Методические указания к выполнению расчетов

Расчёт нефтегазовых сепараторов на пропускную способность газа и жидкости.

Порядок выполнения расчёта:

1. Плотность газа в условиях сепаратора по формуле (2).

2. Скорость осаждения капельки жидкости по формуле (1).

3. Скорость подъёма газа по формуле (3).

4. Суточную производительность сепаратора по газу по формуле (4).

5. Скорость подъёма уровня нефти в сепараторе, формула (6).

6. Диаметр пузырьков газа, формула (7).

7. Суточная производительность сепаратора по жидкости, формула (5)

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации.

Выпадение капелек и твёрдых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчётная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твёрдых частиц движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, то есть υ_Г < υ_Ч

Скорость осаждения капельки жидкости (твёрдой частицы), имеющей форму шара, можно определить по формуле Стокса:

υ_Ч = (d_Н²*(ρ_Н – ρ_Г)*q) / 18μ_Г (1)

где υ_Ч – скорость осаждения частицы, м/с

d_Н – расчётный диаметр частицы (капельки нефти), м

ρ_Н; ρ_Г – соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м³

q – ускорение свободного падения, м/с²,q = 9,81

μ_Г - динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па*с

Плотность газа в условиях сепаратора определяем по формуле:

ρ_Г = ρ₀*(Р/Ро)*(Т/То)*(1/Z), кг/м³ (2)

где ρ₀ – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³

Р и Ро – соответственно давление в сепараторе и атмосферное давление, Па – Ро = 1,013*10⁵, Па

Т – абсолютная температура в сепараторе (Т = 273 + t), К

То – абсолютная нормальная температура (То = 273), К

Z –коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеального.

Скорость подъёма газа в вертикальном сепараторе на практике определяют по формуле:

υ_Г = υ_Ч / 1,2, м/с (3)

Суточная производительность сепаратора по газу:

Vг = (86400*υ_Г*0,785*Д²*Р*То) / (Z*Ро*Т), м³ (4)

где Д – внутренний диаметр сепаратора, м

Расчёт вертикального сепаратора по жидкости к тому, чтобы получить скорость подъёма уровня жидкости υ_Ж в нём меньше скорости всплывания газовых пузырьков, то есть υ_Ж < υ_Г

Суточная производительность сепаратора по жидкости определяется по формуле:

Q_Ж = 36964 Д²*(d_Г²*(p_Н – p_Г)*q)/18μ_Н, м³ (5)

Скорость подъёма уровня нефти в сепараторе:

υ_Н = Q_Н / 86400*F*p_Н = Q_Н / 86400*0,785*Д²*p_Н, м/с (6)

где p_Н – плотность нефти, (т/м³)

Пузырьки газа успеют всплыть при υ_Г > υ_Н.

Принимают υ_Г на 0,001/0,002 м/с больше, чем υ_Н и определяют диаметр пузырьков газа по формуле Стокса:

D_Г = , м (7)

Механический расчёт сепаратора.

Порядок выполнения:

1. Определяем толщину стенки корпуса сепаратора по формуле (8), приняв Р_ОП = 2Р.

2. Определяем толщину днища по формуле (10). Коэффициент перенапряжения У в практических расчётах принимается равным 1,06.

При работе сепаратора стенки и днище его подвергаются действию равномерно определённого избыточного давления р. Силы, действующие на днище, стремятся разорвать цилиндрическую часть сепаратора по перечному сечению (σ₂ – σ₂). Давление на боковые стенки стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра (σ₁ – σ₁).

Обозначив соответственно диаметр, длину и толщину стенки сепаратора через Дс, I, δ, определим напряжение σ₁ и σ₂.

Силы, действующие на днище и растягивающие цилиндрическую часть сепаратора вдоль образующих, равны:

Р = р* , Па (1)

Площадь, воспринимающая эти силы, представляет кольцо толщиной δ и диаметром Дс.

S = π∙Дс∙δ (2)

Отсюда аксиальные напряжения, действующие вдоль оси цилиндра, будут равны:

σ₂ = = = (3)

Тангенциальные напряжения σ₁ можно найти разрезав сепаратор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть. На диаметральную плоскость в оставленной части сепаратора действует давление р, которое уравновешивается силами N.

р∙Дс∙1 = 2∙N (4)

отсюда:

N = (5)

и

σ₁ = = , Па (6)

Расчёт ведут по σ₁, так как оно в два раза больше σ₂. В практических расчётах σ₁ заменяют допускаемым напряжением R, вводят коэффициент запаса прочности сварных швов φ и, делая прибавку С на коррозию, получают формулы для определения толщины стенки через внутренний, наружный и средний диаметры.

