Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

Геологическая характеристика месторождения имени Р.С. Мирзоева. Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении. Распределение давления и температуры в стволе скважины. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Анализ себестоимости добычи газа.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Перечень сокращений, условных обозначений, терминов, единиц и символов
1. Краткая геологическая характеристика месторождения
1.2 Стратиграфическая характеристика разреза
1.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов
1.5 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата
1.6 Запасы нефти, газа и конденсата
2. Состояние разработки месторождения
3. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата
3.2 Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении
4. Распределение давления и температуры в стволе скважины
4.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов
4.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих и простаивающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева
5.1 Гидравлический и тепловой расчёт шлейфов
5.2 Расход ингибитора гидратообразования
6. Анализ себестоимости добычи газа в НГДУ “Катанглинефтегаз”
6.1 Себестоимость товарной продукции - основной технико-экономический показатель
6.2 Методы планирования себестоимости
6.4 Анализ себестоимости добываемого газа
7. Безопасность и экономичность проекта
7.1Основные направления обеспечения безопасности и экономичности при подготовке газа к транспорту в НГДУ “Катанглинефтегаз”
7.2 Мероприятия по обеспечению производственной безопасности
7.2.1 Обеспечение пожарной безопасности
7.2.2 Обеспечение электробезопасности
7.2.3 Обеспечение безопасности эксплуатации герметичных систем, находящихся под давлением
7.3 Защита рабочих, служащих и инженерно-технического комплекса предприятия в ЧС
7.3.1 Комплекс профилактических мероприятий
7.3.2 Способы защиты рабочих и служащих в ЧС
7.3.3 Обеспечение защиты инженерно-технического комплекса в ЧС
7.3.4 Подготовка к проведению аварийно- спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий ЧС
7.4 Мероприятия по охране окружающей природной среды
7.4.1 Контроль состояния и охрана атмосферного воздуха
7.4.2 Контроль состояния и мероприятия по охране водных объектов
7.4.3 Мероприятия по охране почв, рекультивация земель
7.4.4 Методы борьбы с выбросами в атмосферу
НГДУ - нефтегазодобывающее управление
ГКМ - газоконденсатное месторождение
ОАО - открытое акционерное общество
ГИС - геофизическое исследование скважины
УКПГ - установка комплексной подготовки газа
ПТЭ - правила технической эксплуатации
РСУС - региональная служба по чрезвычайным ситуациям
ГСУС - государственная служба по чрезвычайным ситуациям
Большая значимость сахалинского газа в топливном балансе Дальневосточного региона страны и высокая стоимость его транспортировки с острова на материк обуславливают высокие требования к надёжности систем добычи, подготовки и транспорта.
Главные направления научно-технического прогресса в газовой промышленности - решение комплекса проблем по ускоренному вводу в эксплуатацию и рациональной разработке месторождений, повышению надёжности работы скважин и газопромыслового оборудования. При этом большое внимание уделяется более полному извлечению газа из недр, с учётом определённых осложнений при эксплуатации объектов газодобычи.
Осложнения в системах сбора газа могут носить различный характер, в зависимости от конкретных условий добычи газа:
- механические и коррозионные разрушения труб;
Перспективное развитие сырьевой базы газовой и нефтяной промышленности будет основываться на совершенствовании методов прогнозирования нефтегазоносности недр, в том числе континентального шельфа.
Важными показателями разработки месторождения являются устьевые давление и температура, а также термобарические условия на входе в УКПГ, поскольку от их значения зависит срок ввода ДКС и эффективность подготовки газа. В дипломном проекте ставится задача рассмотрения этих показателей.
Ближайшими населёнными пунктами месторождения имени Р. С. Мирзоева являются п. г. т. Ноглики (55 км), п. Вал (10 км) и г. Оха (160 км).
Разработку нефтяных и газовых залежей месторождения осуществляет НГДУ “Катанглинефтегаз”, расположенное в п. г. т. Ноглики. Буровые работы на месторождении производятся НУБРом (п. г. т. Ноглики). Все производственные предприятия входят в состав ОАО “Сахалинморнефтегаз” (г. Южно-Сахалинск).
