Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

6.7 Построение зависимостей, определяющих технологические возможности сепаратора

Строится график . Для построения графика необходимо определить действительные максимальную Qmax.д. и минимальную Qmin.д. производительности для необходимого и достаточного числа значений давления в интервале от Pmax до Pmin при расчетной температуре

, м3/сут.

Действительная площадь сетчатой насадки (по принятым конструктивным размерам):

, м2

где f – превышение площади элементов опорной решетки сверх 5% от общей площади насадки.

Таблица 6.1 – результаты расчетов для различных величин давлений

Р, МПа	z	Wкр, м/с	Q, м3/сут
0,7	0,988	4,47	35108
0,6	1,0002	4,89	23960
0,5	1,0018	4,36	17055
0,4	1,0034	5,32	13703

Рисунок 6.3 График зависимости производительности аппарата от давления

6.8 Гидравлический расчет

Задача гидравлического расчета – определение гидравлического сопротивления сепаратора и высоты гидрозатвора сливных труб.

6.8.1 Гидравлические потери должны удовлетворять условию

где [] - допустимое гидравлическое сопротивление, МПа, []=0,03 МПа.

Гидравлическое сопротивление сетчатых газосепараторов

,МПа

где α =1,1 – коэффициент неучтенных потерь.

Сопротивление рассчитываемого элемента

,МПа

Величины коэффициентов гидравлического сопротивления ξi приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Коэффициент гидравлического сопротивления

Входа газа	Горизонтального коагулятора	Сетчатой насадки	Выхода газа
1,0	46	50	0,5

Сопротивление штуцера входа и выхода газа

МПа.

Сопротивление сетчатой насадки

МПа,

где Wн = qг/Fн = 0,171/0,269 = 0,64 м/с.

Сопротивление коагулятора

МПа,

где Wк = qг/Fк =0,171/0,138 = 1,2 м/с.

Находим

МПа.

Имеем

Условие выполняется.

6.8.2 Высота гидрозатвора сливных труб (рисунок 6.2)

,м

м,

где η =1,3-1,5 – коэффициент пульсации.

При этом должны соблюдаться условия:

,м

где Н – расстояние от верхнего обреза сливной трубы до верхнего предельного уровня жидкости в сепараторе, м, Н=0,6м.

6.9 Соответствие действительного диапазона работы сепаратора по газу и жидкости заданному

6.9.1 Условия соответствия по производительности

23960 м3/сут > 19627 м3/сут

где Qmax.д – действительная максимальная производительность сепаратора по газу, м3/сут

Qmax.зад – заданная максимальная производительность сепаратора по газу, м3/сут.

6.9.2 Условие соответствия штуцеров входа и выхода газа

Величина действительной скорости газа в штуцерах должна лежать в области допускаемых скоростей.

,м/с

м/с.

6.9.3 Соответствие действительного диапазона работы сепаратора по жидкости

Рабочий объем сборника жидкости

,м3

м3,

где F - площадь смоченного периметра, м2;

Lсб. - длина цилиндрической части сборника жидкости, м.

Имеем

Скорость жидкости в сливных трубах должна быть

м/с

Действительная скорость слива

,м/с

м/с.

Условие выполняется

0,18 м/с<0,25м/с

6.10 Определяем эффективность сепарации

, % [6]

где Э – эффективность сепарации, %;

q12 - содержание капельной взвеси на выходе, г/м3;

q11 - содержание жидкости на входе в сепаратор, г/м3.

, %

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сепарация газа должна обеспечивать наибольшее сохранение тяжелых компонентов в жидкой фазе. Газ рекомендуется в наибольшей степени утилизировать на месте добычи на технологические, хозяйственно-бытовые нужды, выработку электро- и тепловой энергии [6].

В данном курсовом проекте рассмотрен сетчатый сепаратор, предназначенный для окончательной тонкой очистки попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидратообразования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах и приведен его расчет.

В результате расчетов мы получили конструктивные размеры отдельных частей сепаратора. В частности диаметр сетчатой насадки в D=0,245 м, длина совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора Lсб=1,1 м, диаметр штуцера выхода жидкости принимаем dж=0,05 м.

Из графика видим, что с увеличением давления производительность увеличивается, однако оптимальным является давление 0,6 МПа, т.к. при дальнейшем его увеличении резко возрастают гидравлические потери, что ведет к понижению эффективности работы сепаратора.

Из расчета видим, что все условия выполняются. Расчетный КПД сепаратора составляет 99,375 %, что указывает на оптимально подобранные конструктивные параметры.

ЛИТЕРАТУРА

1. Годовой отчёт о деятельности НГДП «Барсуковнефть» за 2005 год.

2. Отчёты отдела разработки– ОАО «РН-Пурнефтегаз». Губкинский, 2000 – 2006гг.

3. Акульшин А.И., Бойко В.С. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М., Недра, 1989г.

4. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. – М.,Недра, 1975г.

5. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции Учебное пособие. 2-е изд. –Уфа, УГНТУ, 2001г.

6. Справочное пособие «РН-Пурнефтегаз».- Губкинский, 2000 – 2006гг.