δ = + С (7)

δ = + С (8)

δ = + С (9)

В практических расчётах сварных корпусов сепараторов φ можно принять равной 0,95, а допустимое напряжение на разрыв для сталей марки Ст.3 R = 250 МПа.

Величина С принимается 2-3 мм.

Толщину эллиптических днищ определяют по формулам (7), (8), (9), при этом в числитель вводят коэффициент перенапряжения У, зависящий от отношения Н/Д (где Н – высота выпуклости эллиптического днища).

δ_Д = + С (10)

δ_Д = + С (11)

δ_Д = + С (12)

Гидравлический расчёт нефтепровода (напорного и при движении нефтегазовой смеси). Расчёт газопровода. Механический расчёт трубопровода.

Гидравлический расчёт простого трубопровода (трубопровода с постоянным диаметром без ответвлений на пути движения жидкости) сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности G_V, необходимого начального давления Рн, диаметра трубопровода.

В основе гидравлических расчётов трубопроводов лежит уравнение Бернулли.

(Z₁ + ) – (Z₂ + ) = h_П (1)

где Z – геодезическая отметка, м

Р – давление, Па

ρ – плотность жидкости, кг/м³

υ – средняя скорость жидкости, м/с

α – коэффициент Кориолиса (в практических расчётах α ≈ 1)

h_П – путевые потери напора, м

Выражение в скобках определяет полную механическую энергию, приходящуюся на единицу массы жидкости в соответствующем сечении трубопровода.

Все члены уравнения Бернулли определяют соответствующий напор.

Первый член Z выражает потенциальную энергию положения жидкости и называется геометрическим напором.

Второй член Р/ρ∙q – потенциальная энергия давления жидкости и называется пьезометрическим напором.

Третий член αυ²/2q – удельная кинетическая энергия движущейся жидкости и называется скоростным напором.

Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутреннее трение жидкости по длине трубопровода h_ТР и из потерь на местные сопротивления (внезапные сужения и расширения потока, повороты и др.).

h_П = h_ТР + h_Н , м (2)

При гидравлическом расчёте напорного нефтепровода местными сопротивлениями можно пренебречь.

Так как в этом случае скорость жидкости по длине не меняется, то формула (1) для простого трубопровода принимает вид:

Н = = h_ТР – ΔZ (3)

где Н – напор, создаваемый в начальной точке трубопровода, м.ст.в.;

ΔZ – разность геодезических отметок начальной и конечной точки трубопровода; м

ΔР – перепад давления, Па

Формула (3) может быть представлена в виде:

ΔР = ΔР_ТР – ΔΖ∙p∙q, Па (4)

где ΔР_ТР – потери давления на трение по длине трубопровода.

Потери напора на трение по длине трубопровода определяют по формуле Дарси – Вейсбаха:

h_ТР = λ∙ , м (5)

или

ΔР_ТР = λ∙ , Па (6)

где L – длина трубопровода, м

Д – внутренний диаметр трубопровода, м

λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения и относительной шероховатости внутренней поверхности трубы.

Число Рейнольдса определяется по формуле:

Rе = (7)

ге ρ – плотность жидкости, кг/м³;

μ – динамическая вязкость жидкости, Па*с

Средняя скорость υ определяется как:

υ = , м/с (8)

Где Q – объёмный расход жидкости, м³/с.

Если Re < 2320, то течение жидкости ламинарное, в этом случае шероховатость стенки не оказывает влияние на коэффициент гидравлического сопротивления и λ определяется по формуле Стокса.

λ= 64/ Re (9)

Если Re > 2800, то наступает турбулентное течение и

λ = (10)

в области 2320 < Re< 2800 наблюдается переходный режим

λ = (0,16∙Re – 13)∙10 ^–4 (11)

Мощность насоса при перекачке нефти определяется по формуле:

N = , кВт (12)

где Q^/ – объёмная подача насоса, м³/с; Q^/ = Q/86400

η – общий к.п.д. насосной установки

Порядок расчёта:

1. Определяем площадь сечения нефтепровода

F = , м²

где Q – производительность нефтепровода, т/сут

ρ – плотность нефти, т/м³

Т – суточная производительность перекачки, ч t = 24 ч;

υ_СР – средняя скорость движения нефти в трубе в зависимости от вязкости (см. таблицу 3)

Таблица 3

Кинематическая вязкость жидкости, см2/с	Рекомендуемые скорости
При нагнетании	При всасывании
0,01 – 0,3	1,5	1,0
0,31 – 0,75	1,3	1,0
0,76 – 1,5	1,0	0,8
1,51 – 4,4	0,8	0,6
Свыше 4,4	0,6	0,4

2. Определяем диаметр нефтепровода (внутренний)

d = , м

Принимаем ближайший больший диаметр по ГОСТ с учётом толщины стенок (см. таблица 3) стр. 58 Лутош. 1983.

