Выбор нефтегазовых сепараторов

Вариант

Гидравлический расчет нефтепроводов

Расчетная часть

Задача 1.1. Рассчитать давление на устье Ру добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальная, местные сопротивления отсутствуют, длина выкидной линии l = 4200 м, внутренний диаметр выкидной линии dвн = 0,1 м, дебит скважины Q = 320 м3/сут, плотность нефти ρн= 850 кг/м3 ; давление перед входом в сепаратор Рс = 1,5 МПа, вязкость нефти μн = 3,5 мПа*с.

Решение. В связи с тем, что выкидная линия горизонтальная Z1 = Z2.

Уравнение Бернулли записывается в виде

Ру = Рс + ΔРтр,

где ΔРтр – потери давления по длине от устья до сепаратора.

Рассчитаем скорость движения нефти по формуле:

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru .

Определим число Рейнольдса по формуле:

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru ,

Значит режим течения турбулентный

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru .

Рассчитаем потери давления по длине трубопровода:

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru .

Давление на устье скважины определим по формуле

Ру =1,5 + 0,12 ≈1,6 МПа.

Вывод: На устье скважины давление для данных условий должно быть 1,6 МПа.

Выбор нефтегазовых сепараторов

Расчет вертикального гравитационного сепаратора

Расчет этих сепараторов ведется для газовой и жидкой фаз. Для газовой

фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора Vг. при известных

диаметре сепаратора Dс, термобарических условиях в нем (Рс; Тс) и свойств

фаз (ρн, ρг, μн, μг).

Учитывая осаждение в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле

силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу.

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru , (2.3)

где υг.max – максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход

которого приведен к нормальным условиям, м3/сут; dж – диаметр капли жид-

кости, м (dж = 1 10-4 м); Рс – давление в сепараторе, Па; Тс – температура в

сепараторе, К; μг – вязкость газа, Па·с.

Исходя из условий всплывания пузырьков газа в движущейся в сепара-

торе нефти, максимальная допустимая способность сепаратора, м3/сут.

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru , (2.4)

где dг – диаметр пузырька газа, (принимается dг = 1·10-3 м)

μн– вязкость нефти, Па·с.

Задача 2.1. Рассчитать пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора диаметром Dс=1,2 м. Жидкая фаза – нефть плотностью ρ=860 кг/м3 (при давлении в сепараторе Рс = 1,5 МПа, температура Тс = 295 К) и вязкостью при этих условиях μн = 7 мПа·с. Плотность газа в нормальных условиях ρго = 1,30 кг/м3. Вязкость газа в условиях сепаратора μг = 1,35·10-5 Па·с. Коэффициент сверхсжимаемости Z принять равным 1.

Решение: Вычислим плотность газа при условиях сепарации

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru кг/м3.

По формуле (2.3) рассчитаем максимальную пропускную способность

сепаратора по газу

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru м3/сут.

Пропускную способность по жидкости рассчитаем по формуле (2.4)

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru м3/сут.

При заданном условии в данном сепараторе можно будет сепарировать нефть до 6400 м3/сут. с газовым фактором до 626 м33.

Подобрать горизонтальный сепаратор можно по следующей методике.

В основу базового варианта аппаратов принят нормальный ряд емкостей 25, 50, 100 и 200 м3 на рабочее давление 0,6; 1,6; 2,5; 4,0 МПа различного климатического и коррозионного исполнения. Сепараторы оснащены различными конструктивными элементами, формулирующими зоны ввода, отстоя, вывода продукции.

Объем сепаратора V рассчитывается с учетом нагрузки по жидкости и времени пребывания в сепараторе

Выбор нефтегазовых сепараторов - student2.ru , (2.5)

где Q – нагрузка по жидкости, м3/мин.;

t – время пребывания, мин.;

С – коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, равный 0,5, колеблется от 0,4 до 0,6D.

Ориентировочные время пребывания жидкости в аппарате в зависимо-

сти от типа нефтей и характера технологического процесса.

Таблица 2.1 – Ориентировочные время пребывания жидкости в аппарате

Тип нефтей   Плотность кг/м3 Вязкость кинематическая 10 -6 м2/с   Ориентировочное время пребывания жидкости в га- зонефтяном сепараторе, мин.  
Легкая до 850 до 10 до 5
Средняя 850 – 890 10 – 45 5 – 10
Тяжелая более 890 более 45 10 – 30
Сернистая     10 – 30

При сепарации обводненных нефтей в газонефтяном сепараторе рекомендованное время пребывания, приведенное в таблице, применимо и при водосодержании агрегатно-устойчивой эмульсии в пределах 30 – 60 %. Время пребывания для легких и средних нефтей увеличивается в 1,5 раза. Для тяжелых нефтей в 2 раза и более. Время пребывания жидкости в сепараторах может корректироваться по мере накопления данных по свойствам эмульсий в процессе эксплуатации месторождений.

Наши рекомендации