Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі

Коротка геолого-промислова характеристика родовища. Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу, однорідної рідини, водонафтових і газорідинних сумішей. Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафто-газопромислової продукції.


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.

Міністерство освіти і науки України
«ЗБІР, ПІДГОТОВКА І ТРАНСПОРТУВАННЯ
Нафтогазова промисловість України і багатьох інших країн світу є пр овідною галузю економіки та народного господарства, яка забезпечує енергетичні, побутові та інші потреби народу. Стабілізація та ріст видобутку нафти і газу є основною задачею найблищих років.
Виконання такої задачі викликає необхідність введення в розробку багатьох новорозвіданих нафтових род овищ та спорудження на них значної кількості виробничих об'єктів збору, транспорту і підготовки нафтопромислової продукції.
Витрати на обладнання нових нафтових і газових родовищ та реконс трукцію їх на старих нафтогазовидобувних площах складають більшу частину всих капітальних та експлуатаційних витрат.
Світова практика видобування нафти і газу виробила значний досвід вдосконалення та оптиматизацію си стем збору та підготовки нафти і газу.
В основі процесів таких виробництв лежить використання великопродуктивного та багатофункціонального обл аднання, яке забезпечує якісну сепарацію газу від нафти, відокремлення вільної води на установках їх попереднього скиду, сучасної технології підготовки нафти і газу.
Більшість основних систем збору та підготовки нафти і газу включають насосні і компресорні станції, сепараційні та вимірні установки виготовл яються заводським способом і в готовому вигляді поставляються на нафтогазовидобувні промисли.
Це дозволяє оперативно нарощувати потужності по збору та підготовці нафти і газу та перекидати їх на новостворені площі нафтогазовидобутку. В курсовому проекті розглянуто Лиманське нафтогазоконденсатне родовище.
Його геологопромислову характеристику та системи збору і підготовки нафтогазопромислової продукції.
Метою даного курсового проекту є ознайомлення з си стемою збору і підготовки нафтогазопромислової продукції, набуття технічних навичок по використанню гідравлічних та технологічних розрахунків трубопроводів, обладнання системи збору і підготовки нафти і газу.
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
Родовище розташоване в Решетилівському районі Полтавської області на відстані км від смт Решетилівка. У тектонічному відношенні воно знаходиться в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу в центральній частині південної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини.
в 1952 р. сейсмічними дослідженнями МВХ в породах крайнозою виявлена структурна тераса, а роботами 1953 р. встановлено підняття у відкладах мезозою. Ці матеріали стали основою для обґрунтування пошукового буріння на нафту і газ. У 1967 р. при випробуванні свердловини 1 з верхньовізейського горизонту В-19 (інт. 1687 - 1699 м) отримано приплив газу дебітом 409 тис. м3/добу через діафрагму діаметром 10 мм. В наступному році родовище прийняте на Державний баланс. Всього на площі пробурено 20 пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин, якими розкрито теригенні (з незначним вмістом карбонатів у розрізі) породи від четвертинних до девонських, а також кристалічні утворення фундаменту.
Сейсмічними дослідженнями і бурінням встановлено, що Лиманське родовище пов'язане з низкою структур, які простягаються вздовж крайового розлому амплітудою близько 1 км. це три малоамплітудні підняття - Лиманське, Західно-Лиманське і Потічанське. Всі вони є бранхіантиклінальними північно-західного простягання. У візейських відкладах (горизонт В-19) по ізогіпсі - 1575 м. Лиманське підняття має розміри 2,9х1,1 км і амплітуду близько 50 м, Західно-Лиманське по ізогіпсі - 1600 м 1,4х0,5 км і амплітуду до 40 м. Потічанська брахіантикліналь є крайньою північно-західною структурою родовища. Розміри її в межах ізогіпси - 1675 м 3,1х1,1 км.
Пошуковими свердловинами виявлено такі поклади: газоконденсатні (горизонтів В-16, В-18) і нафтовий з газовою шапкою (В-19) в межах Лиманського підняття, нафти (В-19) - Західно-Лиманського і газоконденсатні (С-5, С-19, В-14 і В-19) - Потічанського підняття. Скупчення нафти і газоконденсату пластові склепінні. Колектори складені різнозернистими пісковиками з високими ємнісно-фільтраційними властивостями. Основні запаси вуглеводнів містяться у горизонті В-19.
Розробка родовища розпочалася в 1968 р. свердловиною 1 видобутком нафти з покладу горизонту В-19 Лиманського підняття. Газова частина цього вуглеводневого скупчення почала розроблятися свердловинами 22 і 52 у 1980 р. з 1969 по 1975 р свердловиною 6 проводився відбір нафти з покладу Західно-Лиманської структури. Розробка газоконденсатних покладів Потічанського підняття розпочалась у 1980 р., для чого у розрізі було виділено чотири експлуатаційні об'єкти: горизонтів В-19, В-14, С-19 і С-5. Нафтові скупчення розроблялися двома свердловинами в режимі розчиненого газу, газоконденсатні - чотирма свердловинами в газовому та газоводонапірному.
На 1.01 1994 р. видобувалася продукція з покладів горизонту В-19 Лиманського та горизонтів С-5 і В-14 Потічанського піднять. Всього відібрано 23,3% нафти і 62,4% газу від їх початкових видобувних запасів.
На 1.01 1994 р. родовище знаходиться у розробці.
1.2 Фізико-хімічні характеристики нафти, газу та пластової води
Нафта й газ являють собою складну природну суміш вуглеводнів різної будови з домішками не вуглеводневих компонентів. Склад нафти надзвичайно складний і різноманітний. Він може змінюватися навіть у межах одного покладу. Разом з тим, усі фізико-хімічні властивості нафти, її товарні якості в першу чергу визначаються складом. Характеризуючи склад нафти, використовують поняття елементарного, фракційного і групового складів.
Елементарним складом нафти називають частковий вміст у ній тих чи інших хімічних елементів. Основні елементи, з яких складається нафта - вуглець і водень. У більшості нафт склад вуглецю коливається в межах 83...87%, кількість водню рідко перевищує 12... 14%. Значно менше в нафті міститься інших елементів: сірки, кисню, азоту. Їхня частка рідко перевищує 3-4%.
Поділ складних сумішей, до яких належить нафта, на більш трості називають фракціонуванням. Нафту поділяють на фракції шляхом перегонки (дистиляції). Фракція нафти, що має інтервал кипіння 30-205 °С - бензин; з інтервалом кипіння 200...300 °С - гас. Усі фракції нафти, що википають до 300 °С, відносять до світлих нафтопродуктів. Фракція, що залишилася - це мазут, з якого одержують масла, гудрони, бітуми.
Навіть вузькі фракції нафти являють собою досить складні суміші різноманітних вуглеводнів. Вміст у нафті вуглеводнів різних класів відображає груповий вуглеводневий склад. Основна частина нафти представлені вуглеводнями трьох класів: алканами, циклоалканами й аренами. Звичайно, в нафті міститься 25-30% за масою алканів, 25-75% циклоалканів, 10...20% аренів.
У світі розробляється більше 23 тисяч родовищ нафти і газу. Склад нафти кожного родовища унікальний і визначається різними властивостями нафт. Крім того властивості нафти змінюються безпосередньо в процесі її видобування - під час руху по пласту, у свердловині, системах збору і підготовки, при контакті з іншими рідинами та газами. У практиці нафтовидобування найбільш важливі такі властивості нафти: густина, в'язкість, газовміст, тиск насичення нафти газом, стисливість нафти і її усадка.
У пластовій нафті міститься велика кількість легких фракцій вуглеводнів, які при зниженні тиску переходять у газову фазу. Цю частину вуглеводнів називають нафтовим, розчиненим у нафті газом. Дегазація нафти при зниженні тиску - основна причина відмінності властивостей нафти в поверхневих і пластових умовах.
Кількість розчиненого в нафті газу характеризує газовміст нафти, під яким розуміють об'єм газу, що виділився з одиниці об'єму пластової нафти при зниженні тиску і температури від пластових до стандартних умов (тиск 0,1013 МПа і температура 293 К). Газовміст нафти, як правило, знаходиться в межах від 25 до 100 м3/м3, але іноді може сягати і декільком сотень кубометрів газу в кубометрі нафти.