3. Для принятого диаметра уточняем среднюю скорость движения нефти

υ_СР = , м/с

где F = 0,785 d_СТ², м²

d_СТ² – стандартный диаметр, м

4. Определяем параметр Рейнольдса и режим движения жидкости по формуле 7

5. По формулам 9, 10 или 11 (в зависимости от Rе) определяем коэффициент гидравлического сопротивления

6. Находим потери напора (давления) на трение по формулам 5 и 6

7. Определяем необходимый напор (давление) насоса по формулам 3 и 4

8. Определяем мощность насоса по формуле 12

Расчёт количества тепла для нагрева нефти. Технологический расчёт теплообменника. Расчёт отстойников.

Для проектирования процесса передачи теплоты необходимо наличие некоторой разности температур между горячим и холодным теплоносителями. Эта разность температур является движущей силой процесса теплопередачи и называется температурным напором, то есть

Δt = Т – t, С⁰

где Т – температура горячего теплоносителя, С⁰

t – температура холодного теплоносителя, С⁰

Чем больше температурный напор Δt, тем выше скорость передачи теплоты; причём количество теплоты передаваемой от горячего теплоносителя к холодному, пропорционально поверхности теплообмена F, температурному напору Δt и времени ι, то есть

Q = К*F*Δt*ι, Вт

где К – коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом теплопередачи и представляющий собой количество теплоты, прошедшей через единицу времени при температурном напоре, равном единице, Вт/(м²*С⁰)

В процессах теплообмена обычно изменяются температуры теплоносителей, а, следовательно, и температурный напор.

Характер изменения температуры жидкости, движущейся вдоль поверхности нагрева, зависит от схемы её движения.

В теплообменных аппаратах применяются в основном три схемы движения жидкости: прямоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают в одном направлении, противоточная, когда горячая и холодная жидкости протекают в противоположную друг к другу направлении, перекрёстная, когда жидкости протекают в перекрёстном направлении.

а) б)

Рисунок 1– Характер изменения температуры рабочих жидкостей при прямотоке (а) и противотоке (б)

Рассматривая кривые изменения температур при прямотоке, видно, что нельзя нагревать входящий холодный теплоноситель с начальной температурой t_Н выше температуры выходящего горячего теплоносителя, Т_К, то есть всегда t_К < Т_К, что обусловливается термическим сопротивлением стенок теплообменника. При противотоке температура холодного теплоносителя t_К может быть конечной температуры горячего теплоносителя Т_К.

При прямотоке и противотоке, которые преимущественно используются в теплообменных аппаратах, температурный напор определяется по средне логарифмической или среднеарифметической разности температур.

Δt_СР = для прямотока (1)

Δt_СР = для противотока (2)

Вместо формул (1) и (2) можно записать одну:

Δt_СР = (3)

где Δt_б, Δt_М – разность температур между потоками;

Δt_б – большая разность, Δt_М – меньшая разность.

Если отношение Δt_б / Δt_М ≥ 2, то определяется средне – логарифмическая температура по формуле (1) или (2), если отношение Δt_б / Δt_М < 2, то определяется среднеарифметическая температура по формуле:

Δt_СР = (4)

или

Δt_СР = для прямотока (5)

Δt_СР = для противотока (6)

Если теплообмен происходит без фазовых или химических превращений, а удельные теплоёмкости практически не зависят от температуры, то уравнение теплового баланса теплообменника можно записать так:

Q = G₁*C₁*(T_Н – t_К) = G₂*C₂*(t_К – t_Н) (7)

где G₁, G₂ – массовые расходы греющей и нагреваемой жидкостей, кг/с (кг/ч)

C₁ , C₂ – удельные теплоёмкости жидкостей, Дж/кг*С⁰

T_Н , t_Н – соответственно начальные температуры теплоносителей, С⁰

T_К , t_К – конечные температуры теплоносителей, С⁰

Q – количество теплоты, Вт

Под тепловой нагрузкой Q понимают количество теплоты в Вт, передаваемой за единицу времени: Q = К∙F∙Δt

Порядок проведения расчёта:

1. Определяем тепловую нагрузку в Вт из левой части уравнения (7)

Q = Q_ГОР = G₁/3600∙С_Н∙(Т_Н – Т_К), Вт

где С_Н – теплоёмкость нефти, С_Н = 2200 Дж/(кг*С⁰).

