Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» планируется ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б» с высоковязкой и высокозастывающей нефтью, расположенные в 100 и 2 км от ЦПС соответственно. Разрабатывать месторождения предполагается 62-я и 23-я механизированными скважинами соответственно с закачкой в продуктивный пласт горячей воды.
Объём добываемой нефти будет поддерживаться на уровне 300 и 50 м3/ч соответственно с устьевым давлением порядка 4 атм. при температуре не более 550С и вязкости целевой продукции до 25 м2/ч при 100С. Добываемая продукция представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы от 48 до 50 % мас. с первого дня эксплуатации при концентрации механических примесей с эквивалентным 200 мкм на уровне 1 % мас. Температура застывания нефти 30С, а газовый фактор не превышает 20 м3/м3 нефти при н.у.; причём, попутный газ на 98 % об. состоит из углеводородов от С1 до С4 с теплотой сгорания порядка 10000 ккал/кг. Сероводород и другие агрессивные компоненты в попутном газе отсутствуют.
Месторождения планируется связать с ЦПС, где сооружаются УКПН и УКПГ необходимой мощности, трубопроводами с наружным 426 мм и толщиной стенки 9 мм, способным выдержать давление в 60 атм. Все трубопроводы будут проложены подземно на глубине 2 м со среднегодовой температурой окружающей среды +50С и теплопроводностью грунта 5 Вт/м.0С Предложите систему сбора для месторождения «А» и «Б» если коэффициент крутизны вискограммы для отсепарированной нефти 0,008 1/0С, при её плотности 935 кг/м3; коэффициент объёмного расширения нефти 0,000657 1/ 0 С, теплоёмкость нефти 2000 Дж/кг. 0С, а теплопроводность нефти и стали 12,5 и 50 Вт/м 0С соответственно. Объём закачиваемой воды не превышает объём добываемой нефти. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте разгазированной нефти. Испарение лёгких фракций нефти при максимальном давлении в трубопроводе, идущем на ЦПС, начинается со 1050С.
РЕШЕНИЕ.
Основные проблемы для таких месторождений сводятся к следующему:
Продукция обводнена с первого дня;
Эмульсия стойкая и легко стареет;
Вязкость продукции очень высокая;
Нефть легко застывает;
Собственное давление незначительно.
Вывод: принудительный транспорт всей этой продукции (даже с нагревом) на ЦПС при значительных расстояниях крайне невыгодное дело.
Значит, прямо на месторождениях надо так преобразовать продукцию, чтобы доставить ее до ЦПС с минимальным количеством промежуточных насосных станций и промежуточных подогревов.
РАСЧЕТ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ А
Для этого, прежде всего теплоизолируем все подземные трубопроводы пенополиуретановым покрытием с наружным слоем из ПХВ. Затем теплоизолируем все необходимые аппараты торкретбетоном. После этого отделим от продукции воду и попутный газ, который в основном уже образовал самостоятельную фазу. Отделение воды сразу понизит в несколько раз вязкость продукции, а отделение свободного газа обезопасит транспорт нефти на ЦПС от появления газовых пробок и обеспечит топливом месторождение. Правда, одна часть газа, растворяясь в нефти на ЦПС, понизила бы вязкость смеси, но метан, растворяясь лишь частично при давлениях транспортирования, привел бы к появлению двухфазной смеси, а это повысило бы вязкость.
При этом оптимальное расположение соответствующих аппаратов следующее:
Продукция подогревается в теплообменнике дымовыми газами до 80-85оС и проходит отстойник О-1 и сепаратор С-1, где освобождается от 90-95% имеющейся воды и практически всего попутного газа (давление в сепараторе чуть больше атмосферного). Именно 2 аппарата гарантируют такое отделение воды. Отстойник стоит первым т.к. часть газа, будучи растворенной, понижает вязкость дисперсной среды. Для облегчения отстоя на каждом ГЗУ дозируется деэмульгатор.
Оставшаяся нефть подогревается в печи П-1 до 100оС и с помощью ДНС (60атм) подается на ЦПС. При этом в нее добавляется депрессатор, который еще понижает вязкость нефти, а главное снижает температуру застывания нефти на 25оС.
Отделившаяся вода легко отделяется от крупных механических примесей в гидроциклоне, подогревается в печи и идет на закачку.
Отделившийся газ частично используется в качестве топлива, а частично с помощью КС откачивается на ЦПС.
Все вышеперечисленное изображено на следующем рисунке:
Осталось только проверить – нужны ли промежуточные ДНС и КС.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд пока нам неизвестных величин: и
Для нахождения воспользуемся формулой:
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,0069 м2/с это значение кинематической вязкости, взятое при 10оС и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re<2320 у нас ламинарный режим течения, а это означает, что необходимо находить по формуле:
тогда
Итак: дополнительных ДНС не говоря уже о КС не потребуется.
РАСЧЕТ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Б
Допустим, что нефть остынет до температуры грунта (но не застынет). Определим потери давления на трение, распространяя эти условия на весь трубопровод и пренебрегая потерями на местных сопротивлениях. Подобный расчет имеет большой запас «прочности».
Для этого также воспользуемся уравнением Дарси-Вейсбаха:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным, т.к. в нее входит ряд пока нам неизвестных величин: и
Для нахождения воспользуемся формулой:
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления предварительно необходимо определить число Рейнольдса, для чего воспользуемся формулой:
где 0,0069 м2/с это значение кинематической вязкости, взятое при 10оС и переведенное в систему СИ.
Т.к. полученное значение критерия Re<2320 у нас ламинарный режим течения, а это означает, что необходимо находить по формуле:
тогда
Так как устьевое давление больше потерь на трение, то месторождение может отправлять продукцию напрямую на ЦПС.
Схема сбора будет выглядеть следующим образом: