0,073 |
= |
0,0042 м |
2 |
|||
|
|
|
|
|||
|
4 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
с
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
0,94 |
= 224 ,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
0,0042 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определение методика расчета |
|||||
W,кг/м2 ∙ с |
|
|
|
н |
|
|
|
Методика расчета |
|
|||||
|
|
|
в |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
До 100 |
|
|
|
Свыше 1000 |
|
Локкарта-Мартенелли |
|
|||||||
Свыше 100 |
|
|
Свыше 1000 |
|
|
|
Чисхолма |
|
||||||
Независимо |
|
|
До 1000 |
|
|
|
Фриделя |
|
||||||
Так как |
|
н |
г |
1000 |
и > 100, то применяем методику Чисхолма. |
|||||||||
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
56 |
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 = ∙ ;
= ∙ = 1,16 ∙ 10−3 ∙ 0,17 = 1,97 ∙ 10−4 м3/с= 1,97 ∙ 10−4 ∙ 1,1 = 2,167 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 2,167 ∙ 10−4 = 2,31 ∙ 10−4 0,94
Для шероховатых труб: → 0.
Консорциум « Н е д р а »
57
Наконец найдем перепад давлений:
∆ = 16135 + 16135 ∙ (736,4 − 1) ∙ ∙ {15 ∙ [0,000231 ∙ (1 − 0,000231)]2 + 0,0002312} = 18169 Па
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №5
∆ факт = 18000 Па; ∆ расч = 18169 Па;
∆= 18169 − 18000 = 0,94% 18000
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.
2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
Технологический расчет
Сепаратор находится на УПСВ Богатыревская. Это трехфазный сепаратор, отделяется газ и вода. В аппарат поступает продукция Киньзякского и Богатыревского месторождений, их суммарный суточный дебит Лагодского месторождения1399 м3/сут. С запасом возьмем 2046 м3/сут, для расчетов примем 2100 м3/сут, с запасом.
1. Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости:
Таблица 2.2
Исходные данные для расчета:
Q =1500 |
3 |
|
м /сут. |
Консорциум « Н е д р а »
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 |
11,41 |
Углекислый газ |
1,09 |
Метан |
17,65 |
Этан |
19,44 |
Пропан |
24,78 |
Изобутан |
4,36 |
Нбутан |
10,92 |
Изопентан |
2,86 |
Нпентан |
2,22 |
Нгексан |
1,36 |
Гептан |
0,36 |
Остаток |
3,55 |
Сумма |
100 |
58
|
н |
= 0,85 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P=0.8 Мпа |
|
||||
T = 40 С |
|
|
|||
|
|
= 810 |
|
|
3 |
н |
|
кг/см |
|||
|
|
|
|
|
|
|
н |
=10,2 |
|
мПа с |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Г0 |
= 27,1м3/т. |
||||
|
|
||||
Константы равновесия
125
3
28
6.5
1.8
0,8
0,65
0,24
0,2
0,071
0,0181
0
Значения констант фазового равновесия определяем из таблиц (практические занятия расчет сепаратора). Сепаратор
изображен на рисунке 2.2
Консорциум « Н е д р а »
59
Рис 2.2
Консорциум « Н е д р а »
60
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 |
12 |
0,010 |
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
61
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)
Таблица 2.4
Консорциум « Н е д р а »
62
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:
= 1,000 − Уi
Консорциум « Н е д р а »