Ступінь насичення нафти газом характеризує тиск насичення - максимальний тиск, при якому газ починає виділятися з нафти при її ізотермічному розширенні. Спочатку нафта перебуває під дією пластового тиску, зниження тиску спричиняє її розширення. Зі зниженням тиску зменшується кількість газу, що може бути розчинена в нафті. При певному тиску газ, що міститься в нафті, вже не може бути в ній цілком розчинений і надлишкова частина газу переходить у вільний стан. Цей тиск і береться за тиск насичення нафти газом. У міру подальшого зниження тиску об'єм газу, що виділився, буде зростати аж до повної дегазації нафти.
Тиск насичення нафти газом може бути рівним пластовому чи бути нижчим від нього. У першому випадку нафта в пласті повністю насичена газом, у другому - недонасичена. Різниця між тиском насичення і пластовим може коливатися в значних межак від десятих часток до десятків МПа. Дані про тиск насичення дають змогу прогнозувати умови, за яких відбувається перехід нафти в двофазовий стан при русі її в пласті, свердловині та комунікаціях. Тиск насичення нафти газом на даному родовищі знаходиться в межах від 5,5 до 40 МПа.
Газовміст нафти, тиск насичення й інші закономірності виділення газу вивчаються на спеціальних лабораторних устаткуваннях з використанням проб нафти, відібраних з вибоїв свердловин.
Густина нафти залежить від її складу, кількості розчиненого газу, тиску і температури. У пластових умовах більшість нафт мають густину 750...850 кг/м3, а після розгазувания при нормальних умовах їхня густина збільшується до 830-890 кг/м3.
В'язкість нафти, як і густина, в пластових і поверхневих умовах різна. Вона зменшується з підвищенням температури й кількості розчиненого газу і трохи збільшується зі зростанням тиску. В'язкість нафти змінюється в дуже широких межах. У пластових умовах вона може складати від десятих часток мПа·с до сотень і тисяч мПа·с. В'язкість дегазованої нафти в порівнянні з пластовою в кілька разів, а іноді в десятки разів вища.
З кількістю розчиненого газу в нафті пов'язаний також об'ємний коефіцієнт в , який характеризує відношення об'єму нафти в пластових умовах до об'єму цієї ж нафти після відділення газу на поверхні.
Об'єм нафти в пластових умовах перевищує об'єм сепарованої нафти у зв'язку з підвищеною пластовою температурою й вмістом великої кількості розчиненого газу. Тиск через низьку стисливість нафти незначно впливає на її об'єм. Як правило, об'ємний коефіцієнт нафти знаходиться в межах 1,05-1,3, але при високому газовмісті він може сягати декількох одиниць.
Для характеристики зменшення об'єму нафти під час її видобування на поверхню використовують показник, названий усадкою нафти. Усадка нафти виражається у відсотках, для деяких нафт вона може сягати 40-50%.
1.2.2 Склад і властивості природних газів
Природні гази, що видобуваються з чисто газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, за своїм якісним складом близькі між собою. Вони містять, головним чином, вуглеводні метанового ряду (алкани) і домішки невуглеводневих компонентів, такі як азот, вуглекислий газ, сірководень, інертні гази.
Гази, що видобуваються з чисто газових родовищ, складаються майже з одного метану, у них відсутні важкі фракції, здатні перейти в рідкий стан при нормальних умовах, і тому їх називають сухими.
У газах з газоконденсатних родовищ містяться і більш важкі компоненти, які при нормальному тиску переходять у рідину, яку називають газовим конденсатом.
Нафтові гази нафтових родовищ містять значно менше метану і велику частку пропан-бутанової фракції, яка при нормальній температурі і тиску вище 0,9 МПа знаходиться в рідкому стані і використовується як скраплений газ.
Серед вуглеводневих компонентів природних газів особливе місце займають вуглекислий газ і сірководень, що відноситься до корозійних і токсичних речовин. Вміст їх у газах не перевищує декількох відсотків, однак зустрічаються гази, в яких кількість сірководню і вуглекислого газу перевищує 50%, Видобування і перероблення таких газів вимагає застосування спеціальної технології і корозійностійкого обладнання.
Для опису поведінки газів зі зміною тиску і температури використовують газові закони. Так як у природних газах взаємодія молекул, особливо за високих тисків впливає на стан газів (тобто вони поводять себе як реальні), то для їх опису найчастіше використовують рівняння стану Клапейрона-Менделєєва, до якого вводиться поправка, яка враховує відхилення реальних газів від ідеальних і називається коефіцієнтом стисливості (надстисливості) газу. Узагальнене на реальні гази рівняння Клапейрона-Менделєєва має вигляд
z - коефіцієнт надстисливості газу;
m - маса газу: М - молекулярна маса газу;
Коефіцієнт надстисливості газу визначають шляхом розрахунку або за графіками залежно від зведених тиску і температури. Зведеними тисками р і температурами Т для сумішей газів називають безрозмірні відношення дійсних тисків р і температур Т до відповідних середньокритичих параметрів:
де Ркр.сум, Ткр.сум. - відповідно середньокритичні тиск і температура, що відрізняються від дійсних критичних тисків і температури для кожного з газів суміші і визначені як середньозважені за концентраціями компонентів:
де ркр.i і Ткр.i - критичні тиск і температура i-го компонента, що має об'ємну концентрацію уі.
Грунтуючись на формулі закону газового стану простежують зв'язок між густиною газу сг, його молекулярною масою, тиском і температурою:
З даної формули випливає, що більшу густину за інших рівних умов мають гази з високою молекулярною масою. Зі збільшенням тиску густина газів зростає і, навпаки, зменшується зі збільшенням температури.
Якщо відома густина газу со за деякого тиску ро і температури То, наприклад, у стандартних умовах, то за інших тиску і температурі густину цього ж газу можна обчислити на підставі закону стану газу за формулою:
Однією з найважливіших фізичних характеристик газу є його в'язкість здатність чинити опір переміщенню одних частинок щодо інших. На подолання сил тертя, зумовлених в'язкістю газу, витрачається основна частка енергії при русі газу по пласту і газопроводах. Тому в'язкість газу враховується в усіх розрахунках, зв'язаних з рухом газу.
В'язкість газу залежить від його складу, тиску і температури. Зі збільшенням молекулярної маси в'язкість газів, як правило, зменшується. Зі збільшенням тиску в'язкість газу зростає: при низьких тисках незначно і більш інтенсивно в межах високих тисків.
Порізному залежить в'язкість газу від температури при низьких і високих тисках. При невеликих тисках збільшення температури призводить до збільшення в'язкості, а при високих, як і в рідин, до зменшення в'язкості. В'язкість природних газів навіть при високих тисках, як правило, невелика.
1.2. 3 Склад і властивості пластових вод
При оцінці фізичних властивостей вод нафтоносних горизонтів визначаються найважливішими їх параметрами.
По густині води судять про кількість розчинених у воді солей.
Під густиною пластової води розуміють відношення її маси до об'єму, займаному при даній температурі:
За одиницю густини прийнята густина дистильованої води при 4 ?С. Величина, зворотна густині, тобто відношення одиниця об'єму до одиниці маси, називається питомим об'ємом:
Об'ємним коефіцієнтом води називається відношення питомого об'єму води в пластових умовах до питомого об'єму її у нормальних умовах:
Об'ємний коефіцієнт пластової води залежить від кількості розчиненого в ній газу, температури і тиску. Для пластових вод нафтових родовищ цей коефіцієнт змінюється від 1 до 1,06.
Коефіцієнтом термічного розширення води називається зміна обсягу 1 м3 води при зміні температури на 1 градус в умовах сталості тиску:
де Е - коефіцієнт термічного розширення води, град-1;
?V - зміна обсягу води при зміні температури на ?T градусів;
Vno - обсяг води при нормальних умовах.
Коефіцієнт термічного розширення води збільшується з підвищенням температури і зменшується з підвищенням тиску. Він залежить також від кількості розчиненого у воді газу і від мінералізації води.
Чисельні значення цього коефіцієнта в пластових умовах змінюються від 20·440-5 до 944·10-6 град-1.
Стиненість пластової води характеризується коефіцієнтом стиснення, що визначається як зміна обсягу 1 м3 води при зміні тиску на одиницю. В умовах постійної температури:
де ?V - зміна об'єму води при зміні тиску на ?р;
Vno - обсяг води при нормальних умовах.
Коефіцієнт стиснення, також як і коефіцієнт теплового розширення, не є постійною величиною і може змінюватися в пластових умовах у межах (45)·10-10 Па-1.
Коефіцієнт стиснення води залежить також від кількості розчиненого в ній газу. При наявності газу у воді стиснення її збільшується по лінійному законі
де S -кількість газу, розчиненого у воді, м3/м3.
В'язкість пластової води є одним з істотних параметрів при рішенні питань, зв'язаних з розробкою нафтових родовищ. Основним фактором, що впливає на в'язкість води в пластових умовах, є температура. Проведені дослідження показали, що розчинені у воді гази не роблять істотного впливу на її в'язкість, вміст солей у воді трохи підвищує неї, але не робить визначального впливу на її величину.
Величина поверхневого натягу пластових вод на границі з нафтою залежить від їхнього сольового складу, від складу нафти і наявності в ній і у воді нафтенових кислот і їхніх солей.
Для більшості пластових вод гідрокарбонатного типу поверхневий натяг на границі з визначеною нафтою досить невелике - (1-8) мН/м. Поверхневий натяг на границі поділу нафт із твердими мінералізованными водами вище, біля (4426) мН/м.
Таблиця 1.1 Характеристика пластових вод продуктивних горизонтів.
Таблиця 1.2 Характеристика покладів газу
Таблиця 1.3 Характеристика покладів нафти
Таблиця 1.4 Характеристика природних газів
Потенціальний вміст стабільного конденсату, 1М103 кг/м3
Таблиця 1.5 Характеристика конденденсатів

2.1 Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі (опис технологічної схеми)
Принципова технологічна схема наведена на рисунку 2.1
Розподільча гребінка передбачає збір продукції нафтовидобувних свердловин в загальний колектор, дроселювання продукції до робочого тиску дроселювання нафти першого ступеня (СН-1), переключення свердловин на дослідницьку лінію та відключення при їх зупинці.
Для газліфтної експлуатації свердловин, необхідно встановити на гребінці кутові вентилі та дроселі (штуцери).
Промислові викидні трубопроводи нафтозбірної мережі розташовані за променевою схемою, що дозволяє підключити кожну з них до таких перепускних колекторів:
- колектор свердловин, переведених на газліфтну експлуатацію;
- колектор свердловин з низькими тисками, працюючих за існуючою технологією (шляхом накопичення тиску на обмежених депресіях);
- замірний колектор для почергового підключення свердловин до замірно-дослідницької лінії;
- колектор переключення свердловин на підготовку газу у випадку проривів газу із газово шапки та переводу свердловин у фонд газових;
Для запобігання гідратоутворення передбачено подачу метанолу на вхідну нитку до кожної свердловини.
2. Установка заміру дебітів сепараці продукці свердловин
Через замірний колектор після розподільчої гребінки схема передбачає можливість підключення кожної нафтовидобувної свердловини на замірно-дослідницьку лінію.
В замірному сепараторі С3-1 проходить дегазація нафти до тиску 3,0 МПа (пр експлуатації газліфтом). Відсепарований газ заміряється лічильником і надходить на сепаратор другого ступеня установки НТС. Рідинна частина поступає до сепаратора С3-2, де далі здійснюється дегазація нафти при тиску 1,2 МПа. Нафтовий газ надходить до паливного газу СН-1, де сепарація газу відбувається при тиску 0,03 МПа і далі газ подається в систему паливного газу. Рідинна частина заміряється лічильником РЕ і подається на кінцеву сепараційну установку і на склад нафти.
3. Установка підготовки високо напірного газліфтного газу
В якості робочого агенту доцільно використовувати природний газ, який має у складі сухі компоненти (метан, етан) і незначну частину пропанбутанових фракцій. До таких свердловин відносяться св.. № 202, 205. Для переключення цих свердловин на установки підготовки газліфтного газу необхідно виконати перемички від розподільної гребінки до колектору подачі газліфтного газу на установку.
