Анализ сбора и подготовки попутного газа на Южно-Сургутском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Современная система сбора нефти имеет разветвленную сеть трубопроводов различного назначения. Многие из них проложены в сложных природно-климатических условиях. Так, в некоторых районах добычи нефти заболоченность и обводненность территории составляет около 70 %. Эффективная работа промысловых трубопроводов может быть обеспечена при поддержании их надежности на достаточном уровне. В настоящее время в нефтяной промышленности применяют различные виды газосепараторов, которые предназначены для отделения газа от добываемой из скважины жидкости. Одной из разновидностей таких газосепараторов является газосепаратор сетчатый, расчет которого приведен в данном курсовом проекте.

Газосепараторы сетчатые предназначены для окончательной тонкой очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато-образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

На Южно-Сургутском месторождении поддерживаются и соблюдаются и поддерживаются заданные заводские характеристики сетчатых газосепараторов, что позволяет с большой эффективностью очищать газ от добываемой жидкости.

Эффективность очистки газа - до 99 %. Температура рабочей среды - от -30 до +100 С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см³/нм³.



Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Южно-Сургутское месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь в 20 км к северо-востоку от города Нефтеюганска.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную, неравномерно заселенную равнину, наклоненную на север - к долине реки Обь.

Климат района резко континентальный.

Наиболее крупным населенным пунктом на описываемой территории является город Нефтеюганск. С Южно-Сургутским месторождением он соединен бетонной дорогой. В пределах месторождения имеется несколько деревень (Романовская, Каменный мыс) и железнодорожная станция Островная.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду, расположено в его юго-восточной части. Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.

Месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложненный структурными насосами и небольшими куполами. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) угол падения слоев склона составляет 3°50'. Свод оконтуривается на юге и востоке изолинией - "2800", на западе - "2900", на севере - "3000". Амплитуда его 350-500 м. Нефтеносность установлена в отложениях горизонта Б₁₀ (пласты Б¹₁₀, Б²₁₀, Б³₁₀) берриас валанжинского яруса, в васюганской свите (пласт Ю₁), в тюменской свите (пласт Ю₂).

Основные запасы сосредоточены в горизонте Б₁₀ - 95,5%. Запасы юрских отложений невелики Ю1 - 4%, Ю₂ - 0,5%. Месторождение по объему запасов относится к разряду крупных, балансовые запасы нефти более 0,5 млрд.т. Размеры месторождения 25*25 км. Общая площадь месторождения - 36690 га. На севере переходит в Западно-Сургутское месторождение. На северо-востоке по горизонту Б₁₀ зоной замещения отделяется восточный участок, ранее относимый к Восточно-Сургутскому месторождению. Анализ морфологии основного горизонта Б₁₀ показывает, что его пласты накапливались в прибрежно-морской зоне бассейна седиментации в момент проявления интенсивных тектонических движений.

Песчаный материал, приносимый с юга (вдоль восточного склона Пимского вала), распределяется таким образом, что наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения. В прибрежных частях происходило постепенное выклинивание пластов и его глинизация за счет поступления пилитового материала с местных источников сноса. Глубина залегания горизонта 2350 м.

Отложения васюганской свиты (пласт Ю₁) на месторождении представлены морскими осадками, приурочены к кровле свиты и развиты не на всей площади. Глубина залегания 2810 м.

Отложения пласта Ю₂ накапливались преимущественно в обстановке континентального бассейна, это определило низкие фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Глубина залегания 2800-2850 м.

Анализ материалов большого объема разведочного и эксплутационного бурения выявил сложное строение всех продуктивных горизонтов. Все выделенные пласта литологически неоднородны, наблюдается резкая фациальная изменчивость по разрезу и по площади Ю₁ а также изменчивость характера насыщения.



1.2 История освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение разрабатывается с 1976 года ООО "РН-Юганскнефтегаз".

Месторождение разбуривалось на стыке времен, характеризующимся переходом от редких сеток к более плотным, внедрением жестких систем воздействия. В связи с этим история этого месторождения по-своему уникальна.

Огромный комплекс мероприятий по уплотнению и интенсификации системы воздействия был внедрен на сравнительно ранней стадии разработки и быстрыми темпами.

Месторождение является частью более крупного, на севере переходит в Западно-Сургутское, на поверхности разделяется рекой Обь. Характеризуется большой площадью нефтеносности. Особенностью месторождения является сильная концентрация запасов (96%) в одном горизонте Б₁₀.

Половина запасов сосредоточена в водно-нефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

Нефтеносность связана с горизонтом Б₁₀ (берриас-валанжинский ярус), пластом Ю₁ (васюганская свита), пластом Ю₂ (тюменская свита). Отмечается высокая кондиционность запасов, объем непромышленных балансовых запасов всего 0,5%, высокая достоверность, доля категории С1 - 99%.

На месторождении выделено две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки - собственно Южно-Сургутская (доля запасов 96%). Восточный участок (присоединен после утверждения запасов ГКЗ 1989 г., ранее относился к Воточно-Сургутскому месторождению).

С 1968 года в районе действует нефтепровод Усть-Балык-Омск, который располагается в непосредственной близости от месторождения.

Выделена промышленная нефтеносность пластов Б¹₁₀, Б²₁₀, Б³₁₀, приуроченных к отложениям валанжина.

В 1985 году в скважине 1259р при опробовании пласта Ю₁ получен промышленный приток нефти. Также выявлена на месторождении нефтеносность пласта Ю₂, однако продуктивность этой залежи низкая.



Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

В строении Южно-Сургутского нефтяного месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла. В разряде последнего выделяются отложения юры, мела, палеогена и четвертички.

Палеозойский фундамент.

Породы палеозойского фундамента представлены порфиритами темно-зеленовато-серыми, трещиноватыми и серпентинитами темно зелеными, трещиноватыми с зеркалами скольжения. Максимальная мощность 70 м.

Кора выветривания.

Кора выветривания представлена выветренными брекчевидными миндалекаменными порфиритами темно-серыми, травяно-зелеными с вишнево-бурыми разностями. Возраст коры выветривания принимается условно как триасовый. Мощность коры выветривания 5-16 м.

Юрская система.

В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты, которые несогласно залегают на породах фундамента.

Тюменская свита

Осадки тюменской свиты залегают в основании мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты серые, темно-серые с зеленоватым оттенком. Структура пилитовая, алевролитовая, текстура однорядная.

Алевролиты серые, крупнозернистые, сидеритизированные с глинисто-кальцитовым цементом, с пилитово-алевролитовой структурой. Порода на 70-75 % представлена обломочным материалом, а цемент составляет 30-35 % породы. Цемент глинисто-кальцитовый, поровый.

Песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые, аркозовые с кальцитовым цементом. Порода на 60-65 % сложена обломочным материалом алевро-песчаной фракции. Цемент составляет 35-40 % породы. Мощность прослоев песчаника колеблется от 0,5 до 3,5 м. Для пород тюменской свиты характерны: тонкая, горизонтальная, реже косая слоистость, наличие многочисленных растительных остатков. Возраст тюменской свиты датируется нижне-средней юрой. верхней части свиты прослеживается песчаный пласт , представленный песчаниками с аргиллитами. Мощность пласта колеблется от 0 до 30 м.

Васюганская свита

В основании свиты залегает морской пласт черных, местами битуминозных аргелитов с обломками мелких пелиципод, с прослоями, с прослоями сидерита, с галькой кремнистых пород.

К кровле свиты приурочен песчаный пласт. Песчаники, слагающие его, светло-серые до черных, мелкозернистые, алевритистые, полимиктовые, слабо известковые. Мощность пласта 13 м.

Мощность васюганской свиты на Южно-Сургутском месторождении 50 м. Возраст свиты принят от среднего келловея до оксфорда включительно.

Георгиевская свита

Отложения георгиевской свиты согласно залегают на породах васюганской свиты и присутствуют не повсеместно. В сводовых частях отдельных локальных структур они отсутствуют. Свита представлена аргиллитами черными с прослоями битуминозных аргиллитов мощностью 2-3 см, с прослоями песчаников и алевролитов серых, кварцево-полевошпатовых и кварцево-глауконитовых. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Мощность пород георгиевской свиты 5 м. Возраст - кимериджский.

Баженовская свита

Свита представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневым оттенком различной степени битуминозности с линзочками глинистого сидерита, с прослоями органогенных осадков. Мощность свиты 28 м. Возраст свиты - волжский.

Нижнемеловой отдел

Нижнемеловые образования представлены преимущественно глинистыми осадками берриас-валанжинского возраста, объединенными в мегионскую свиту, песчано-глинистыми толщами готерив-баррема, выделяющимися в варшавскую свиту, и глинисто-алеврито-песчаной толщей апт-альба, входящими в состав алымской и прокурской свит.

Мегионская свита

Свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи. В основании свиты выделяется глинистая пачка подачимовская, сложенная аргиллитами темно-серыми, слабо-слюдистыми с полураковистым изломом. Мощность отложений пачки 50-90 м. Выше залегает ачимовская толща, состоящая из ряда самостоятельных пачек. Продуктивные пласты приурочены к верхней и нижней песчаным пачкам. Нижняя пачка ачимовской толщи имеет наиболее широкое площадное распространение. Сложена она песчаниками мелкозернистыми, разноотсортированными с многочисленными слойками алевролитов

Березовская свита.

Березовская подразделяется на две подсвиты: нижнюю - апоковидную и верхнюю - глинистую. Мощность их соответственно равны 60-80 м и 50-60 м.

Ганькинская свита

Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми с включениями пирита. Мощность ганькинской свиты от 50 до 60 м.

Талицкая свита

Талицкая свита представлена глинами темно-серыми. Мощность свиты 100-120 м.

Люлинворская свита

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, апоковидными с прослоями алевролитов и включениями глауконита, пирита и сидерита. Мощность свиты 180-200 м.

Чеганская свита

Чеганская свита представлена глинами зеленовато-серыми, вязкими и линзами алевролита. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Алымская свита

В нижней части алымской свиты развиты пески серые, мелко и среднезернистые, а в верхней части - глины с прослоями угля. Мощность свиты от 170 до 190 м.

Новомихайловская свита

Свита представлена чередованием глин буровато-серых с песками и алевролитами. Мощность новомихайловской свиты от 90 до 110 м.

Туртасская свита

Свита сложена глинами зеленовато-серыми, вязкими, с редкими прослоями и линзами алевролитов. Мощность свиты от 45 до 50 м.

Четвертичная система.

На разлитой поверхности туртасской свиты залегают пески с прослоями глин. Выше находятся отложения самаровской толщи, сложенной озерно-аллювиальными отложениями, моренными озерно-ледниковыми отложениями, (валунные глины с линзами песков и галечников). Современный аллювий представлен 15 метровой пачкой песков, супесей, суглинков и торфа. Общая мощность четвертичных отложений 70-80 м.

Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур первого порядка Западно-Сибирской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту "Б" свод оконтурен на юге и востоке изолинией "-2800 м"; на западе "-2900 м" и на севере "-3000 м". Его амплитуда - 350-500 м. Вверх по разрезу амплитуда свода постепенно уменьшается.

Сургутский свод граничит на северо-западе с Надымской, юго-западе - Ханты-Мансийской и юге - Юганской мегавпадинами. На востоке - Ярсомовский прогиб, он отделяется от Нижневартовского свода; на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода.

На западе, на границе Ханты-Мансийской и Надымской мегавпадин, через небольшую седловину Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной.

В пределах Сургутского свода и смежных районов в процессе нефтепоисковых работ выявлены крупные скопления нефти, которые контролируются фациальным замещением вверх по восстановлению нефтеносных пластов с одной стороны и положением зеркала водонефтяного контакта - с другой.

2.2 Продуктивные пласты

Горизонт Б₁₀ расположен на всей площади месторождения. Относится к мегионской свите валанжинского яруса меловой системы. Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи. Кровля горизонта Б₁₀ четко выделяется по подошве чеускинских глин, которые являются репером, толщина этих глин около 30 м.

Горизонт Б₁₀ представляет собой мощную толщу. Общая толщина горизонта в среднем 60 м, на севере залежи достигает 80 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина 15 м, изменяется в пределах от 2 до 25 м. Песчанистость горизонта - 0,5; расчлененность - 12. Глубина залегания горизонта - 2350 м.

Горизонт имеет сложное строение. При подсчете запасов в его составе было выделено три самостоятельных пласта Б¹₁₀, Б²₁₀, Б³₁₀. Залежи пластов Б¹₁₀, Б²₁₀ расположены на всей площади месторождения, имеющей ВНК - 2346 м. Залежь пласта Б³₁₀ небольшая на юго-востоке, ВНК - 2363 м.

Пласты Б¹₁₀ и Б²₁₀ отделяются друг от друга глинистой перемычкой толщиной 15-20 м, развитой практически на всей площади структуры. На юго-восточном крыле пласты сливаются. Нижняя часть пласта Б²₁₀ опесчанивается. В этом районе к нижней части пласта приурочена локальная залежь нефти с отметкой ВНК отличной от основной залежи, он условно проиндексирован как Б³₁₀.

Пласт Ю₁ стратегически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллитов, толщиной до 1 м. Сильная глинизация обусловила низкие емкостные свойства коллекторов, что привело к отсутствию залежи на своде структуры. В то же время улучшение коллекторских свойств на юго-восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти, несмотря на более низкие гипсометрические отметки. Водонефтяной контакт по залежи Ю₁ с учетом данных по опробованию и комплекса ГИС принят на отметке - 2787 м.

Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5*5,2 км. Общая толщина пласта 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абс. отметка - 2787 м). Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренным скважинам изменяется от 1,4 м до 20,6 м. Средняя по залежи 8,2 м. Расчлененность пласта средняя. Коллектор характеризуется изменчивостью, от монолитного строения до сильно расчлененного. Фактический дебит по эксплутационным скважинам в среднем 33 т/сут. соответствует полученным при опробовании разведочных скважин 36 т/сут.

Опыт разбуривания аналогичного пласта на Фаинском месторождении говорит о сложности его строения. Возможны зоны замещения и зоны резкого увеличения толщины.

Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность 0,535 %, подстилается подошвенной водой. Водоносная толща , подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи, в основном, незначительный - от 0,4 до 1,5 м. Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56 %. В среднем обводненность новых скважин в 1990 году - 17 %.

Геолого-физическая характеристика пластов Южно-Сургутского месторождения.

Параметры	П л а с т ы
	Б110 Основная залежь	Б110 Восточный участок	Б210	Б310	Ю1	Ю2
Площадь нефтеносности, тыс.м2	330175	38863	261076	16612	34844	8680
Тип залежи	пластовый сводовый		пластовый сводовый	пластовый сводовый
Тип коллектора	т е р р и г е н н ы й, п о р о в ы й
Абс. отмевка ВНК, м	-2346	-2346	-2346	-2363	-2787
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	6,0	3,8	9,2	7,9	8,2	3,9
Средняя проницаемость, мД	246	85	114	179	43	6
Средняя пористость, %	24	23	23	23	17	15
Начавльное пластовое давление, кгс/см2	233	237	237	237	276	299
Давление насыщения, кгс/см2	97	97	97	97	76	92
Пластовая температура,°С	70	70	70	70	75	79
Вязкость пластовой нефти, сПз	4,02	3,44	3,44	3,44	2,17	1,83
Вязкость пластовой воды, сПз	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42
Соотношение вязкостей нефти и воды, µ	9,75	8,19	8,19	8,19	5,17	4,36
Плотность нефти в повехностных условиях, г/см3	885	885	885	885	894	894
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	825	825	825	825	846	789
Содержание серы в нефти, %	1,6	1,6	1,6	1,6	2,2	0,9
Содержание парафина в нефти, %	3,6	3,6	3,6	3,6	3,5	3,2
Газосодержание, м3/т	51	51	51	51	42	72
Газовый фактор, м3/т	47	47	47	47	34	61
Коэффициент нефтеизвле- чения, доли ед.	0,474	0,358,	0,376	0,348	0,227	0,30

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газа

В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Южно-Сургутском месторождении проведен большой объем исследований поверхностных и глубинных проб нефти в специализированных лабораториях.

Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений (для горизонта БС₁₀ - 23 мПа, ЮС₁ - 30 мПа, ЮС₂ - 31 мПа) более чем в два раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает для пласта БС₁₀ - 70°С, для пласта ЮС₁ и ЮС₂ - 80 - 90°С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание для пласта БС₁₀ в среднем составляет 50 м³/т. Нефть в пласте тяжелая, плотность - 822 кг/м³.Нефть пласта ЮС₁ более легкая - плотность 770 кг/м³ и имеет повышенное газосодержание (82 м³/т). Нефть пласта ЮС₂ также легкая (плотность 790 кг/м³) и газосодержание - 71 м³/т.

Для пласта БС₁₀ молярная доля метана в пластовой нефти составляет 27,7%, молекулярная масса нефти 179. Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами, содержание легковых углеводородов составляет всего 5,54%.

Нефть пласта ЮС₁ более легкая, молекулярная масса - 132, молярная доля метана 23%. Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами.

Для пласта ЮС₂ молекулярная масса нефти - 148, молярная доля метана 23,6.

Товарная характеристика нефти следующая:

для пласта БС₁₀ дегазированная нефть средней плотности (879 кг/м³), вязкая (34,7 мПа*С), смолистая (9,3 %), парафинистая (3,6 %), сернистая (1,6 %);

для пласта ЮС₁ дегазированная нефть средней плотности (850 кг/см³), вязкая (31 мПа), смолистая (10,5 %), парафинистая (3,3 %), сернистая (1,6 %).

Характеристика коллекторских свойств пластов Южно-Сургутского месторождения.

Метод исследования	Наименование	Проницаемость, 10-3 мкм2	Пористость, %	Насыщенность связанной водой,%
В целом по пласту БС110
Лабораторные исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал измерения	33/27 377/327 266/270 124,4 0,1-2700	36/30* 765/683 23,8/23,8 7,7 16,428,3	33/27 365/315 30,4/30,6 26,0 12,6-68,1
В т.ч. по нефтенасыщенной части
Лабораторные исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал измерения	30/24 344/294 246/248 106,3 0,1-1579	32/26 716/635 23,8/23,9 7,3 16,4-27,1	30/24 340/290 30,7/30,9 24,7 13,9-68,1
По водонасыщенной части
Лабораторные исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал измерения	6/6 33 399 157 9,4-2700	7/7 49 23,5 12,1 17,5-28,3	6/6 25 27,5 31,3 12.6-48,6
Юго-восточная зона, пласт БС110 в целом
Лабораторные исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации Интервал измерения	25 316 307 - 0,1-2700	27 644 24,1 6,5 17,0-28,3	25 314 28,7 - 12,6-64,2



Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке Южно-Сургутского месторождения

На Южно-Сургутском месторождении выделяются две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разбуриваемая с 1976 года и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.

По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б₁₀. На разработку пласта Ю₁ составлен один проект пробной эксплуатации. По пласту Ю₂ проектных документов не составлялось.

Восточный участок имеет свою историю разработки. До 1989 г. пласт Б₁₀ Восточного участка относился к Восточно-Сургутскому месторождению, история его проектирования связана с проектированием Восточно-Сургутского месторождения. По решению ГКЗ его запасы отнесены к Южно-Сургутскому месторождению, в связи с этим включен в настоящий проектный документ.

По Южно-Сургутской площади были составлены следующие проектные документы:

Технологическая схема разработки первоочередного участка . Утверждена протоколом № 397 ЦКР МНП от 22.11.74 г. Составлена для центральной наиболее разведанной части месторождения.

Технологическая схема разработки 1976 г. была составлена СибНИИНП и является первым проектным документом в целом для месторождения.

Уточненная технологическая схема разработки 1978 г. была составлена по заданию Миннефтепрома. В ней учтено то обстоятельство, что при проведении более точной границы между Западно- и Южно-Сургутскими месторождениями часть скважин (31 добывающая и 14 нагнетательных), предусмотренные техсхемой разработки Южно-Сургутского месторождения, оказались расположенными на территории Западно-Сургутского месторождения.

Уточненная технологическая схема 1981 г. была составлена по решению Коллегии Миннефтепрома в связи с необходимостью обоснования целесообразности разделения одного объекта разработки (горизонт Б10-11) на два самостоятельных. Дополнительная записка к техсхеме 1981 г. уточняла технико-экономические показатели разработки под рекомендованный Главтюменьнефтегазом темп разбуривания месторождения. Утверждена бюро ЦКР МНП с проектным уровнем добычи нефти 11,3 млн.т/год.

В дополнительной записке 1983 г. с целью стабилизации уровня добычи нефти и снижения темпов падения СибНИИНП было рекомендовано пробурить дополнительно 57 скважин, в т.ч. 34 добывающих и 23 нагнетательных на участках расширения площади нефтеносности и прироста запасов.

Дополнительная записка 1984 г. составлена с целью уточнения динамики технологических показателей с учетом вовлечения запасов нефти в краевых зонах.

7. Проект пробной эксплуатации пласта Ю₁ Южно-Сургутского месторождения составлен в 1989 г.

Как видно из сказанного выше по Южно-Сургутскому месторождению постоянно шла работа по совершенствованию системы разработки и составления проектных документов.

Наличие большого количества проектных документов на таком крупном, сложнопостроенном месторождении каким является Южно-Сургутское закономерно. По мере разбуривания уточнялось геологическое строение, корректировались проектные решения.