Связь с г. Оха и п. г. т. Ноглики осуществляется по грунтовой и узкоколейной дорогам, проходящим западнее месторождения, и вертолетами.
Добываемый газ подаётся в газопровод высокого давления Даги - Погиби - Комсомольск - на - Амуре, проложенный вдоль западной части месторождения.
Южнее месторождения имени Р. С. Мирзоева разработаны следующие площади: Нижние Даги - 2 км, Восточные Даги - 9 км, Монги - 15 км.
В орографическом отношении район представляет слабо холмистую низменную равнину. Месторождение находится на южном окончании первой горной гряды Восточно-Сахалинского хребта. Гидрографическая сеть представлена р. Эвай с притоками, ручьями Плессовым и Тапауна. Р. Эвай протекает в широтном направлении, пойменная долина составляет, в среднем, 2,5 км при ширине реки 15-30 м. Долины ручьев покрыты марями.
Территория месторождения залесена (лиственница, кедровый стланик, кустарники, берёза). Климат района суровый, летом и зимой выпадает много осадков. Зимой олбик термометра доходит до минус 40 0 С, а летом от плюс 10 до плюс 25 0 С.
1.2 Стратиграфическая характеристика разреза
Разрез, вскрытый на Мирзоевской площади, представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста и разделяется на три свиты (сверху - вниз): нутовскую, окобыкайскую и дагинскую.
Нутовская свита литологически представлена толщей песчаных пород (пески, песчаники слабоуплотнённые, алевриты). Глинистые породы имеют подчинённое значение и встречаются в виде пластов небольшой мощности. Вскрытая максимальная толщина свиты-2900 м.
Окобыкайская свита литологически представлена монотонной глинистой толщей с включением маломощных (до 5 м) песчано-алевролитовых прослоев. Отложения окобыкайской свиты являются региональной покрышкой для залежей нефти и газа в отложениях дагинской свиты в пределах структур Ногликского района. Вскрытая толщина окобыкайской свиты на площади изменяется в значительных пределах. В условиях приподнятого восточного крыла составляет 600 м, западного - 2800 м.
Разрез наиболее древних здесь дагинских отложений (вскрытая толщина 750 м) представлен верхней и средней частью свиты и сложен песчано-глинистыми породами, разнослоистым чередованием песчаных и глинистых разностей. Песчаники от крупнозернистых, слабоуплотнёных до мелкозернистых, крепко - сцементированных. Толщина песчаных горизонтов изменяется от 10 до 70 м, глинистых - от 6 до 50 м.
Месторождение им. Р. С. Мирзоева приурочено к одноименной антиклинальной структуре. По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения она представляет собой сложно построенную антиклинальную складку субмеридианального простирания, погребённую под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально падающими на северо-восток, рисунок 1.2.
Размеры складки 71,5 м складка характеризуется короткой южной и протяжённой северной периклиналями. Свод её расположен в пределах 3 блока. Шарнир складки погружается на севере под углом 4 - 5 0 , на юге 5 - 7 0 . Свод складки по верхним горизонтам широкий, с глубиной становится уже, углы падения пород на крыльях увеличиваются. Западное крыло срезано продольным региональным разрывом субмеридиального простирания. Приподнятое восточное крыло имеет хорошо выраженную форму; углы падения пластов 10 - 15 0 . По мере удаления от свода на восток углы падения пород увеличиваются до 25 0 . Сбросовыми нарушениями северо-восточного простирания с амплитудами от 50 до 300 м на севере складка разбита на 6 блоков различной величины, последовательно погружающихся с юга на север.
1.4 Краткая характеристика продуктивных горизонтов
Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты.
По данным опробования установлена промышленная нефтеносность X и XVI горизонтов, газоносность IV, V, VI, VII, VIII, IX и XVII горизонтов 1,4 и 5 блоков, запасы которых подсчитаны по категории С 1 . По геолого-геофизическим характеристикам продуктивными на месторождении являются III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X, XIII, XVI и XVII горизонты, из которых XVI содержит только нефть, X - нефть и газ, остальные - газ. Принятые абсолютные отметки границ нефтегазоносности приведены в таблице 1.1. Положение границ нефтегазоносности определено по комплексу промыслово-геофизических исследований и результатам опробования горизонтов в скважинах. Из-за блокового строения месторождения каждый горизонт содержит от двух до шести залежей. Наибольшее количество залежей в VII, VIII горизонтах - 6, наименьшее - III, IV, V, VI, IX горизонтах - 2.