Газліфтний газ подається до сепаратора осушки газу СГГ. Перед сепаратором газ дроселюється до тиску 8-10 МПа. Після сепаратора газ підігрівається в теплообміннику Т-1 «газ - ДЕГ» до температури +40? С і надходить до станції розподілення газліфтного газу (з локальною автоматикою типу УРГ-Л по ТУ 39-1043-85). Виготовлювач установки розподілення газліфтного газу - АТ ДЗ «ТУРБОГАЗ 4». Подача газліфтного газу здійснюється по існуючій системі інгібіторопроводів. Враховуючи, що свердловини будуть працювати в режимі періодичного газліфту, тобто по мірі відновлення стовпа рідини в НКТ подача газу проводиться також періодично. Після проведення технологічно операції по циркуляції робочого агенту в свердловину інгібіторопроводи переключаються на режим подачі інгібітору.
Нафтогазова емульсія після після розподільчої гребінки по збірному колектору надходить до сепаратора Сн-1 першого ступеня, де проходить дегазація при тиску 5,5323 МПа і частковий скид води. Газ дегазації заміряється лічильником і надходить на установку сепарації 2-го ступеня Сн-2, де її дегазація відбувається при тиску пружності парів до 1,244 МПа, і також проходить часткове відділення пластової води.
Газ дегазації заміряється лічильником і поступає в сепаратор підготовки паливного газу Сп-1. Нафта надходить до теплообмінника Т-2 (нафта-нафта) і далі до Т-3 (нафта-ДЕГ), де нагрівається до температури 70? С. Після підігріву нафта поступає в сепаратор кінцевої сепарації при тиску 0,08 МПа. В теплообміннику Т-2 нафта догрівається зворотнім потоком нафти після КСУ.
Призначення кінцевої сепараційної установки - дегазація нафти до тиску 500 мм. вод ст. Дегазована нафта після догріву в Т-2 надходить до складу сирої нафти. Відвантаження нафти проводиться в конденсаторопровід-перемичку МПГРС Солоха-Більськ.
5. Система утилізації нафтового газу і факельна система
Технологічною схемою передбачається система утилізації нафтового газу:
- Газ сепараційно нафти після Сн-1 з тиском 5,5 МПа подається на установку НТС, де змішується із потоком природного газу;
- Газ сепараційної нафти із тиском 1,2 МПа подається на підготовку до сепаратора Сн-1 і далі в систему паливного газу;
- Газ сепараційної нафти із тиском до 0,08 МПа після КСУ подається на підготовку до сепаратора Сц-2 і далі в систему паливного газу;
По ступеням небезпечності передбачені факельні системи:
- високого тиску - для прийняття скидів із обладнання, що працює під тиском більшим від 0,2 МПа до 6,4 МПа;
- низького тиску - для прийняття сиків із апаратів та обладнання, що працює під тиском менше 0,212 МПа;
Джерела скидів горючих некондиційних газів і парів розподілені таким чином:
а) постійні - від апаратів кінцевої дегазації нафти і пластової води;
б) періодичні - при позаштатних ситуаціях і пускових роботах, спорожнення установки або деяких апаратів перед ремонтом;
в) аварійні - для скиду від запобіжних клапанів і інших пристроїв аварійного скиду.
Система утилізації продуктів сепарації нафти (дренажних стоків). Пластова вода із «низу» сепараторів скидається в систему збору дренажних стоків і надходить в ємність ЕВ-561. В ємності проводиться дегазація пластової води.
2.2 Гідравлічний розрахунок трубопроводів при русі газу, однорідної рідини, водонафтових і газорідинних сумішей
2.2.1 Визначити внутрішній діаметр промислового колектору, який транспортує пластову воду
Дано: Температура t=24°С, тиск на вході в трубопровід Р1=2,12 МПа, на виході Р2=6,545 МПа, шорсткість внутрішньої поверхні труб =0,066мм, сумарний опір місцевих опорів е=18, п'єзометричне положення початку z1 =534 м і кінця трубопроводу z2 =13,5 м, довжина трубопроводу L=143 км, солевміст пластової води S=239 кг/м3, масова витрата води Q=756 м3/добу,
Дану задачу розв'язують графоаналітичним методом в наступній послідовності.
