Загорского месторождения-2
.pdf
|
|
Q |
2−m |
|
m |
L |
|
|
|
|
|
|
|
||
P |
= |
|
|
|
5−m |
||
тр |
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
||
где |
|
– эмпирический коэффициент; |
Q |
– расход жидкости, м3/с; |
|
|
|
2 |
|
– кинематическая вязкость жидкости, м /с; |
|
|
|
3 |
|
– плотность воды, кг/м ; |
|
L |
– длина трубопровода, м; |
|
Dвн |
– внутренний диаметр трубопровода, м; |
|
|
|
|
m |
– эмпирический коэффициент. |
|
|
||
= |
|
|
|
||
|
где |
– динамическая вязкость жидкости, Па с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,1 10 |
−3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
−7 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
= 9,40 10 |
м /с. |
|
|
|
|
|
|
|
1170 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А |
4 |
|
2−m |
|
|
|
|
|
|
= |
|
||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где A – эмпирический коэффициент.
77
(2.1)
(2.2)
(2.3)
1.Определим режим движения для первого участка трубопровода. Для этого определим числа РейнольдсаRe, Reпер1
иReпер2.
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
Re = |
v D |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
|
|
вн |
|
где |
v – средняя скорость движения жидкости в трубе, м2/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
Re |
|
= |
|
4 0,00168 |
|
|
|
22731 |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
−7 |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
3,1416 |
0,100 9,40 |
|
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
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. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 = |
2 1 10−3 |
= 0,0267 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
0,075 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re пер1 |
= |
59,5 |
|
|
= 3739 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
0,0267 |
87 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Re пер2 |
= |
665 − 765 lg 0,0267 |
= 69989 |
|
0,0267 |
||||
|
|
|
78
(2.4)
(2.5)
(2.6)
(2.7)
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
79 |
|
Так как Re1<Reпер2, следовательно, имеем |
|
переходный |
режим. Значит коэффициент m=0,25, а коэффициент |
||||||||
А=0,3164. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,3164 |
|
4 |
|
2−0,25 |
|
|
|
|
|
= |
|
= 0,2414 |
|
|||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
2 |
|
3,1415 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
P |
= 0,2414 |
0,001682−0,25 (9,40 10−7 )0,25 1170 328 |
= 2469Па. |
||||||||
|
|||||||||||
тр1 |
|
|
|
|
|
|
0,1005−0,25 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:
∆ факт = 2500 Па; ∆ расч = 2469 Па;
∆= 2500 − 2469 = 1,24% 2500
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, увеличивающие сопротивление при движении жидкости.
2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода.
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №
3612 до АГЗУ-2. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 5 КПа.
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»
80
|
Таблица 2.2 |
Параметры трубопровода |
|
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=445 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=96 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=1 м3/сут |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=18 % |
Плотность нефти |
н=823 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,1 кг/м3 |
Динамическая вязкость нефти |
н=5,22 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=0,05 |
Расчёт:
Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей
W
и н 
г и сравним их с табличными.
Консорциум « Н е д р а »
81
|
|
5,22 10 |
−3 |
|
|
|
н |
= |
|
= 24857 1000 |
|||
|
|
|
||||
|
2,1 10 |
−6 |
||||
|
|
|
|
|||
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
G |
|||
|
|
S |
||||
|
|
|
|
|
|
|
где
G
–массовый расход, кг/с;
S
– площадь сечения трубы, м2.
G = Q
G1
S |
1 |
= |
|
|
= 2,32 10 |
−3 |
823 = 1,91 кг / |
|||
|
|
||||
|
|
|
D |
||
S = |
|
|
2 |
||
|
|
вн |
|||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
4 |
|
3,1416 0,096 |
2 |
||||
= 0,00724 м |
|||||
4 |
|
|
|
||
|
|
|
|
||
с
2 |
|
|
W |
= |
1,91 |
= 264 |
|
|||
1 |
|
0,00724 |
|
|
|
|
W,кг/м2 ∙ с
До 100
Свыше 100
Независимо
Так как
|
н |
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
Таблица 2.3
Определение методика расчета
|
н |
|
Методика расчета |
|
в |
|
|
Свыше 1000 |
|
Локкарта-Мартенелли |
|
Свыше 1000 |
|
Чисхолма |
|
До 1000 |
|
Фриделя |
|
и > 100, то применяем методику Чисхолма.
Исходное уравнение:
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
82 |
∆ = ∆ |
+ ∆ |
∙ (Г2 − 1) ∙ { ∙ [х ∙ (1 − х)]2− |
+ х2− } |
|
|
2 |
(2.10) |
||||
0 |
0 |
|
|
|
|
Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:
Г2 = н = 823 = 748,2г 1,1
Найдем массовое газосодержание:
х = ;
где = ∙ ;
= ∙ = 2,32 ∙ 10−3 ∙ 0,18 = 4,18 ∙ 10−4 м3/с= 4,18 ∙ 10−4 ∙ 1,1 = 4,60 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 4,60 ∙ 10−4 = 2,41 ∙ 10−4 1,91
Для шероховатых труб: → 0.
Консорциум « Н е д р а »
83
Наконец найдем перепад давлений:
∆ = 21596 + 21596 ∙ (748,2 − 1) ∙ ∙ {15 ∙ [0,000241 ∙ (1 − 0,000241)]2 + 0,0002412} = 24536 Па
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №3612
∆ факт = 25000 Па; ∆ расч = 24536 Па;
∆= 25000 − 24536 = 1,86% 25000
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 УКПНГ Загорская. Отделяется только газ. НА установки приходит продукция Загорского и Лебяжинского месторождений. Суммарный расход составляет 4968 м3/сут. С запасом возьмем 5000 м3/сут.
Таблица 2.2
Исходные данные для расчета:
1. Объемная нагрузка сепаратора по поступающей жидкости:
Q = 5000
м3/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 |
13,3 |
Углекислый газ |
1,1 |
Метан |
20,1 |
Этан |
14,9 |
Пропан |
18,1 |
Изобутан |
6,8 |
|
|
Нбутан |
12,9 |
|
|
Изопентан |
4,6 |
|
|
Нпентан |
3,7 |
Нгексан |
4,2 |
|
|
Гептан |
0,25 |
Остаток |
0,05 |
Сумма |
100 |
|
|
84
|
н |
= 0,55 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P=0.8 Мпа |
|
|
|||
T = 40 С |
|
|
|
||
|
|
= 823 |
|
|
3 |
н |
|
кг/см |
|||
|
|
|
|
|
|
|
н |
= 5,22 |
мПа с |
||
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Г0 |
= 28,79 |
м3/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 »
85
Рис 2.2
Консорциум « Н е д р а »