Основными, продуктивными горизонтами являются VII, VIII и X горизонты.
Всего на месторождении 41 залежь, из них 7 нефтяных и 34 газоконденсатных.
Продуктивными являются 6 блоков: 1, 2, 3, 4, 5 и 6. Блоки содержат от четырех до десяти залежей. Наибольшее количество залежей приходится на 2 блок.
Высоты залежей изменяются от 39 до 145 м. Наибольшими высотами характеризуются залежи VI, VII, X, XVII горизонтов, которые изменяются от 105 до 145 м. Залежи относятся к пластово-сводовому типу - тектонически- экранированному.
Рисунок 1.2 - Геологический профиль месторождения им. Мирзоева
Таблица 1.1 - Характеристика залежей
Таблица 1.3 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, V горизонт 1 блок
Групповой состав углеводородов конденсата изучен по одной из 4 проб и содержит ароматических углеводородов - 24 % масс, нафтеновых - 28 % масс, метановых - 48 %. Молекулярный вес газа - 20,13, плотность - 0,6627 г/см 3 , таблица 1.5.
Плотность конденсата залежи 5 блока VIII горизонта составляет 0,7781 г/см 3 , молекулярная масса равна 123. Фракционный состав конденсата: Н.К. - 47 0 С, 10 % выкипает при температуре 80 0 С, 50 % - при 140 0 С, К.К. - 300 0 С. Молекулярный вес газа - 21,09, плотность - 0,684 г/см 3 , таблица 1.6.
Таблица 1.4 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VI горизонт 1 блок
Физико-химические свойства и состав пластового газа по XVII горизонтам приведены в таблице 1.7.
1.6 Запасы нефти, газа и конденсата
При этом учитывались полностью запасы категории С 1 и 50 % категории С 2 .
По данным геологоразведочных работ, в разрезе месторождения было выделено 11 продуктивных горизонтов, из которых 9 газоконденсатных, один нефтегазоконденсатный и один - нефтяной. Всего по площади установлено 41 залежь, из которых 34 газовых и 7 нефтяных. Основные запасы свободного газа приходятся на залежи VII, XIII и XVII горизонты.
Таблица 1.6 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, VIII горизонт 5 блок
Таблица 1.7 - Компонентный состав и свойства газов, стабильного и сырого конденсата, XVII горизонт 4 блок
Запасы свободного газа, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 49 до 1387 млн м 3 при средней величине 337 млн м 3 (категории С 1 + 0,5С 2 ). Наибольшие запасы свободного газа приходятся на залежи 4 блока XVII горизонта (1387 млн м 3 ), 5 блока VII горизонта (716 млн м 3 ).
Балансовые запасы нефти, приходящиеся на одну залежь, изменяются от 197 (1 блок XVI горизонта) до 2014 тыс. т. (5 блок X горизонта), составляя в среднем 668 тыс. т. Границы нефтегазоносности залежей X и XVI горизонтов в плане не совпадают. В связи с этим, каждый горизонт рекомендуется разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.
Согласно геолого-промысловой характеристике залежей (фильтрационная характеристика, идентичность свойств газов и флюидов, совпадение в пласте границ газоносности, близость величин начальных пластовых давлений, величины запасов), а также технико-экономической оценки на месторождении можно выделить семь эксплуатационных объектов: III, IV+V, VI+VII, VIII+IX+X, XIII, XVI, XVII горизонты. Нефтяные залежи 5 и 6 блоков X горизонта разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.
2. Состояние разработки месторождения [ ]
Разработка газоконденсатных залежей на месторождении осуществляется с 1997 г. Дренированием было охвачено 15 залежей.