Густина пластової (мінералізованої) води (кг/м3), в залежності від солевмісту може бути розрахована по формулі:
де - густина дистильованої води при 20°С, кг/м3; S - концентрація солі в воді (розчині), кг/м3.
Залежність густини водних розчинів солей від температури t(°С) в інтервалі 0 - 45°С вираховується таким чином:
де , - густина мінералізованої води при температурі t і 20°С відповідно, (кг/м3).
В'язкість дистильованої води при температурі t=28°С
Дс* - параметр, який визначають по формулі:
Різниця між густиною мінералізованої і дистильованої води при 20 °С
так як Дс=20,84 кг/м3 < Дс*=94,2 кг/м3, то в'язкість мінералізованої води при t=28°С і S=29 кг/м3
де - в'язкість пластової води при температурі t, мПа•с;
- в'язкість дистильованої води при температурі t, мПа•с;
Отже параметри пластової води при даній температурі і солевмісту:
Перепад висот між кінцем і початком трубопроводу:
Задаємося декількома значеннями внутрішнього діаметру трубопроводу:
d1=0,06 м; d2=0,0625 м і т. д. до d13=0,11м.
Подальші розрахунки виконуємо в наступній послідовності:
- середня швидкість руху води в трубопроводі
Як бачимо Re1>Reкр =2320 - турбулентний рух.
Як бачимо < Re1 < , зона змішаного тертя.
- перепад тиску ДР1 при діаметрі трубопроводу d1, між початком і кінцем трубопроводу з врахуванням втрат на довжину L, на подолання місцевих опорів і перепаду висот Дz рівний
Далі беремо наступний діаметр d2 і повторюємо розрахунки і т. д. Результати розрахунків зводимо в таблицю
По результатах розрахунків будуємо графік «Залежність різниці тисків на початку і в кінці трубопроводу від діаметру».
Відомо, що , відкладаючи це значення на графіку знаходимо внутрішній діаметр трубопроводу м.
Висновок: в результаті проведених розрахунків було побудовано графік «Залежність різниці тисків на початку і в кінці трубопроводу від діаметру», за яким визначено, що при перепаді тиску від 7,222 МПа до 6,8 МПа діаметр промислового колектору, який транспортує пластову воду складає 88 мм
2.3 Технологічний розрахунок сепараторів для підготовки нафтогазопромислової продукції
2.3.1 Опис сепаратору типу доцентровий регулюємий
Сепаратори для природного газу призначені для обробки продукції г азових і газоконденсатних свердловин, що мають, як правило, великі дебіти газу і невеликі дебіти малов'язкого конденсату.
Сепаратори для природного газу розраховують по газу, швидкість якого повинна бути такою, щоб крапельна рідина допустимих розмірів і часточки породи не виносились за межі сепаратора. Сили, що впливають на розділ газу і рідини в сепараторах, найчастіше є доцентрові або інерційні в поєднанні з силами тяжіння і адгезії. Коефіцієнтом сепарації в сепараторах природного газу називають відношення маси крапельної рідини, що винесена потоком газу за межі сепаратора, до маси крапельної рідини, що знаходиться в газовій фазі до краплевловлювальної секції. Коефіцієнт сепарації залежить від багатьох факторів: вміст рідкої фази в крапельному вигляді, що знаходиться до краплевловлювальної секції, фізичні властивості розділяючи фаз, руху газу в краплевловлювальній секції і в об'ємі сепаратора, місця встановлення редукційного органа, конструктивних особливостей краплевловлювальної секції і дією сил.
Краплевловлювальні секції газових сепараторів мають наступні види скруберних насадок: жалюзійні, кутові, жолобчаті, лопатні, струйні, продольно проволочні та інші. Найефективніші крапле вловлювачі насадки - жалюзійна та проволочна.