Основные проектные решения по Южно-Сургутскому месторождению

Показатели	В целом по месторождению	В т.ч. по объектам
		1Б10	2Б10
Вскрытие (совместно и раздельно)	совместно-раздельно
Система разработки	блочно-квадратная
Сетка, м * м	385*385	500*500	410*410
Плотность сетки, га/скв. в среднем	14,8	25	17
Год ввода в разработку	1976	1976	1976
Максимальный проектный уровень: добычи нефти, млн.т/год добычи газа, млн.н.м3/год добычи жидкости, млн.т/год закачки воды, млн.м3/год	12 542 40,3 48,3	6,54 295 23,3 28,0	5,48 247 19,0 22,7
Год достижения максимального уровня: добыча нефти и газа добыча жидкости закачки воды	1986 2001 2000	1987 2000 2000	1986 1995 1995
Максимальный годовой объем бурения, тыс.м	727	467	273
Год окончания разбуривания	1988	1988	1988
Темп отбора, %	6,2	5,6	7,2
Фонд скважин - общий в т.ч. добывающих нагнетательных резервных	2272 1521 681 70	1322 872 404 46	1370 874 472 24
Фонд водозаборных скважин	10
Фонд зависимых скважин	60
Накопленный водонефтяной фактор	5,0	4,2	6,1
Предельная обводненность, %	98	98	98
Устьевое давление нагнетания, кгс/см2	130	130	130
Забойное давление в добывающих скв., кгс/см2 фонтанных ЭЦН ШГН	190 185 185	190 185 185	190 185 185



3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

На сегодняшний день Южно-Сургутское месторождение практически полностью разбурено. Основной горизонт Б₁₀ разбурен до контура нефтеносности. Небольшая залежь Ю₁ находится в стадии разбуривания. Резервов на размещение дополнительных скважин практически нет. Сетка скважин плотная. Объект 1Б₁₀ - 23 га/скв. (по отдельным ячейкам от 14 га/скв. до 43 га/скв.). Объект 2Б₁₀ - 18 га/скв., в зоне разбуривания плотность сетки 12 га/скв. Система заводнения интенсивная. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1Б₁₀ 1:3,2. Зона закачки приближена к зоне отбора (400-700 м). Фонд работает в основном механизированным способом (87 %). Большая доля совместного фонда - 26 %, в т.ч. 1Б₁₀ - 40 %, 2Б₁₀ - 45 %.

В НГДУ проводится большая работа по поддержанию скважин в рабочем состоянии. Проводятся исследования, изоляционные работы, переводы скважин с одного объекта на другой.

Проектный фонд, по горизонту Б₁₀ составляет 2355 скважин, в том числе: 1521 добывающих, 681 нагнетательных, 70 резервных. Фонд контрольных - 23, водозаборных 10, зависимых - 60.

По пласту Ю₁ проектный фонд составляет 133 скважины, в т.ч. 78 добывающих, 35 нагнетательных, 20 резервных.

В настоящее время горизонт Б₁₀ почти полностью разбурен, по пласту Ю₁ разбурена центральная часть. В процессе разбуривания месторождения были изменены проектные положения некоторых скважин. На некоторых участках, главным образом в краевых зонах, было пробурено 104 дополнительные скважины (81 добывающая и 23 нагнетательных). Горизонт Б₁₀ является основным горизонтом на месторождении. Добывающий фонд по нему составляет 1439 скважин, нагнетательный - 423 скважины. По горизонту выделяются два объекта: 1Б₁₀ и 2Б₁₀.

В основном скважины работают мехспособом - 83 % от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации - ЭЦН.

По объекту 1Б₁₀ основная часть фонда (66 %) расположена в юго-восточной зоне монолитного строения пласта. По объекту 2Б₁₀ основная часть (78 %) расположена в водонефтяной зоне пласта Б²₁₀. Пласт Б³₁₀ вскрыт в небольшом числе скважин объекта 2Б₁₀ - около 6 %.

Весь фонд на месторождении распределен по четырем цехам. Самый большой цех № 3, к нему относится 37 % фонда, к цеху № 4 - 32 %, к цеху № 5 - 25 %, к цеху № 7 - 6 %.

По пласту Б₁ эксплуатационный фонд составляет 33 скважины. Все скважины механизированы.

Распределение фонда скважин по пластам

Наименование	П Л А С Т Ы	По месторождению
	Б110	Б110+Б210	Б210	Ю1
Добывающие - всего в .ч. нагнетательных в отработке	951 82	385 18	860 49	36 5	1462 118
Добывающие бездействующие в т.ч. нагнетательных в отработке	126 6	37 -	104 1	15 3	208 10
Добывающие действующие в т.ч. нагнетательных в отработке насосные - всего из них нагнетательных в отработке ШГН из них нагнетательных в отработке ЭЦН из них нагнетательных в отработке	825 76 694 69 113 4 581 65	348 18 274 17 43 - 231 17	755 47 649 42 153 2 496 40	18 1 18 1 - - 18 1	1250 106 1087 95 223 6 864 89
Нагнетательные - всего в т.ч. под закачкой в бездействии	274 251 22	138 120 17	318 287 28	8 5 1	462 423 34



3.3 Контроль за разработкой месторождения

Обязательный комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений призван обеспечить, в пределах возможностей методов и технической вооруженности исследовательских служб, получение достаточной по объему и удовлетворительной по качеству информации, необходимой для решения следующих основных задач контроля и управления процессом разработки месторождений:

1. Проектирование разработки, анализ и авторский надзор за внедрением запроектированных систем разработки;

2. Проектирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию осуществляемых процессов разработки;

3. Контроль энергетического состояния залежей;

4. Контроль выработки запасов;

5. Контроль технического состояния скважин и скважинного оборудования;

6. Оптимизация режимов эксплуатации скважин и скважинного оборудования;

7. Оперативное планирование добычи нефти, газа, попутной воды и закачки рабочих агентов по залежам, объектам, участкам и скважинам;

8. Уточнение геологических, гидродинамических моделей разрабатываемых пластов по данным исследования скважин и воспроизведения истории разработки залежей;

Количественная оценка показателей эффективности систем разработки залежей и отдельных технологических мероприятий по регулированию и интенсификации процесса разработки.



4. Техническая часть

4.1 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

Рекомендуемая система обустройства предусматривает герметизированную напорную трубопроводную сеть совместного сбора и транспорта продукции скважин до дожимной насосной станции (ДНС). Эта система обеспечивает подготовку, транспорт и учет нефти, попутного газа и пластовой воды на всем протяжении движения от скважины до пункта сдачи продукции. Система представляет собой единый технологический комплекс, включающий в себя объекты:

· замера продукции скважин;

· сбора и транспорта нефти, газа и попутной воды до технологической площадки ДНС;

· предварительного разделения продукции скважин на нефть, воду и газ;

· подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;

· учета и сдачи сырой нефти;

· подготовки и сдачи газа к утилизации;

· комплекс объектов вспомогательного и обслуживающего назначения, обеспечивающий стабильную и безопасную работу системы.

Продукция скважин (нефть, газ, вода) под устьевым давлением поступает на групповые замерные установки (ГЗУ), размещенные на каждой кустовой площадке. Из ГЗУ продукция поступает по трубопроводам под устьевым давлением на ДНС, проходит первоначальную сепарацию и далее направляется на центральный пункт сбора (ЦПС). На ЦПС в сепараторах осуществляется процесс разделения продукции скважин на фазы (нефть, газ, воду) и подготовка ее к сдаче. Замер объема каждой фазы осуществляется раздельно. Нефть, доведенная до требований ГОСТа, насосами откачивается в нефтепровод внешнего транспорта.

Газ первой ступени сепарации под давлением не ниже 1,0 МПа, освобожденный от капельной жидкости и конденсата, может подаваться в качестве топлива на блочные газотурбинные электростанции. Газ II и III ступеней после компремирования винтовыми компрессорами сбрасывается на I ступень. Для подогрева жидкости в установках деэмульсации нефти, подготовки попутной воды (подаваемой в систему ППД), отопления административных, жилых помещений и на другие хозяйственные и технологические нужды может использоваться тепло отходящих газов газотурбинных электростанций.

Пластовая вода, отделяемая в отстойнике-нагревателе, подается на очистные сооружения, представляющие собой отстойник, оборудованный мультициклонной головкой и флотационной камерой. Флотация осуществляется попутным газом II ступени сепарации.

После очистки пластовая вода поступает на прием кустовой насосной станции для закачки в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Уловленная нефтяная эмульсия возвращается в начало процесса.

Механическая примесь и шлаки, отделенные от жидкости, вывозятся на полигон по переработке и используются (после обжига) в качестве строительного материала.

На установку очистки воды подаются и нефтесодержащие промысловые стоки.

Головным сооружением по концентрации и замеру продукции скважин на кустовой площадке является ГЗУ.

Основные технические данные ГЗУ:

· диапазон измерения количества жидкости от 1 до 2000 м³/сут;

· рабочее давление до 4 МПа;

· предел допустимого значения, относительной погрешности измерения количества жидкости составляет не более 2,5 %;

· количество подключаемых скважин - до 14-ти;

· исполнение приборов и технологическое помещение взрывозащищенные;

· категория взрывоопасной среды в техническом блоке - II А;

· группа взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78, Т3;

· класс помещения замерно-переключающей установки - В-1А;

· исполнение отдельно стоящего щитового помещения - обыкновенное.

ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и щитового, которые работоспособны в диапазоне температур окружающей среды от +50⁰С до -50⁰С.

Блоки оборудованы системами электрического освещения, обогрева, принудительной и естественной вентиляции.

Для более эффективной борьбы с коррозией трубопроводов на кустовых площадках скважин следует предусматривать сооружение блочных автоматизированных установок для приготовления и дозировки ингибиторов.

На кустовой площадке скважин устанавливается также электрический распределительный щит и вспомогательные трансформаторы.

После ГЗУ продукция скважин под устьевым давлением транспортируется на дожимную насосную станцию, а затем на установку предварительного сброса воды (УПСВ), которая технологически с ней совмещена, и далее на центральный пункт сбора продукции скважин (ЦПС). Технологический комплекс сооружений ЦПС будет обеспечивать:

1. разделение продукции скважин на три фазы - газ, нефть и воду;

2. подготовку газа для внешнего транспорта или подачи его на газотурбинные электростанции;

3. предварительное и окончательное обезвоживание и разложение эмульсии нефти;

4. подготовку воды для закачки ее в нефтяные пласты;

5. подготовку хозяйственно-питьевой воды;

6. подготовку и транспорт нефти потребителям;

7. промысловый учет нефти и газа;

8. закачку химреагентов (ингибиторов деэмульсаторов);

9. подачу воды в систему поддержания пластового давления.

Мощность системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин должна быть рассчитана по году максимальной добычи. Предусмотренные на ЦПС аварийные горизонтальные емкости должны быть рассчитаны на рабочее давление сепарации.

Сброс газа при ремонтных, профилактических работах и аварийных ситуациях, а также не используемого для получения энергии и хозяйственно-бытовых нужд будет осуществляться на факел для сжигания.

Для предварительного обезвоживания нефти на ЦПС предусмотрена установка предварительного сброса воды (УПС) с использованием технологии совмещенной подготовки нефти и воды (СПОН и В), которая обеспечивает получение воды с качественными характеристиками, удовлетворяющими требованиям стандарта.

Окончательная промысловая подготовка нефти на установке подготовки нефти (УПН) включает обезвоживание и обессоливание нефти термохимическим способом и откачку нефти в товарные резервуары.

Существует 3 группы подготовки нефти.

Подготовка нефти должна обеспечивать качество ее по первой группе по ГОСТ-18558-2002 (таблица 4.1); в случае необходимости нефть должна направляться на повторную обработку.

Таблица 4.1 - Показатели степени подготовки нефти ГОСТ-18558-2002

Наименование показателя	Номер группы
	1	2	3	Южно-Сургутское месторождение
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	110
Массовая доля воды, %, не более	0,5	1	1	0,5
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05	0,06
Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500)	66,7	66,7	66,7	69,1

4.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в таблице 4.2, свойства и компонентный состав нефтяного газа - в таблице 4.3, ионный состав и свойства пластовой воды- в таблице 4.4.

Таблица 4.2 - Физико-химические свойства пластовой нефти

№п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Значение
1	Плотность безводной нефти	кг/м3	864
2	Кинематическая вязкость при 200С при 500С	сСт сСт	14,9 6,08
3	Массовое содержание: -парафинов -асфальтенов -смол -серы	%	3,03 3,12 5,34 0,66
4	Температура застывания	0С	Минус 6-10
5	Молярная масса	кг/моль	219
6	Температура начала кипения	0С	85
7	Температура плавления парафина	0С	53
8	Газовый фактор	м3 /т	49

Таблица 4.3 - Свойства и компонентный состав нефтяного газа

Наименование компонента	Обозначение	Содержание, %
Азот	N2	5,08
Углекислый газ	CO2	0,15
Метан	CH4	67,17
Этан	C2H6	6,19
Пропан	С3Н8	10,24
Изобутан	С4Н10	3,72
Норм.бутан	С4Н10	4,64
Изопентан	С5Н12	1,14
Норм.пентан	С5Н12	0,94
Гексан + высш.	С6Н14
Плотность, кг/м3 - 0,9487

Таблица 4.4 - Ионный состав и свойства пластовой воды

Параметр, компонент	Единица измерения	Значение
Ca2+	мг/экв/л	12,6,0
Mg2+	мг/экв/л	0,4
Na++K+	мг/экв/л	0,87
HCO3-	мг/экв/л	4,1
Cl-	мг/экв/л	95,9
pH		7,28
Плотность при 200С	кг/см3	1012
Минерализация	г/л	17,2
Жесткость общая		33,0
Тип		Хлориднокальциевый

4.3 Сепарационное оборудование

В нефтяной промышленности для отделения попутного газа от нефти широко используется сепарационное оборудование, разновидности которого приведены ниже.

При эксплуатации сепарационного оборудования возможны потери нефти.

Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудования в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в результате чего нефть вместе с частью газа может поступать в негерметичные резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потери нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшения внутренних устройств, способствующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема емкости сепаратора, чтобы время пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа. Для наглядного представления механизмов потерь нефти в сепараторах представлены следующие рисунки. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой сточной воды БАС-1-100 приведена на рис. 5.1.

геологический месторождение пласт газ

Вертикальный сепаратор представлен на рис. 5.2. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых с потоком газа в газопровод, а также жалюзийный каплеуловитель являются секциями сепаратора, которые используются для уменьшения потерь нефти. Конструкция этих секций в значительной мере определяет качество отбора капель нефти при выходе газа из сепаратора.



Рисунок. 5.2 - Вертикальный сепаратор:

1 - корпус;

2 - раздаточный коллек-тор;

3 - поплавок;

4 - дренажная труба;

5 - наклонные плоскости;

6 - ввод газожидкостной смеси;

7 - регулятор давления «до себя»;

8 - выход газа; 9 - перегородка для выравнивания скорости газа;

10 - жалюзийный каплеуловитель;

11 - регулятор уровня; 12 - сброс нефти; 13 - сброс грязи; 14 - люк;

15 - заглушки.

Гидроциклонный двухемкостной сепаратор представлен на рис. 5.3. Для отделения капель жидкости из газового потока предназначены перфорированные сетки 6 и жалюзийная насадка 7.

Наиболее серьезным источником потерь нефти является использование негерметичных резервуаров в качестве отстойников для отделения и сброса воды. Потери нефти при этом возрастают прямо пропорционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.

С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех современных установках применяется герметичное оборудование с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревателях-деэмульсаторах и с последующей горячей сепарацией под вакуумом перед поступлением нефти в товарные резервуары.

При сепарации под вакуумом давление паров нефти становится ниже атмосферного давления и потери нефти в резервуаре, работающем под атмосферным давлением, будут сведены к минимуму. Поэтому внедрение сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары является одним из действенных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных месторождениях.

Рисунок. 5.3 - Гидроциклонный двухемкостной сепаратор:

1 - тангенциальный ввод газонефтяной смеси;

2 - головка гидроциклона;

3 - отбойный козырек газа;

4 - направляющий патрубок;

5 - верхняя емкость сепаратора;

6 - перфорированные сетки для улавливания капельной жидкости;

7 - жалюзийная насадка;

8 - отвод газа;

9 - нижняя емкость гидроциклона;

10 - дренажная трубка;

11 - уголковые разбрызгиватели;

12 - направляющая полка;

13 - перегородка;

14 - исполнительный механизм.

Для сведения потерь нефти к минимуму, так же используют сетчатые газосепараторы, которые ни только не уступают по характеристикам вышеприведенному сепарационному оборудованию, но и имеют ряд преимуществ, среди которых окончательная тонкая очистка природного и попутного нефтяного газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.



5. Специальная часть

5.1 Газосепаратор сетчатый

Газосепараторы сетчатые (ГОСТ 29-02-2058-79) предназначены для окончательной тонкой очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато-образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах.

Эффективность очистки газа - до 99 %. Температура рабочей среды - от -30 до +100 С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см³/нм³. По индивидуальному заказу изготавливаются газосепараторы, предназначенные для очистки газа с более высокой концентрацией примесей и диаметром до 2400 мм.

Газосепараторы изготавливаются в двух материальных исполнениях на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа, для эксплуатации в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 40 °С - исполнение 1; ниже минус 40 °С до минус 60 °С - исполнение 2.

Предусмотрены три типа сетчатых газосепараторов: тип I (рисунок. 5.4) -цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъёмом диаметром 600, 800мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,08 до 0,8 млн. м³/сут; тип II - цилиндрические вертикальные диаметром 1200, 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. м³/сут; тип III - шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200, 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа и производительностью по газу от 2 до 5 млн. м³/сут.



Рисунок. 5.4. Сетчатый сепаратор типа I

1 -днище;

2 - насадка;

3 -коагулятор;

4 - обогреватель;

5 - опора;

6 - место заземления;

7 - корпус

I - верхний предельный уровень; II - нижний предельный уровень

Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяется на газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Основная масса жидкости сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещённом в средней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидкости. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дренируется под уровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасываются [4].

5.2 Технологический расчет сетчатого газового сепаратора

Для проведения технологического расчета необходимы следующие данные: максимальный расход газа Q_max =19627 м³/сут; рабочее давление Р = 0,6 МПа; рабочая температура Т= 313 К ; плотность газа в рабочих условиях с_г=0,256 кг/м³; плотность жидкости в рабочих условиях с_ж=850 кг/м³; коэффициент поверхностного натяжения в рабочих условиях у =15,21*10^-3Н/м; начальное содержание жидкости в газа е₀=160см³/нм³, содержание жидкости на выходе из сепаратора (унос) - 0,1 г/м³ [6].

Эскиз конструкции сетчатого газосепаратора представлен на рисунке

Рисунок 6.1 Эскиз конструкции газосепаратора сетчатого.



Для сетчатой насадки это ее площадь в сечении перпендикулярному направлению потока.

, м²

м²

Объемный расход газа

, м³/с

м³/с

где Q_max -максимальный объемный расход газа в нормальных условиях, м³/сут;

Р-давление, кгс/см², Р₀=1,033 кгс/см²;

Т-температура, К, Т₀=273 К;

z -коэффициент сжимаемости, z₀=1,0;

Критическая скорость

,м/с

м/с

где С_t-коэффициент, учитывающий влияние температуры газа на критическую скорость газа, С_t=1,0

С_е- коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости на критическую скорость газа;

К-коэффициент устойчивости режимов течения газожидкостной смеси;

-поверхностное натяжение на границе раздела между газом и жидкостью, Н/м;

_ж -плотность жидкости, кг/м³;

_г-плотность газа, кг/м³;

Так как е₀=160 см³/нм³, следовательно С_е=1,75/160^0,107=1,02

Диаметр сетчатой насадки

, м м

Расчетный диаметр округляется до ближайшего большего значения из ряда по ГОСТ 9617-76 для сетчатой насадки - 0,179; 0,245; 0,374. Принимаем D=0,245м.

Конструктивные размеры вертикальной сетчатой насадки находятся одновременно с определением диаметра жидкости сборника жидкости.

Расчет сборника жидкости

Расчет сборника жидкости сепаратора заключается в определении его расчетного объема и конструктивных размеров. За расчетный принимают объем сборника до верхнего предельного уровня без учета объема днищ.

Расчетный объем

,м³

м³

где -время пребывания жидкости в сборнике сепаратора, мин

Объемный расход жидкости

, м³/с



м³/с

где е₀-содержание жидкости в газе на в ходе в аппарат, см³/м³;

Q_max-максимальный расход газа,м³/с.

Время пребывания жидкости в сборнике сепаратора принимается:

-для непенистых жидкостей-3мин

-для пенистых жидкостей - в каждом конкретном случае определяется опытным путем с учетом требований технологического процесса.

Расчетная высота (длина) сборника, т.е. длина цилиндрической части

, м

м

где F-площадь смоченного периметра сборника жидкости в сечении, перпендикулярном его оси, м².

м²

где D_в- внутренний диаметр сборника жидкости.

Расчетная длина L_сб совмещенного сборника жидкости сетчатого сепаратора (рисунок 6.2) округляется до ближайшей большей величины кратной 100мм. Принимаем L_сб=1,1 м.

Расчет технологических штуцеров входа и выхода газа выхода жидкости

Диаметр штуцера входа и выхода газа

, м



м

где W_г-скорость газа в штуцере, м/с. Принимается W_г=14,5 м/с.

Диаметр штуцера (внутренний) выхода жидкости

, м

м

где W_ж-1,02,0-скорость жидкости в штуцере.

Расчетный диаметр штуцера округляется до ближайшего большего из ряда условных диметров, при этом диаметр штуцера выхода жидкости рекомендуется принимать не менее d_у=50мм. Принимаем d_ж=0,05 м.

Расчет сливных труб

При расчете необходимой площади слива сливных труб количество жидкости, попадающей в сборник жидкости сепаратора по сливным трубам

, м³/с

м³/с

Диаметр сливной трубы

, м

м

где W_сл 0,25м/с - скорость слив;