Начальные запасы газа по газоконденсатным залежам, подсчитанные объемным методом, составляют 7373 млн м 3 , запасы газа, дренируемые действующим фондом скважин - 4128 млн м 3 .
За период разработки месторождения отобрано 2663 млн м 3 газа, что составляет 64,5 % от дренируемых запасов.
Основные данные по динамике показателей разработки до 2001 г приведены в таблице 2.1. Как видно из таблицы разработка месторождения осуществлялась 14 скважинами. Средний дебит по газу снизился с 262 тыс. м 3 /сут. в 1997 г. до 195 тыс. м 3 /сут. в 2000 г.
В таблице 2.2 приведено сравнение фактических показателей разработки месторождения с проектными. Годовые отборы газо-повышенные, по отношению к прогнозу, достигались за счёт более высоких дебитов. В целом отмечается удовлетворительная сходимость основных проектных и фактических показателей разработки месторождения. Графики показателей разработки, по фактическим данным, за последние четыре года приведены на рисунке 2.1.
По всем разрабатываемым залежам наблюдается диспропорция темпов отбора газа и падения пластового давления. Это указывает на различное влияние активности водонапорного бассейна на ту или иную залежь.
По всем разрабатываемым залежам отсутствует возможность оценить запасы газа методом падения пластового давления, несмотря на сравнительно высокий отбор газа из залежей.
В эксплуатацию газоконденсатные залежи III и IV горизонтов II блока были введены в 1997 г. Разработка велась одновременно с двух горизонтов скважиной 57. за период эксплуатации с 1997 по 2000 г. из залежей отобрано 171,5 млн м 3 газа, что составило 78,7 % от запасов газа (218 млн м 3 ).
Пластовое давление с начала эксплуатации залежей снизилось с 31,3 МПа до 22,5 МПа или на 28,6 %. Такой процент падения давления, значительно меньший отбора газа, указывает о разработке залежи при водонапорном режиме.
3. Краткая характеристика системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата
Газ со скважин поступает на блоккомплектные газораспределительные гребенки по проекту ГП 366.17.00.000.
С гребенки газ поступает в коллектор напрямую, либо через узел замера скважин.
Узел замера состоит из жалюзийного газосепаратора ГИ 10.0-1000-1, дифференциального газового расходомера и ротационного счётчика жидкости.
После раздельного замера потоки газовой и жидкой фаз соединяются и направляются в коллектор главного потока газожидкостной смеси.
Капельная жидкость, выделившаяся в газосборных шлейфах и представляющая смесь газового конденсата, пластовой воды и ингибиторов гидратообразования под давлением Р = 9 МПа и с температурой t 0 0 С поступает в сепаратор первой ступени.
Сепаратор С 1 с оптимальной производительностью по газу 1,0 млн м 3 /сут. принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.12.00.000 м.
После сепаратора С 1 газ через теплообменник “труба в трубе” поступает на редуцирующий клапан. После редуцирующего клапана давление газа снижается до 5,5 МПа при соответствующем снижении температуры до минус 5 и минус 10 0 С (в зависимости от времени года) и поступает на сепаратор второй ступени С 2 , в котором происходит более глубокая осушка газа от влаги и конденсата до параметров, требуемых ОСТ 51.40-93.
Сепаратор С 2 принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 365.13.00.000 м.
Рисунок 3.2 - Принципиальная схема потоков газа и конденсата на УКПГ месторождения имени Р. С. Мирзоев
Сепаратор С 3 принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 505.06.00.000.
Узел учета товарного газа принят в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.07.00.000.
До входа на узел учета в зависимости от требуемой глубины осушки, предусмотрен отвод газа на теплообменник ТТ.
Стабилизация давления в газовом потоке обеспечивается регулятором давления (до себя) на входе в гребенку магистрального газопровода.
На УКПГ предусмотрены 4 газовые линии с полным комплектом перечисленных аппаратов и устройств (из них 3 рабочие и 1 резервная).
Выделившаяся в сепараторах С 1 , С 2 , С 3 жидкая фаза направляется на линию разделения и выветривания конденсата.
В блоккомплектном газовом подогревателе типа ПП-1,6 жидкая фаза нагревается до температуры плюс 35 0 С и поступает в блок разделения и выветривания В-1, в котором при давлении 5,5 МПа из жидкости выделяется остаточный газ, захваченный в сепараторах.
Газ возвращается на сепаратор С 2 , а жидкая фаза на блок выветривания второй ступени В-2.
Параметры В-1 и В-2 приняты в блоккомплектном исполнении по проекту ГП 430.17.00.000.
Выделившиеся на втором блоке выветривания конденсата тяжелые компоненты газа через регулятор давления направляются на прием эжектора. В эжекторе газ дожимается до давления 5,5 МПа и вновь направляется на сепаратор С 2 .
Жидкость с температурой плюс 25 0 С поступает на атмосферный блок выветривания 3 ступени В-3.
Газ из блока В-3 через огневой предохранитель поступает на факел, а жидкость - в сырьевые резервуары Р 1 и Р 2 , из которых насосами Н 1 и Н 2 откачивается в систему нефтесбора месторождения “ Даги ” и далее на установку подготовки нефти.
4 Распределение давления и температуры в стволе скважины
При установлении технологических режимов эксплуатации скважин важно знать значения давлений и температур на забое и их распределения по стволу скважины.
Давление и температуру на забое скважины измеряют непосредственно на устье при помощи глубинных приборов или вычисляют по известным параметрам.
Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида:
где Рх - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа;
Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа;
q - дебит газовой скважины, тыс.м 3 /сут.
где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить
Средняя по интервалу расчета температура определяется как
Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению:
где Г - геотермический градиент, К/м;
Q = 1,325 · 10-12 · · (е2S - 1), (4.5)
где d 1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб е. В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:
где V - скорость движения газа, м/с;
Таблица 4.1 - Исходные данные для определения числа Рейнольдса
Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб,
Расчеты по распределению давления по стволу газовой скважины производят в зоне турбулентной автомодельности, где не зависит от числа Re и выбирается из таблицы 4.1.
Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида:
Т х = Т пл - Г · Н - Т · е - Н + . (4.7)
где Р пл , Р з , Р у - пластовое, забойное и устьевое давления, МПа;
D i - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в трубе, К/МПа;
Ср - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Рср и пластовой температуре Тпл, кДж/кг·м;
Di пл - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в горной породе, К/МПа;
Rc - наружный радиус эксплуатационной колонны, м;
Сп - объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м3·К;
- суммарное время работы скважины, с;
h пл - толщина перфорированной части продуктивного пласта, м;
п - теплопроводность горных пород, кВт/(м·К);
Ам - термический эквивалент работы, кДж/кг·м (Ам = 1/102 кДж/кг·м).
После проведения расчетов производится построение графических зависимостей.
4.1 Температурный режим промысловых и магистральных газопроводов
Этот режим определяется путем расчета распределения температуры по длине трубопровода на основе формулы Шухова В.Г. с учётом теплообмена движущегося природного газа с грунтом.
Обобщенная формула, учитывающая теплообмен с окружающей средой, эффект Джоуля - Томсона и влияние рельефа трассы имеет следующий вид:
t = t0 + (tn - t0) · e-x - Di · . (4.11)
где t, t 0 - температура соответственно природного газа в газопроводе и окружающей среде;
tn - начальная температура природного газа;
х - расстояние от начала газопровода до заданной точки;
p 1 , p 2 - давление в начале и конце газопровода;
l - длина рассматриваемого газопровода;
z - разность отметок по высоте конечной и начальной точек;
Ср - теплоёмкость газа при постоянном давлении;
k - коэффициент теплопередачи в окружающую среду;
Q - объёмный расход природного газа.
Для газопроводов горизонтального подземного расположения выражение упрощается и принимает следующий вид:
t = t0 + (tn - t0) · e-x - Di · . (4.13)
Наблюдения и многочисленные расчёты показывают, что температура природного газа в процессе его движения в этом случае плавно приближается к температуре грунта.