2. Из правовой части уравнения (7) определяем расход охлаждающей воды при прямотоке, G^/₂ кг/ч

G^/₂ = ∙3600, кг/ч

где С_В – теплоёмкость воды, С_В = 4190 Дж/(кг*С⁰).

3. Определяем средний температурный напор при прямотоке по формуле (1) или (5).

4. Из формулы (8) определяем необходимую поверхность нагрева при прямотоке

F^/ = , м²

5. Определяем расход охлаждающей воды при противотоке.

G^//₂ = , кг/г

где t^//_К – конечная температура воды при противотоке, С⁰

6. Находят средний температурный напор при противотоке по формуле (2) или (6).

7. Определяем необходимую поверхность теплообмена при противотоке

F^// = , м²

Вопросы для подготовки к защите курсового проекта

1. Развитие нефтяной и газовой промышленности на современном этапе.

2. Этапы развития и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

3. Основные требования, предъявляемые к организации сбора и подготовки нефти, газа и воды.

4. Сущность двухтрубной самотечной системы сбора нефти и газа.

5. Сущность Грозненской высоконапорной системы сбора нефти и газа.

6. Сущность системы сбора Гипровосток нефти.

7. Сущность системы сбора продукции на месторождениях Западной Сибири.

8. Основной вариант унифицированной технологической схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтеперерабатывающих районов. Описание схемы и рекомендации по применению.

9. Особенности сбора и подготовки нети, содержащей сероводород.

10. Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и воды.

11. Значение измерения продукции скважин.

12. Старые методы измерения продукции скважин.

13. Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник А» и её описание.

14. Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник – ВМР», её назначение, преимущества, технологическая схема.

15. Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник Б» и её описание.

16. Принципиальная технологическая схема замерной установки БИУС и её описание.

17. Измерение расхода газа и жидкости непосредственно в трубопроводе. Краткое описание приборов, применяемых для измерения.

18. Классификация и назначение сепараторов.

19. Основные секции сепараторов и их назначение.

20. Оценка эффективности работы сепаратора.

21. Выбор оптимального числа ступеней сепарации.

22. Схема центробежного (гидроциклонного) сепаратора, её описание.

23. Сепарационные установки с предварительным отбором газа типа УБС, их устройство, схема.

24. Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН, их устройство, схема.

25. Сепарационные установки с предварительным сбросом пластовой воды типа УПС, их устройство, работа, условия применения.

26. Техника безопасности и охрана окружающей среды при обслуживании сепарационных пунктов.

27. Классификация промысловых трубопроводов. Сортамент труб.

28. Выбор трассы трубопроводов и порядок проведения работ при их сооружении.

29. Понятие о коррозии. Виды коррозии трубопроводов.

30. Методы защиты от коррозии внутренней и наружной поверхности промысловых трубопроводов.

31. Арматура трубопроводов, её виды, устройство, условия применения.

32. Перекачка высоковязких и парафинистых нефтей. Подогреватели нефти типа ПТТ, ПП и ПТ.

33. Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений.

34. Понятие о нефтяных эмульсиях и условия их образования.

35. Физико – химические свойства нефтяных эмульсий.

36. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий.

37. Технологическая схема установки подготовки нефти с блочным оборудованием, применяемая при герметизированной системе сбора нефти. Описание схемы и оборудования.

38. Электрические способы обессоливания и обезвоживания нефти. Типы электродегидраторов. Принцип их работы.

39. Отстойники для обезвоживания нефти (ОГ), их устройство и принцип работы.

40. Оборудование установок подготовки нефти (теплообменники, блоки нагрева, каплеобразователи и др.), их назначение и конструкции.

41. Блочное оборудование по подготовке нефти типа УДО, его устройство, принцип работы.

42. Назначение, механизм действия и классификация деэмульгаторов.

43. Узел реагентного хозяйства установки промысловой подготовки нефти, назначение, состав оборудования.

44. Техника безопасности и охрана окружающей среды при подготовке нефти.

45. Назначение и виды резервуаров, область применения.

46. Оборудование товарных резервуаров и его назначение.

47. Предотвращение потерь нефти при хранении её в резервуарах.

48. Измерение количества и определение качества товарной нефти в резервуарах.

49. Автоматизация измерения количества и определения качества товарной нефти. Принципиальная схема станции учёта нефти (СУН).

