интенсификация притока2. 2 РасчётноТехническая часть 1 Общая характеристика газогидратов
 Скачать 1.14 Mb.
|
2 Расчётно-Техническая часть2.1 Общая характеристика газогидратовГидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный состав, но это — соединения молекулярного типа, возникающие за счет вандерваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит спаривания валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле. Гидраты природных газов — продукты физико-химического соединения воды с углеводородами. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. По современным представлениям молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются Ван-ер-Ваальсовьмй силами притяжения. Гидраты характеризуются структурами I и II (рис. 2), полости которых частично или полностью заполняются молекулами гидратообразователей, В структуре I 46 молекул воды образуют две малые полости с внутренним диаметром 0,52 нм и шесть больших полостей с внутренним диаметром 0,59 нм, в структуре II 136 молекул воды образуют восемь больших полостей с внутренним диаметром 0,69 нм и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 0,48 нм. Состав гидратов структуры I при размерах молекул менее 0,52 нм выражается формулой 8М-46Н2О или М-5,75Н2О, где М — число молекул гидратообразователя. Если размер молекул превышает 0,52 нм, то заполняются только большие полости гидрата, и формула будет иметь вид: 6M·46Н2O , или М·17,67Н2О.  Рис. 2 Разновидности структур образования гидратов: а – структура I; б – структура II При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов структуры II выражается формулой: 8M·136H2O, или М·17Н2О Формулы гидратов отдельных компонентов природных газов: СН4-6Н2О; C2H6*8H2O; С3Н8 ·17Н2О; i-C4Н10 · 17H2О; Н2S·6Н2О; СО2·6Н2О. Эти формулы соответствуют идеальным условиям газов, т. е. таким условиям, при которых все большие и малые полости гидратной решетки заполняются на 100 %. 2.2 Условия образования гидратовНаглядное представление об условиях образования гидратов дает фазовая диаграмма гетерогенного равновесия, построенная для систем М—H2O. В точке С одновременно существуют четыре фазы (I, II, III, IV): газообразный гидратообразователь, жидкий раствор гидратообразователя в воде, раствор воды в гидратообразователе и гидрат.  Рис. 3 Кривые для определения Р и Т начала образования гидратов природных газов разной относительной плотности графическим методом Точка пересечения кривых 1 и 2 соответствует инвариантной системе. Следовательно, чтобы не исчезла одна из фаз, в этой точке нельзя изменять температуру, давление или состав системы. Очевидно, при всех температурах выше соответствующего значения в точке С гидрат не может существовать, как бы ни было велико давление. Критическая температура образования гидратов на диаграмме р—Т определяется точкой С. Инвариантная система, в которой существуют газообразный гидратообразователь, вода, гидрат и лед, характеризуется точкой пересечения кривых 2 и 3 (точкой В).  Рис..4 Фазовая диаграмма системы М—Н2О области существования систем: 1 — вода—газ; 2 — вода - жидкий гидратообразователь; 3 — гидрат—жидкий гидратообразователь; IV д— гидрат— : газ; V — лед—газ. Кривые — гидратообразователя. насыщенного парами воды; 4 направления льда; равновесные кривые гидратообравования в системе: 2 — газ—вода; 3 — газ—лед: 5 —жидкий гидратообразователь — вода Из диаграммы следует, что в системе М-Н2О возможны случаи образования гидратов, соответствующие процессам: Mг+ m (H2O)ж↔Mm (H2O)TB; Mг+ m (H2O)ТВ↔Mm (H2O)TB; Mж+ m (H2O)ж↔Mm (H2O)TB; MТВ+ m (H2O) ТВ↔Mm (H2O)TB. Здесь Мг, Мж, Мтв – число молекул гидратообразователя, соответственного газообразного, жидкого и твердого; (Н2О)ж, (Н2О)тв - число молекул воды соответственно жидкой и твердой (лед) фаз; m –число молекул воды в составе гидрата. На практике для определения условий начала образования гидратов используют: графический метод, расчетный – по константам равновесия, графоаналитический – по уравнению Баррера - Стюарта и экспериментальный. Условия образования гидратов природных газов по константам равновесия определяют по формуле: Х = У/К, Где х, у – молярная доля компонента соответственно в составе гидрата и газовой фазы; К – константа распределения (равновесия). Равновесные параметры гидратообразования по константам распределения при данных температуре и давлении рассчитывают следующим образом. Сначала находят константы распределения для каждого компонента, а затем молярные доли компонента делят на найденную константу распределения его и полученные значения складывают. Если сумма равна единице, система термодинамически равновесная, если более единицы — существуют условия для образования гидратов, при сумме менее единицы гидраты не могут образовываться.  Рис.5 Кривые образования гидратов индивидуальных углеводородов. 1 — метан; 2 — этан; 3 — пропан; 4 — изобутан; 5 — ацетилен; 6 — этилен; 7 — кривая гидратов; 8 — кривая упругости паров 2.3 Схема работы и оборудование скважин на месторождении Она одинакова для всех промысловых скважин (кроме скважин-сателлитов) и включает в себя: - фонтанную арматуру; - устьевой подогреватель; - факел и амбар для сжигания газа; - систему КИПиА; - систему подачи раствора ингибитора коррозии; - систему подачи очищенного газа; - трубопроводы обвязки. Для обвязки устьев скважин применяется импортная фонтанная арматура рассчитанная на давление 70 Мпа (700 кгс/см  ). Центральная и боковая задвижки пневмоприводные, связаны с автоматикой безопасности. Линия глушения оборудована обратными клапанами, линии сброса на факел (амбар) - угловыми штуцерами.Для задавки скважины предусмотрено фланцевое соединение ( с заглушкой ) для подключения агрегата, вынесенное за ограждение площадки скважины. Рядом с фонтанной арматурой расположена распределительная гребенка подачи раствора ингибитора в трубное и затрубное пространство скважины. Для сжигания сбросных газов обвязка предусматривает наличие факела и амбара. Факел и амбар размещаются на расстоянии 100 метров от устья скважины. Факел, постоянно действующий с двумя дежурными горелками, предназначен для сжигания пластового газа при сбрасывании предохранительного клапана. Факел также может использован для кратковременных продувок скважин. На амбаре скважин используется горизонтальное факельное устройство, с помощью которого осуществляется полное сжигание продукции при продувках скважин. Для безгидратного транспорта газа служит подогреватель пластового газа. Подогреватель представляет собой блочную конструкцию и оборудован газовой горелкой, дымовой трубой, редуцирующим штуцером, предохранительными клапанами, системой автоматики, обеспечивающей контроль и безопасную эксплуатацию подогревателя, системой остановки подогревателя и др. Подогрев двухфазного потока осуществляется посредством передачи тепла сгоревшего газа через 60% раствор диэтиленгликоля. В обвязку скважин входит блок осушки газа для КИПиА. На площадке скважин в начале шлейфа устанавливаются краны « ИТАГ», предназначенные для запуска поршней и одновременно являются запорными органами. Каждая из скважин двух очередей включает в себя: - фонтанную арматуру на расчетное давление 70 Мпа (700 кгс/см2 ); - устьевой подогреватель продукции; - факел с амбаром для сжигания газа; - емкости с раствором ингибитора коррозии и насоса ингибитора коррозии на скважинах-сателитах ( для скважин II очереди ); дренажная емкость (для скважин I очереди 2.3.1 Конструкция эксплуатационной скважины АГКМ Типовая конструкция эксплуатационной скважины включает в себя: - шахтное направление Д-720 мм.-10 м; - удлиненное направление Д-630 мм.-50 м; - кондуктор Д-426 мм.-400 м; - I-я техническая колонна Д-324 мм.-2000 м; - II-я техническая колонна Д-245 мм.-3900 м; - эксплуатационная колонна Д-177,8-4100 м; - цемент до устья; - насосно-компрессорные трубы (НКТ) Д=114 мм. И 89 мм до 4000 м. Колонна НКТ оснащена подземным оборудованием, включающим в себя: пакер, циркуляционный клапан (ЦК), ингибиторный клапан (ИК), компенсатор-удлиннитель, гидравлический клапан-отсекатель фирм «КАМКО» и «БЕЙКЕР». Пакер устанавливается выше интервала перфорации эксплуатационной колонны и служит для разобщения затрубного пространства от продуктивного пласта с целью защиты эксплуатационной колонны от коррозионного воздействия пластовой смеси. Затрубное пространство заполняется раствором ингибитора коррозии, который через ингибиторный клапан впрыскивается в поток газожидкостной смеси. Циркуляционный клапан служит для сообщения между трубным и затрубным пространством, а компенсатор-удлиннитель позволяет снизить нагрузку на подвеску НКТ при изменении длины колонны. Эксплуатационная колонна, НКТ, подземное оборудование изготовлены из сталей стойких к общей и сероводородной коррозии. 2.4 Оборудование для борьбы с гидратами на АГКМ 2.4.1 Промысловая паровая передвижная установка ППУА–1600/100 Промысловая паровая передвижная установка ППУА – 1600/100 предназначена для депарафинизации скважин, наземных трубопроводов, емкостей, арматуры и другого нефтегазопромыслового оборудования, в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов. 1. Основные параметры и размеры 2. Шифр ППУА – 1600/100 – 1 ППУА 1600/100 – 2 3. Код окп 36. 6671 0008. 02 36. 6671 0009. 01 4. Монтажная база КРаЗ – 250 КРаЗ – 260 5. Нагреваемая среда вода 6. Производительность по пару 1600±10% к/ч 7. Температура пара, 0С, не более 310 8. Давление пара, МПа, не более 9,81 9. Теплопроизводительность. кДж/ч (ккал/ч) 3929200 (940000) 10. Вместимость топливного бака, м3, не менее 0,5 11. Расход топлива паровым котлом, л/ч, не более 110 12. Используемое топливо для установки дизельное ГОСТ 305-82 13. Давление топлива, МПа, не более 1,5 14. Время необходимое для получения пара с момента пуска установки, мин, не более 20 15. Вместимость цистерны для воды, м3, не менее 5,2 Промысловая паровая передвижная установка ППУА – 1600/100 (приложение) монтируется на шасси автомобиля КрАЗ- 250, или КрАЗ-260. Оборудование установки размещено на монтажной раме и закрыто металлическим кузовом, предохраняющем оборудование от атмосферных осадков и пыли. Рама и кузов имеют теплоизоляцию. Управление работой установки – дистанционное, из кабины водителя, в которой расположены щит приборов, штурвалы регулирующего парового вентиля и вентиля для регулировки количества топлива, подаваемого в топку парового котла, управление заслонкой вентилятора. Привод оборудования установки осуществляется от тягового двигателя автомобиля через трансмиссию. В передней части монтажной рамы расположены паровой котел, вентилятор высокого давления, насосы для закачки питательной воды и топлива в котел. В задней части – емкости для питательной воды и топлива. Установка оборудована автоматикой безопасности, предохраняющей змеевик котла от пережога при повышении температуры пара свыше 3100С, снижения уровня воды в цистерне ниже допустимого и понижения давления пара ниже 20 кгс/см2. Установка представляет собой автономную передвижную котельную, предназначенную для выработки пара в полевых условиях. Вода из цистерны насосом нагнетается в змеевик котла. Проходя по змеевику вода нагревается и превращается в пар. Выработанный установкой пар подается в скважину, или на объект пропарки с помощью комплекта магистральных труб, поворотных колен, запорного узла. Производительность установки в 1600 к/ч обеспечивается при оборотах по тахометру 970 – 1100 об/мин. В установке ППУА 1600/100 нет прибора для определения сухости пара. Поэтому в практической работе температура пара не должна превышать температуру насыщения при определенном давлении (таб. 3.3.1) Зависимость температуры насыщения пара от давления. Таблица 3.4.1
2.4.2 Устьевой подогревательПодогреватели зон скважин устанавливаются на всех скважинах, соединяемых с новыми центральными станциями. В подогревателях применяется замкнутый контур для смеси гликоля и воды, используемой в качестве проводящей среды в теплообменниках жидкость-газ. В качестве топлива для подогревателей используется очищенный газ, распределяемый на промысле от пункта централизованного снабжения на ГПЗ. Подогреватели оборудованы приборами и системами управления, обеспечивающими автономную работу и поддерживающими желательные температурные диапазоны в линии сброса подогревателя Температура газа контролируется с помощью TIC-004, который может регулироваться дистанционно системой СКАЛА или локально из Е-домика. Обычно газ нагревается в первой секции подогревателя от температуры в 56 С до 65 С. Затем газ дросселируется до, примерно, 100 бар, и вновь нагревается во второй секции подогревателя до максимальной температуры в 70°С. Инженерные расчеты показывают, что подогреватели мощностью 440, 732 и 950 кВт (тепло поглощается производимыми флюидами) являются адекватными. Скважины-сателлиты не обеспечиваются подогревателями, но подсоединяются к змеевикам низкого давления подогревателей скважин вниз по потоку. Осушитель газа для приборов производительностью 51 нм3 /час. устанавливается на каждой раме подогревателя. Этот осушитель обеспечивает давление приборного газа в 30 бар (изб.) для управления устьем скважины и 7 бар (изб.) для управления подогревателем. Подогреватель устья скважины представляет собой стандартный агрегат непрямого типа, с газовым нагревом. Давление очищенного газа уменьшается до 8 кг/см2 с помощью регулирующего клапана. Эта система защищается с помощью аварийного запорного клапане (PSV) и предохранительного клапана (USV). Запорный клапан должен вручную освобождаться в случае его срабатывания. На второй ступени давление тогда уменьшится до 1 кг/см. Предохранительный клапан, установленный на 1,5 кг/см, защищает эту систему. Аварийные запорные клапаны устанавливаются в линиях топлива и газа запальной горелки и они срабатывают под действием системы управления в случаях низкого уровня воды в водной ванне подогревателя, высокого и низкого давления в линии продукта за подогревателем, низкого давления в линии очищенного газа, неправильного горения и высокой температуры а водяной бане нагревателя. В первом контуре нагревателя ГЖС от скважины подогревается приблизительно до 65 0С перед редуцированием от давления в скважине до давления в трубопроводе сборной системы. Перепад давления на регулирующем клапане будет максимум 300 кг/см при запуске и 150 кг/см- при нормальной эксплуатации. Используется дроссельный клапан «MOKVELD» типа CHV. Этот клапан спроектирован и изготовлен с учетом резкого дросселирования, и он имеет то преимущество, что поршень уравновешивается давлением, и поток через дроссель направляется таким образом, что высокие скорости возникают только в местах, где используются соответствующие материалы для поршня, клетки и седла с учетом предотвращения ненормальной эрозии, абразивного износа и кавитации. Исследования относительно суперкритического потока в клапане показали, что скорость между запорным элементом и седлом будет достигать звуковой, однако клапан рассчитан на значение Сv = 30, скорость на входе порядка 4,6 м/с и скорость на выходе 15,7 м/с, что является приемлемым. Уровень шумности для этого клапана будет лежать в диапазоне от 70 до 80 дБ. Перепад давления уменьшает температуру газо-жидкостной смеси из скважины. Во втором контуре нагревателя температура газо-жидкостной смеси при максимальном расходе поднимается до 65°С и при пониженном расходе /50% и ниже/ до 70°С, прежде чем газо-жидкостная смесь. Первый и второй контуры нагревателя рассчитаны на давление 410 кг/см2. Конструкция нагревателей у устьев скважин одинакова для каждой скважины. Расход двухфазной смеси из скважины измеряется после подогревателя перед поступлением в трубопровод с использованием обычной диафрагмы типа Senior. Расход жидкости из скважины регулируется с помощью автоматического клапана, установленного между первым и вторым контурами подогревателя. На выходе из вторичного змеевика подогревателя установлены пpeдoxpaнительные клапаны для предохранения трубопроводной системы от избыточного давления. Для предотвращения образования гидрата и замораживания при выпуске устанавливается автоматическая система впрыска метанола. Вследствие изменения скорости среды при выпуске из внутренней камеры клапана в соединительную линию к факелу между двумя этими точками возникает разность давления. Эта разность давления используется для подачи метанола из небольшого резервуара к точке впрыска на входе из предохранительного клапана. Испытания показали, что это дифференциальное давление должно быть в среднем около 1 кг/см при рабочих условиях. В предположении, что расход впрыска составляет 5 л метанола/мин, сопло впрыска должно иметь внутренний диаметр порядка 3,7 мм. Для обеспечения возможности регулирования предусмотрена возможность увеличения диаметра сопла до 5 мм с помощью входного игольчатого клапана, регулирующего расход впрыска. Расход впрыска будет автоматически уменьшаться, если объем, а, следовательно, и дифференциальное давление уменьшаются. Резервуар для хранения метанола имеет емкость 110 л. С помощью механически связанных 3-ходовых клапанов этот резервуар может быть сообщен с каждым из двух предохранительных клапанов. Из соображений облегчения обслуживания используется система двойных предохранительных клапанов. Два запорных клапана, один на входе и один на выходе, обеспечивают возможность демонтажа предохранительного клапана для обслуживания. Для обеспечения безопасной работы предохранительной выпускной системы предусмотрена ее специальная блокировка. Эта система работает на принципе того, что каждый клапан блокируется с помощью двух ключей. Если один ключ вставлен, клапан может поворачиваться, а второй ключ может быть свободным и выниматься. Этот ключ теперь может быть вставлен в следующий клапан, и тогда этот клапан может поворачиваться и т.д. Должен быть разработан план, обеспечивающий полную безаварийность системы. Система подачи метанола включается в эту блокировочную систему. Температура на выходе подогревателя на пути, а сборную систему регулируется на каждой скважине с помощью вычислительной машины с помощью контроля входной температуры газоперерабатывающего завода и увеличения или уменьшения температуры подогревательной бани. 2.5 Расчет устьевого котла-подогревателя. 1. Сосуд нагревателя «MANNESMANN» Размеры сосуда нагревателя основаны на расчете змеевика теплообменника, и следовательно, результата тяги. Выполненные размеры: диам.2100 мм х 8 мм длина цилиндра 11500 мм 2. Сосуд расширения Объем сосуда расширения = V1 =31 м3 Максим. увеличение темп.: -20°С - +100°С Плотность среды для передачи тепла: 1080 кг/м- при -20°С 1005 кг/м3 при + 100°С Объем расширения = V2   Выполнено: диаметр 700 мм х 6 мм длина цилиндра 9000 мм общий объем 3,34 м3 объем расширения 2,48 м3 Таблица 3.3.2.1
2. Расчет ΔР: 1-я ступень ø 114,3×20,6 мм. Расход массы газа Расход массы жидкости: ΔРобщ=Ǿ2Рg ΔРg=ξ  Vg210-5ΔPg- перепад давления газа (бар) ξ- коэффициент трения =0,022  - рабочая плотность газа =377 кг/м3.Vg- скорость газа =4,05 м/с. Ǿ- коэффициент поправки L- длина трубы =132м. D- внутренний диаметр трубы =0,0731м. ΔPg =  ΔР =1,23 бар. ΔР = Ǿ2Рg ΔРобщ = 3,42·1,23 ΔРобщ = 14,2 бар. 3.Расчет ΔР, 2- й змеевик ø 114,3×20,6 мм. ξ = 0,026 =157 кг/м3.Vg = 5,38м/с. Ǿ = 2,6 L = 89 D = 0.0731м. ΔPg =  ΔPg = 0,72 бар. ΔРобщ=Ǿ2Рg ΔРобщ = 2,62·0,72 ΔРобщ = 4,87 бар. Допустимая скорость на линии 56 бар: 15 м/с. Допустимая скорость на линии 8 бар: 20 м/с. Допустимая скорость на линии 1 бар: 30 м/с. Qgw- Расход топливного газа при рабочих условиях (м3) Vgw- Скорость топливного газа при рабочих условиях (м/с.) Ar- Площадь прохода топлива в линии топливного газа (м2) Vgw =  А. Линия 56 бар, 33,4×4,5мм. Qgw = 3,72 м3/ч. Ar = 0,000464 м2. Vgw =  =2,23 м/с.≤ 15 м/с.Б. Линия 8 бар, ø 33,4×4,5 мм. Qgw= 23,6 м3/ч Ar = 0,000464 м2. Vgw =  =14,13 м/с.≤ 20 м/с.В. Линия 1 бар, ø 60,3×5,5 мм. Qgw= 105,7 м3/ч Ar = 0,0019 м2. Vgw =  =15,45 м/с.≤ 30 м/с.Все скважины новых Центральных станций 3,4,6 и 9 имеют индивидуальные нагреватели, достаточного размера для работы в условиях максимального расхода. Скважины Центральных станции 1 и 2 относятся к трем различным категориям: 1) Скважины, оснащаемые индивидуальными нагревателями; 2) Скважины, не оснащаемые индивидуальными нагревателями; 3) Скважины, оснащенные индивидуальными нагревателями, имеющими запас мощности, достаточный для подогрева расходного потока от расположенных вблизи скважин. При расчете тепловой производительности нагревателя скважины принимается во внимание различие максимальных расходов скважин, давлений потоков и температур для различных скважин, в зависимости от их расположения на промысле. Моделирующая работа оборудования программа ЭВМ "НYSIМ" используется для расчетов детальных требований к производительности нагревателей для всех 65 точек их расположения в системе сбора. В основе расчета при выборе размера нагревателя лежит "самый неблагоприятный" сценарий, возникающий при пуске системы в зимних условиях: при 25%, выше средних, расходах скважин (другими словами, максимальном расчетном расходе) и 10, ниже средних, температур потока (минимальные расчетные температуры). Моделирующая программа учитывает изоэнтальпическое расширение добываемых флюидов (охлаждение Джоуль-Томпсона) в дроссельных клапанах в дополнение к теплосодержанию и скрытому теплу всех составляющих Флюида. Температуры на выходе из нагревателя основаны на термодинамике системы сбора, для случая максимального расхода скважины в зимних условиях. Во всех случаях, поддержание рабочих температур выше температур. Формирования гидратов при существующих давлениях потока обеспечит бесперебойную, безопасную эксплуатацию промысла. Подробные инженерные расчеты указывают, на то, что нагреватели с 440, 732 и 950 кВт (тепло, поглощенное добытыми Флюидами) соответствуют рабочим условиям. Здесь будет 17 скважин, требующих применения 440 кВт нагревателей, 32 скважины - 732 кВт и 16 скважин - 950 кВт. Технические данные котла – подогревателя «MANNESMANN»Расход газа: 125000 норм. м3/час Плотность: 1,2 кг/норм, м3 Рабочее давление: 5 бар Рабочая температура: 35°С Объём жидкости: 15м3 Инерционный объём: 5 м3 2.Диаметр сосуда котла – подогревателя общий (объем): Расчет общего объёма основывается на следующих объёмах: 1. Газовое пространство (свободное пространство над максимальным объёмом, сигнализируемом реле аварийной сигнализации высокого уровня) 2. Инерционный объём (объём между реле высокого уровня и реле аварийной сигнализации высокого уровня) 3. Объём между включением и выключением насоса 4. Объём между выключением насоса и реле аварийной сигнализации низкого уровня 5. Остаточный объём 5.1.. Саз Area Газовое пространство Требование: неравномерный поток Requirement: stradified flow Массовый расход газа m = Mass flow gas = 150.000 kg/h (кг/час) Аg = Gas area (m) Пл. попер, сечения газового пространства (м3) Плотность газа в рабочих условиях ρWg = Working density gas s 6,4 kg/nr1 (кг/м3) Плотность жидкости в раб. условиях ρW1 = Working density liquid = 679 te/m3 (кг/м3) Аg=  (m2) (м2)Аg=  m2 (м2)5.2.Инерционный объем Объем Vs= 50 м3 Длина сосуда L= 10 м. Аs=   Рис 21. 1.Технические данные Давление на всасывании: Центробежный насос: АТМ Поршневой насос: 2 бар Давление нагнетания: Центробежный насос: 2 бар Поршневой насос: 120 бар Расход конденсата: 2,5 м3/час Рабочая температура: 35°С Плотность: 700 кг/м3 2. Сторона нагнетания Ø 60,3 х 11,1 Допустимая скорость: 1,0 м/сек = Uа. Свободное поперечное сечение трубы: 0,00114 м2 = Аf Расход конденсата: 2,5 м3 = Vc  3. Сторона всасывания Ø 60,3 х 3,91 Допустимая скорость: 0,5 м/сек = Uа. Свободное поперечное сечение трубы: 0,00216 м2 = Af Расход конденсата: 2,5 м3/час = Vc  4.Объём между включением и выключением насоса VP= 5m3 (м3) Длина сосуда L= 10m (м) АР=  5. Объем между выключением насоса и реле аварийной сигнализации низкого уровня Vlal = 2.5m3 (м3) L = длина сосуда = 10m (м) Alal =  6. Остаточный объем Vг = 2.5m3 (м3) L = длина сосуда = 10m (м) Ar =  2.6 Гидравлический расчет трубопровода При движении газожидкостных смесей, при снижении давление по длине трубопровода в жидкой фазе происходит непрерывное образование пузырьков, которые способствуют образованию газированной жидкости. Поэтому в газонефтяных потоках (газоконденсатных потоках) не происходит полного разделения фаз, что оказывает определенное влияние на изменение гидравлических характеристик потока. Из применения метода подобия к многофазным потокам, следует, что основными безразмерными параметрами, входящими в уравнение установившегося одномерного режима, являются: Число Рейнольдса Re  ;Число Фруда Fr  ;Расходное объемное газосодержание в потоке β  ;Где d- диаметр трубопровода, м; υ – скорость смеси, м/с; ν – кинематическая вязкость смеси, см2/с  , где -плотность газа и конденсата соответственно, кг/м3; - динамическая вязкость газа и конденсата соответственно, сПз.При расчете потерь давления на трение можно использовать формулу:  , гдеλ- коэффициент гидравлического сопротивления. В зоне смешанного сопротивления λ рассчитывается по формуле Альтшуля  , гдеε – относительная шероховатость  . - плотность смеси , где  - истинное газосодержание эмульсии.Гидравлический расчет потери давления на трение на участке от УППГ-1 и УППГ-2 до ГПЗ (У-171/271) приведен в таблице
Таблица 3 Таблица 3 (продолжение)
Таблица 3 (продолжение)
Таблица 3 (продолжение)
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||