Выравнивание температур газопровода и грунта определяется многообразием факторов. Расстояние, где различие в температурах природного газа и грунта становится не ощутимой, определяется по уравнению (4.6) при условии, что t = t0, x = x. Тогда
Следует отметить, что на указанном расстоянии от начала газопровода может прекратиться или прекращается выпадение влаги, при условии, что температура постоянна, а давление снижается.
Определение зоны конденсации паров воды в магистральных газопроводах зависит от того, с каким значением точки росы природный газ поступит в него, т.е. от начала конденсации паров. Если точка росы природного газа будет выше начальной температуры газа, то жидкость будет выделяться на начальном участке газопровода, в той зоне, где температура природного газа равна точке росы. Определение точки начала конденсации паров воды определяют при t = tтр:
x тр = lnDi{(p 1 - p 2 ) + (t n - t 0 ) · l ) / (Di (p 1 - p 2 ) + (tтр - t 0 ) · l )}, (4.15)
где t т p - точка росы природного газа, °С;
Х тр - расстояние по трассе газопровода, t = t т p .
Температура газа в точке, равной температуре окружающей среды в конечной зоне газопровода, рассчитывается по выражению (4.13).
4.2 Расчёт распределения давления и температуры по стволам работающих скважин на месторождении имени Р. С. Мирзоева
Для расчёта распределения равновесной температуры гидратообразования, давления и температуры, по стволам работающих и простаивающих скважин месторождения им. Р. С. Мирзоева, по методике, изложенной в пункте 4.1, была составлена программа в среде Turbo Pascal (см. приложение А), исходные данные, для которой приведены в таблице 4.2, а результаты расчётов приведены в таблицах 4.3 -4.16. На рисунках 4.1 - 4.6 показаны зависимости давлений и температур от глубины скважины.
Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе разработки изменяется, и с уменьшением дебита для данного примера температура понижается (рисунок 4.1 - 4.6). Необходимо отметить, что значения величин теплоемкостей газа в пластовых условиях и скважине определяемые из графиков и по приближенным формулам не соответствуют справочным данным, а последние в свою очередь дают более приемлемые результаты с промысловой информацией и достаточно точно отражающие реальные цифры.
Таблица 4.2 - Исходные данные для расчёта Р и Т в стволе скважины
Теплоемкость горной породы, кДж/м 3 К
Таблица 4.3 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 57
Таблица 4.4 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 63
Таблица 4.5 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 12
Таблица 4.6 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 8
Таблица 4.7 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 5
Таблица 4.8 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 18
Таблица 4.9 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 21
Таблица 4.10 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 13
Таблица 4.11 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 60
Таблица 4.12 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 48
Таблица 4.13- Результаты расчёта давления и температуры в скважине 43
Таблица 4.14 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 28
Таблица 4.15 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 50
Таблица 4.16 - Результаты расчёта давления и температуры в скважине 73
Рисунок 4.1 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 57
Рисунок 4.2 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 57
Рисунок 4.3 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 12
Рисунок 4.4 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 12
Рисунок 4.5 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу простаивающей скважины 8
Рисунок 4.6 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования по стволу работающей скважины 8
С помощью расчётов мы определили давление и температуру по стволу работающей и простаивающей скважин, а так же забойные и устьевые давления и температуры необходимые нам для исследования распределения давления и температуры в начале и конце шлейфа. При построении графиков распределения давления, температуры и температуры равновесия наглядно видно, что гидратов в скважинах не образуется. Аналогичную картину мы видим и с другими скважинами.
5 5. Расчет расхода метанола на УКПГ
Произведем расчет потребного количества метанола, как ингибитора гидратообразования, подаваемого на устья скважин. Так как система сбора скважинной продукции лучевая, то будем рассчитывать шлейфы каждой скважины.
5.1 Гидравлический и тепловой расчет шлейфа
1) Определим псевдокритические параметры Рпк и Тпк.
2) По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:
1) 1) По графикам Брауна-Катца приложение Б, рисунок Б.1 определяем значения коэффициентов сверхсжимаемости газа при нормальных Zn и рабочих Zp условиях.
3) Рассчитываем фактическую скорость газа в шлейфе:
4) Определим коэффициент теплообмена между газом и стенкой трубы:
где l -коэффициент теплопроводности грунта;
h- расстояние от поверхности земли до оси трубы.