50. Безрезервуарная сдача нефти в магистральный нефтепровод.

51. Обслуживание резервуарного парка.

52. Нефтяные насосные станции, их назначение. Техническая характеристика БННС – 20000.

53. Водопотребители нефтегазодобывающих предприятий. Нормы водопотребления.

54. Требования, предъявляемые к закачиваемой в пласт воде и в чём необходимость повышенного качества воды.

55. Установки очистки сточных вод закрытого типа, их сущность, принцип действия.

56. Установки очистки сточных вод открытого типа, принцип действия.

57. Существующие установки подготовки сточных вод по закрытой схеме (по принципу отстоя, фильтрации, электрофлотации).

58. Мероприятия по снижению коррозии труб и оборудования сточными водами.

59. Схема водоочистной станции и технологический процесс водоподготовки. БКНС (блочные кустовые насосные станции), их схемы и оборудование.

60. Системы сбора природного газа.

61. Требования, предъявляемые к подготовке и транспорту газа на промыслах.

62. Гидраты и борьба с ними, металлические сальники и борьба с ними.

63. Основные отличия сепараторов для природного газа и нефти.

64. Сепараторы, применяемые на установках подготовки природного газа.

65. Методы и технологические схемы подготовки газа.

66. Осушка газа и выделение конденсата за счёт дроссель – эффекта. Технологическая схема.

67. Осушка газа и выделение конденсата за счёт холода, получаемого в детандерах. Технологическая схема.

68. Осушка газа на абсорбционных установках. Технологическая схема.

69. Осушка газа и выделение конденсата на адсорбционных установках. Технологическая схема.

70. Выделение конденсата из газа на маслоабсорбционных установках. Технологическая схема.

71. Очистка нефтяного и природного газа от сероводорода и углекислого газа.

72. Одоризация газа, характеристика одорантов и одоризационные установки.

73. Назначение, состав и оборудование компрессорных станций.

74. Типы и характеристики компрессоров, применяемых для сбора и транспортирования газа.

75. Новые технологии в системе сбора и подготовки нефти и газа.

Список литературы

1 Сулейманов, Р.С. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие [Текст] / Р.С. Сулейманов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков, В.В. Чеботарев [и д.р.] − Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. − 450 с.

2 Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: учебное пособие [Текст] / И.И.Дунюшкин – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 320 с.

3 Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учебник [Текст] / Г.С. Лутошкин – М.: Недра, 2005.– 318 с.

4 Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: учебное пособие [Текст] / И.И. Дунюшкин, Г.С. Лутошкин – М.: Недра, 2004. – 135 с.

5 Байков Н. М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р. И. Сбор и промысловая подготовка нети, газа и воды [Текст] / Н. М. Байков,
Г.Н. Позднышев, Р. И. Мансуров –М.: Недра, 1981 г. – 216 с.

6 Кабиров М. М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: учебное пособие [Текст] / М. М. Кабиров, О.А. Гумеров – Уфа.: Издательство УГНТУ, 2003 г. – 70 с.

7 Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: учебное пособие для вузов[Текст] / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева – М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 448 с.

8 Тронов В. П. Система нефтегазосбора и гидромеханика основных технологических процессов [Текст]: / В.П. Тронов; Акад. наук Татарстана. – Казань: ФЭН, 2002. – 512 с.

9 Тронов В. П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти [Текст]: / В.П. Тронов; Акад. наук Татарстана. – Казань: ФЭН, 2002. – 408 с.

10 Тронов В. П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа, сокращение потерь [Текст]: / В.П. Тронов; Акад. наук Татарстана. – Казань: ФЭН, 2002. – 317 с.

11 Тронов В. П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД [Текст]: / В.П. Тронов, А.В. Тронов; Акад. наук Татарстана. – Казань: ФЭН, 2001. – 560 с.

12 Тронов, В. П. Промысловая подготовка нефти [Текст] / В.П. Тронов; АН Татарстана. – Казань : Фэн, 2000. – 415 с.

13 Ишмурзин А. А., Храмов Р. А. Процессы и оборудование системы сбора нефти, газа и воды: учебное пособие. [Текст]: / А. А. Ишмурзин, Р. А. Храмов– Уфа: УГНТУ, 2003. –143 с.

14 Журналы: Нефтяное хозяйство, Нефть России, другие периодические издания, трубы проектных институтов ТатНипиНефть, ГУП «ИПТЭР», ГипровостокНефть, ТюменьНипиНефть и др.

Приложение А

Пример задания на курсовой проект

Министерство образования и науки Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

в г. Октябрьском

Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений

ЗАДАНИЕ