Главная страница
Навигация по странице:

  • Исходные данные Варианты

  • Типовые задачи по теме 6.3

  • рпо. Практикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание


    Скачать 5.39 Mb.
    НазваниеПрактикум по сбору и подготовке продукции нефтяных и газовых скважин 2011 Содержание
    Дата11.04.2022
    Размер5.39 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаPraktikum_po_SPPNGS.doc
    ТипПрактикум
    #463047
    страница47 из 57
    1   ...   43   44   45   46   47   48   49   50   ...   57

    Типовая задача 6.2.


    При перекачке нефти вязкости с расходом Q по трубопроводу внутренним диаметром d и абсолютной эквивалентной шероховатости постепенно на его стенках образовался слой парафина толщиной .

    Рассчитайте во сколько раз изменятся потери напора на трение?
    Алгоритм решения задачи 6.2.

    Для расчета потерь напора на трение используем формулу Дарси-Вейсбаха:

    (6.8)

    где hтр – потеря напора на преодоление трения по длине трубопровода круглого сечения при любом установившемся режиме течения;  - коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от числа Рейнольдса (Re) и относительной шероховатости стенки трубопровода; L - длина трубопровода, м; d внутренний диаметр, м; w - средняя скорость, м/с; g - ускорение силы тяжести: 9,81 м/с2.

    Чтобы ответить на вопрос задачи, нужно найти отношение потерь напора на трение в запарафиненном трубопроводе к потерям в трубопроводе без отложений:

    (6.9)
    Произведем расчет всех неизвестных величин:

    1. Диаметр запарафиненного трубопровода:

    (6.10)

    2. Скорость потока жидкости в трубопроводе без отложений:

    (6.11)
    3. Скорость потока жидкости в запарафиненном трубопроводе:

    (6.12)

    4. Параметр Рейнольдса:

    (6.13)
    (6.14)
    5. Определим режим течения

    (6.15)
    (6.16)
    (6.17)
    6. Если установлен ламинарный режим для обоих трубопроводов, то:

    (6.18)
    следовательно:

    (6.19)

    7. Если установлен турбулентный режим и зона Блазиуса для обоих трубопроводов, то:

    (6.20)

    8. Если установлены разные режимы в трубопроводах, то рассчитываем  для каждого трубопровода и вычисляем потери напора:
    а) для зоны Блазиуса:

    (6.21)
    б) для зоны смешанного трения:

    (6.22)
    9.Рассчитываем h1 / h2.

    Таблица 6.4


    Исходные данные к заданию по теме «Отложения парафинов»

    Исходные

    данные

    Варианты


    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    9

    10

    * 10 4, м2

    0,0520

    0,0480

    0,0360

    1,0000

    0,0765

    0,1422

    0,1376

    0,0835

    3,2500

    16,4000

    Q, дм3

    8,45

    9,15

    10,00

    7,85

    6,85

    5,495

    4,71

    8,64

    7,85

    8,15

    d, мм

    117

    129

    219

    100

    100

    90

    90

    150

    100

    100

    , мм

    0,010

    0,015

    0,012

    0,200

    0,200

    0,150

    0,020

    0,140

    0,150

    0,200

    , мм

    6

    7

    8

    5

    4

    6

    5

    6

    5,5

    7


    6.3 Гидраты



    Основными факторами гидратообразования являются влажность газа, его состав, давление и температура в газопроводе.

    Применяемые ингибиторы (метанол СН3ОН, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, 30% -ный раствор хлористого кальция и. т. д.) процессов гидратообразования способствуют снижению температуры гидратообразования. Необходимый расход ингибитора можно вычислить по следующей формуле:
    q = (W1 - W2) * C2 / (C1 - C2) , кг/1000 м3 (6.23)
    где W1, W2 - содержание влаги в газе до и после ввода ингибитора, кг/1000 м3 газа;

    C1, C2 - массовая концентрация свежего и отработанного ингибитора, %.

    Типовые задачи по теме 6.3


    Рассчитать количество ингибиторов для следующих условий движения газа по газопроводу: начальные давление газа в газопроводе 0.981 МПа (10кгс/см2) и температура +25 оС, конечные давление 0.1962 МПа (2 кгс/см2) и температура 0 оС; количество газа, транспортируемого по газопроводу, равно 900 тыс. м3/сут. Относительная плотность газа по воздуху 0.7.

    Решение:
    q = (W1 - W2) ∙ C2 / (C1 - C2)
    Согласно номограмме, количество влаги в начале газопровода W1 = 2.2 кг на 1000 м3 газа, количество влаги в конце газопровода W2 = 2.0 кг на 1000 м3 газа. Разность W1 - W2 даст количество воды, конденсирующейся на каждых 1000 м3 газа:
    ΔW = W1 - W2 = 2,2 -2.0 = 0,2 кг
    Температура начала образования гидратов определяется из графика. Для нашего случая она будет +3.5 оC. Величина понижения равновесной температуры Δt, определяется по рисунку, для раствора хлористого кальция составит:
    Δt = 3,5 – 0 оС = 3,5 оС
    По графику находим, что для Δt = 3.5 оС концентрация отработанного раствора хлористого кальция равна 10% масс. По уравнению определяем удельный расход 30% - ного раствора:
    q = 0,2 ∙ 10 / (30 -10) = 0,2 кг на 1000 м3
    Суточный расход составит qсут = 0,2 ∙ 900 = 180 кг
    Определим количество ДЭГ, которое следует ввести в поток газа для предотвращения образования гидратов при условиях, рассмотренных выше.

    Начальная концентрация ДЭГ С1 = 80%. Для Δt = 3.5 оС по графику определяем С2 = 12.5% - концентрацию отработанного ДЭГ, которую надо поддерживать для указанной величины снижения температуры начала образования гидратов. По уравнению определяем удельный расход гликоля:
    q = 0,2 ∙ 12,5 / (80 – 12,5) = 0,39 кг на 1000 м3
    Суточный расход ДЭГ составит:

    qсут = 0,39 ∙ 900 = 35,1 кг
    1   ...   43   44   45   46   47   48   49   50   ...   57


    написать администратору сайта