Досвід експлуатації сепараторів на газових та газоконденсатних родовищах показують, що коефіцієнт сепарації в них змінюється від 0,75 до 0,98. Вважають, що рідкі краплі з діаметром 2 мкм не вловлюються в сепараторах.
Експлуатаційні якості газових сепараторів визначають за їх пропускною здатністю, коефіцієнтом сепарації, питомій витраті металу на одиницю пропускної здатності, перепаду тиску, терміну служби, ресурсу до капітального ре ремонту, і коефіцієнту технічного використання.
В установках НТС широко використовують газосепаратори наступних типів: доцентрові регульовані, жалюзійні, сітчасті, циклонні, а також автоматизовані блоки газосепараторів з розділювачами «рідина - газ » і ємностей.
Доцентрові регулюємі газосепаратори. Вони призначені для попереднього очищення газів від рідин в промислових установках підготовки газу, а також їх використовують в якості замірного сепаратора в установках заміру рідини та газу. Випускають газосепаратори на робочий тиск від 6,55 - 16 МПа. Газосепаратори забеспечують ступінь очистки газу від рідини не менше 98% при початковому допустимому вмісті рідини, що поступає разом з газом в апарат, до 200 см3/м3.
Існує два типи газосепараторів доцентрових регулюємих: тип I з циліндричним збором рідини на робочий тиск від 6,4 до 10 МПа і продуктивністю по газу від 0,14 до 1 млн. м3/добу. Тип II з шаровим збором рідини на робочий тиск від 6,4 до 16 МПа і продуктивністю від 1 до 5 млн. м3/добу.
В конструкції газосепаратора передбачено розміщення підігріву по внутрішній порожнині збірника рідини. Продуктивність газосепаратора по газу в залежності від робочого тиску для забезпечення паспортного ступеня очистки газу від рідини регуються спец приладом, що складається з рухомого та нерухомого конусів завихрювала 5. Рухомий конус завихрювала переміщується обертанням штурвалу регулюємого приладу 6.
Газорідинна суміш, що входить через штуцер входу газа А, в доцентровому регуюємому сепараторі завдяки закрутці потоку в вертикальному циліндричному патрубці корпуса сепаруючого приладу 4. Закрутка потоку забезпечується використанням в конструкції сепаратора завихрювача. При проходженні газорідинного потоку через завихрював, рідина під дією інерційних та доцентрових сил відкидається на стінку циліндричного вертикального патрубка і стікає вниз по його стінці в збірник 2, звідти безперервно чи періодично удаляється через штуцер виходу конденсату В. Відсепарований газ відводиться з вертикального циліндричного патрубка через осьовий патрубок зі штуцера виходу газу Б. В верхній частині патрубка встановлений в вигляді розетки випрямляч потоку газу 3, що забезпечує стабілізацію потоку газу для
Система збору і підготовки нафто-газопромислової продукції на родовищі курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная Работа По Теме Математические Основы Информатики
Доклад по теме Зимой и летом в любом количестве
Сочинение Рассуждение По Цитате Белинского
Курсовая Работа Оформление Образец Xls
Курс 2022 Ру Курсовой Монитор
Курсовая работа: Кредит, его сущность и принципы. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Круговая тренировка на уроке физического воспитания в школе
Реферат по теме Манеры общения, взаимодействия с людьми
Дипломная работа по теме Реализации прав военнослужащих на свободу совести и вероисповедания
Входная Контрольная Работа 7 Класс Английский
Дипломная Работа Охрана Труда Скачать
Реферат: Лекции по механике
Дипломная работа по теме Проектирование участка ТР-2 мотор-вагонного депо
Как Написать Вступление Эссе
Реферат: Основные меры защиты внутреннего рынка при импорте товаров
Контрольная работа: Местные финансы
Курсовая работа по теме Инвестиции в сельское хозяйство (на примере ФГУП 'Урупское' Новокубанского района Краснодарского края)
Дипломная работа по теме Управление инвестиционными рисками на предприятии
Реферат: Установка операционной системы
Книга: Основи кримінально-правової кваліфікації (Навроцький)
Анатомия мышечной ткани - Биология и естествознание реферат
Аудиторская проверка кассовых и расчетных операций - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Нормативный метод учета затрат - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа