контрольная. Задача 1 вар.6. Задача 1 Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1я ступень сепарации)
![]()
|
Задача №1 Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень сепарации).Исходные данные (вариант 6): Nскв. = 45 – количество добывающих скважин; qn = 42 т/сут. – средний дебит одной скважины по нефти; Гф = 92 м3/т. – средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти); ρн.д = 870 кг/м3 – плотность нефти дегазированной; μн.д = 7,5 мПа × с – вязкость нефти дегазированной; Рсеп.1 = 0,45 МПа – давление сепарации (1ая ступень); Тсеп = 284 К – температура сепарации; μг.с = 0,01 мПа × с – вязкость газа при условиях сепарации; Lк=17,8км – длина нефтесборного коллектора; Рсеп.2 = 0,12 МПа – давление в сепараторах 1-ой ступени (ЦСП); рнас=11,4 МПа – давление насыщения нефти газом; ∆Н=78 м – повышение отметки ЦСП над ДНС; Кз = 1,1 – коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора, доли единиц; ρго =1,32 кг/м3 – плотность газа (стандартные условия); Основные положения. Технологический (гидравлический) расчет гравитационных сепараторов ведется на пропускную способность по газу и (или) по жидкости. В первом случае газ рассматривается в виде сплошной фазы (сплошного потока), поднимающейся снизу вверх в сепараторе, а жидкость – в виде отдельных капель, опускающихся в потоке газа в нижнюю часть аппарата. При расчете на пропускную способность по жидкости она рассматривается в виде сплошной фазы, а газ – в виде отдельных пузырьков, всплывающих в опускающемся или поднимающемся слое жидкости. Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по газу ![]() где: ![]() ![]() ![]() Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости ![]() где: ![]() ![]() ![]() ![]() Скорость падения шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе может быть определена по следующим формулам: при размере частиц не более 80 мкм ![]() где: dr – размер (диаметр) частицы, м; ![]() ![]() ![]() ![]() для частиц размером 300-800 мкм (формула Аллена) ![]() где: ![]() для частиц размером более 800 мкм (формула Ньютона) ![]() При расчетах диаметр частиц можно принять равным 100 мкм. Для нахождения Wr следует выполнить вычисления по формуле Стокса, задавшись тремя значениями dr (например, 50,65 и 80 мкм), и по формуле Алена (например, при dr = 300, 350 и 400 мкм), построить график изменения Wr от dr и по этому графику определить Wr при dr = 100 мкм. Скорость восходящего потока газа ![]() где: ![]() Очевидно, что ![]() где: ![]() P0 и T0 – атмосферное давление и нормальная (или стандартная) температура; P и T –давление и температура газа в сепараторе; Z0 и Z – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных (стандартных) условиях и при P, T. Отношение Z / Z0 для условий первой ступени сепарации можно принять равным 0,95. Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости ![]() где: dп – диаметр пузырька; ![]() При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм. Скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе ![]() где: ![]() Решение: Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить по методике ступенчатого разгазирования нефти. Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепараторе, приведенное к нормальным условиям, может быть рассчитано по формуле G= ГTR[D1(1 + R) — 1], где ГТ— газонасыщенность пластовой нефти, м3/т, объем газа приведен к нормальным условиям; ![]() pS20 — давление насыщения нефти при 20°С, МПа; ![]() ![]() ![]() ![]() Рассчитывают вспомогательные коэффициенты ![]() ![]() ![]() ![]() D1 = 4,06 (0,87 ∙ 1,095 ‒ 1,045) = ‒ 0,37. Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе, G= ГTR[D1(1 + R) — 1] = 92 (‒ 0,68) [(‒ 0,37) (1 ‒ 0,68) ‒ 1] = 69,97 м3/т. Суточный дебит всех скважин Qн = qн . Nскв = 42 . 45 = 1890 т/сут, или Qнv = Qн./ρ = 1890/0,86 = 2198 м3/сут. Количество газа, поступающего в сепаратор в свободном состоянии вместе с нефтью ![]() Плотность газа при температуре и давлении в сепараторе ![]() ![]() С учетом формул (6), (7) и условия (1) при ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() при dч= 65 мкм: ![]() ![]() при dч= 80 мкм: ![]() ![]() С учетом формул (6), (7) и условия (1) при ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() при dч = 350 мкм: ![]() ![]() при dч = 410 мкм: ![]() ![]() Строим график изменения ![]() ![]() по данному графику определяем ![]() ![]() ![]() ![]() Выбирается ближайший больший стандартный размер (диаметр) сепаратора (табл. 1). Характеристика вертикальных сепараторов Таблица 1
Подходит сепаратор: D = 1,2 м; Р = 0,6 МПа; Н = 3,9 м; Qго = 400000 м3/сут. Определяется расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора ![]() ![]() где L – длина сепаратора – расстояние между входным и выходным патрубками сепаратора, м (можно принять L = 3 м). Выбирается стандартный диаметр сепаратора (табл. 2). Характеристика сепараторов типа НГС Таблица 2
Подходит сепаратор: D = 1,4 м; Р = 1,6 МПа; L = 3,0 м; Qго = 260000 м3/сут.; Qж = 2000 м3/сут. По результатам расчета на пропускную способность по газу выбирается сепаратор с меньшими габаритами – вертикальный. Определяется пропускная способность выбранного сепаратора на пропускную способность по жидкости ![]() где F – площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в сепараторе. При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм. ![]() ![]() ![]() Пропускная способность сепаратора по жидкости, полученная по (13), оказалась меньше общего количества нефти, получаемой из скважин (по заданным условиям задачи). Определим размер (диаметр) газовых пузырьков, при котором выполняется условие ![]() приняв пропускную способность сепаратора равной заданному количеству нефти. Отсюда ![]() ![]() |