5) Общий коэффициент теплопередачи для наземного трубопровода
6) Плотность газа при нормальных условиях р, кг/м 3
7) Плотность газа в рабочих условиях:
8) Зная компонентный состав газовой смеси, входящих в нее компонентов газовой смеси, определяем ее абсолютную вязкость
9) По графикам приложение Б, рисунок Б.2, используя значение , определяем вязкость природного газа для рабочих условий.
11) В зависимости от условий работы труб определяем коэффициент шероховатости Кш для труб.
12) Определим коэффициент гидравлического сопротивления:
13) Рассчитываем удельную теплоемкость природного газа при атмосферном давлении и рабочей температуре.
14) Определяем поправку к теплоемкости при рабочем давлении из графика приложение Б, рисунок Б.3 - С, и прибавляем ее к величине теплоемкости при атмосферном давлении:
16) Средняя температура газа на расчетном участке:
17) Определим давление газа на входе в УКПГ:
где -относительная плотность газа :
где с в =1,29 кг/м - плотность воздуха при стандартных условиях.
18) Определим среднее давление в шлейфе:
19) По графику приложение Б, рисунок Б.4 находим обобщенную функцию коэффициента Джоуля-Томпсона .
20) Вычислим коэффициент Джоуля-Томпсона
21) Определим температуру газа на входе в УКПГ:
Рассчитаем конечные температуры и давления (температуры и давления на входе в УКПГ) в шлейфах каждой скважины. Расчет произведен на ЭВМ в программе Excel. Программа приведена в приложении В, результаты расчета сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Результаты гидравлического и теплового расчета шлейфов
Геологическое строение Ямбургского месторождения: краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника. Определение зон возможного гидратообразования сеноманской залежи, расчет расхода ингибитора. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. дипломная работа [1,9 M], добавлен 17.09.2011
Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов, требования к ним. Обоснование выбора промывочной жидкости по интервалам. Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта. Управление свойствами растворов. курсовая работа [294,2 K], добавлен 07.10.2015
Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления. курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012
История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации. курсовая работа [387,0 K], добавлен 18.05.2012
Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин. курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
Характеристика нефтеводоносности месторождения. Геологические условия бурения. Технологический регламент. Проектирование конструкции скважины. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд. дипломная работа [465,6 K], добавлен 02.10.2015
Химический состав и свойства пластовых вод и дегазированных нефтей месторождения. Технологические процессы, применяемые в системах сбора и подготовки продукции скважин. Осложнения, возникающие при их эксплуатации. Гидравлический расчет трубопроводов. дипломная работа [2,4 M], добавлен 16.04.2013
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы
Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение Про Софию Из Рассказа Недоросль
Курсовая работа: Расчёты ходкости и проектирование гребного винта
Решебник Контрольные Работы Петерсон 1 Класс
Реферат по теме Генетическая инженерия
Реферат: Организационно-правовые основы управления предприятиями
Реферат по теме Авторизация и манипуляция в процессах управления
Эссе по теме Причины и последствия внешней трудовой миграции
Современное Строительство И Его Особенности Реферат
Курсовая работа по теме Параллельные прямые в курсе основной школы
Контрольная работа по теме Структура системы пенсионного обеспечения регионов
Контрольная работа: Бухгалтерский (финансовый) учет. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Учение о бытие и материи
Реферат по теме Освещение производственной территории
Дипломная работа: Оцінка поточної конкурентоспроможності ТОВ "ФОЗЗІ-ФУД" (мережа супермаркетів "Сільпо")
Реферат по теме Фінансовий механізм регулювання ринкових відносин
Курсовая Работа На Тему Автоматизированные Системы Документооборота
Реферат: О проведении республиканской олимпиады по информатике среди школьников в 2008-2009 учебном году
Курсовая работа: Финансовая система РФ и ее роль в стабилизации экономики
География Практические Работы 5
Развитие Баскетбола В России Реферат
Формування ботанічного саду навколо школи - Биология и естествознание курсовая работа
Учет и анализ основных средств организации - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Учетная политика организации - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа