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 + Δ Ртр,
где ΔРтр – потери давления по длине от устья до сепаратора.
Рассчитаем скорость движения нефти по формуле:
.
Определим число Рейнольдса по формуле:
,
Значит режим течения турбулентный
.
Рассчитаем потери давления по длине трубопровода:
.
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.
, (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.
, (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
кг/м3.
По формуле (2.3) рассчитаем максимальную пропускную способность
сепаратора по газу
м3/сут.
Пропускную способность по жидкости рассчитаем по формуле (2.4)
м3/сут.
При заданном условии в данном сепараторе можно будет сепарировать нефть до 6400 м3/сут. с газовым фактором до 626 м3/м3.
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
, (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 0,6 D.
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.
