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
Новое ситуационное задание № 4
С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс.т/год. Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа.с при температуре продукции не выше 30оС. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.). Попутный газ на 85 % об. состоит из метана, 10 % об этана и 5 % об. пропана и бутанов. После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.
Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно. Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9 млн.м3/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ. Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС. УКПН совмещена с ГСМН. Других потребителей не имеется.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения и схему обустройства ЦПС, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, а на ЦПС имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм. производительностью до 9 млн.м3/год
Рассмотрим МЕСТОРОЖДЕНИЕ А
Все эксплуатационные скважины выкидными линиями связываются с соответствующими АГЗУ типа «Спутник». После замера дебита каждой скважины по нефти и газу продукция поступает в сборный коллектор. Дальше возможны 3 варианта.
Ι вариант.
Вся продукция под собственным давлением по сборному коллектору, выполненному в одну нить, поступает на ЦПС, где после многоступенчатого разгазирования направляется для подготовки на УКПН и УКПГ соответственно (основной вариант технологической схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения.
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всём протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси - Вейсбаха.
Сразу воспользоваться данной формулой невозможно так как в неё входит ряд пока нам неизвестных величин: λ и Vcр.
Для нахождения Vcр. воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, так как в неё входит пока неизвестная нам величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведём значение G в систему СИ.
тогда
где 0,1 – значение внутреннего диаметра трубопровода приведённое к системе СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ предварительно необходимо определить число Re, для чего воспользуемся формулой:
где 0,02 Па·с – это значение динамической вязкости, взятое из условия и приведённое к системе СИ.
Так как полученное значение критерия Рейнольдса Re>2320, то у нас турбулентный режим течения. Различают 3 разновидности турбулентного режима, в каждой свои формулы для нахождения коэффициента гидравлического сопротивления λ. Поэтому, прежде всего необходимо однозначно определить с какой разновидностью турбулентного режима мы имеем дело. Для этого воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой не представляется возможным так как величина относительной шероховатости внутренней стенки трубы ε ещё не известна. Для её определения воспользуемся формулой:
где, e – абсолютная шероховатость внутренней стенки трубы (из справочника для новых стальных труб 0,1 мм).
Тогда
так как 2320<Re<Reпер.1 то мы имеем режим гидравлически гладких труб. Тогда λ определяется по формуле:
Тогда
Где 60000 – это длина сборного коллектора, приведённая к системе СИ.
Таким образом, потери давления на трение даже в начальный период эксплуатации больше чем максимальное значение на устье скважины, равное 10 атм., не говоря уже о том, что мы пренебрегаем потерями на местных сопротивлениях и делали допущение о гомогенности потока. В противном случае потери давления на трение будут ещё больше, а необходимое начальное давление с учетом того, что конечное никак не может быть меньше 6 атм. может даже превысить максимальное давление гидравлических испытаний.
ЗНАЧИТ ВЫБРАННЫЙ ВАРИАНТ СИСТЕМЫ СБОРА НЕ ПОДХОДИТ.
ΙΙ вариант.
Сборный коллектор выполнен в форме лупинга(разновидность основного варианта технологической схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения.
Тогда объёмный расход в каждой нитке уменьшится в 2 раза, средняя линейная скорость уменьшится в 2 раза и число Рейнольдса также уменьшится в 2 раза.
, , .
Так как Re<2320 то имеем дело с ламинарным режимом течения, а это значит, что λ необходимо искать по формуле:
тогда
Таким образом, потери давления на трение даже в начальный период эксплуатации больше чем максимальное значение давления на устье скважины, равное 10 атм., не говоря уже о том, что мы пренебрегаем потерями на местных сопротивлениях и делали допущение о гомогенности потока. В противном случае потери давления на трение будут ещё больше.
ЗНАЧИТ ВЫБРАННЫЙ ВАРИАНТ СИСТЕМЫ СБОРА НЕ ПОДХОДИТ.
ΙΙΙ вариант.
Вся продукция под собственным давлением направляется на первую ступень сепарации, вынесенную непосредственно на месторождении. Разгазированная нефть с помощью ДНС отправляется для подготовки на УКПН, а выделившийся газ по отдельному трубопроводу на УКПГ соответственно (дополнительный вариант технологической схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения.
Разгазированная (после первой ступени сепарации) нефть, доходя до ЦПС должна направляться на вторую ступень сепарации, значит, конечное давление в сборном коллекторе не может быть менее 4 атм.., а потери давления на трение (даже без учёта потерь на местных сопротивлениях при допущении о гомогенности потока и пренебрежение возросшей вязкостью жидкости после первой ступени сепарации) составляет не менее 76 атм. Примем обычное значение дополнительных вышеперечисленных потерь в размере 20% от потерь давления на трение, что составит порядка 15,3 атм.
Таким образом, насосы ДНС должны развивать давление не ниже 95,3 атм., что превышает давление гидравлических испытаний.
ВЫВОД: Жидкая фаза после первой ступени разгазирования должна поставляться на ЦПС на вторую ступень сепарации по лупингу. В этом случае насосы на ДНС должны развивать давление всего 24,4 атм. Придавая некий запас, принимаем окончательное необходимое давление на уровне 30 атм. Понижение давления до 7,2 атм. К концу 10 летнего срока эксплуатации в этом случае на транспорт жидкой фазы никак не повлияет. Конечно, можно было бы обойтись и одной ниткой, проложив сборный коллектор из труб большего диаметра, но это противоречит условию.
Если газ первой ступени сепарации будет поставляться на ЦПС по отдельному трубопроводу, выполненному в одну нитку, то потери на трение составят:
0,05·76=3,8 атм.
Поскольку конечное давление в газопроводе не может быть менее 4 атм. (газ подаётся в сепаратор второй ступени) то начальное давление должно быть не менее 7,8 атм., что выше давления первой ступени сепарации.
ВЫВОД: Транспорт газа возможен только компрессорным методом с первого дня эксплуатации.
Рассмотрим МЕСТОРОЖДЕНИЕ Б
Все эксплуатационные скважины выкидными линиями связываются с соответствующими АГЗУ типа «Спутник». После замера дебита каждой скважины по нефти и газу продукция поступает в сборный коллектор. Дальше возможны варианты.
Ι вариант.
Вся продукция под собственным давлением по сборному коллектору, выполненному в одну нить, поступает на ЦПС, где после многоступенчатого разгазирования направляется для подготовки на УКПН и УКПГ соответственно (основной вариант технологической схемы сбора).
Проверим возможность подобного решения.
Сделаем допущение, что исходная смесь находится в сборном коллекторе в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии и определим потери давления на трение на всём протяжении сборного коллектора, пренебрегая соответствующими потерями на всех местных сопротивлениях.
Для этого воспользуемся уравнением Дарси - Вейсбаха.
Сразу воспользоваться данной формулой невозможно так как в неё входит ряд пока нам неизвестных величин: λ и Vcр.
Для нахождения Vcр. воспользуемся формулой:
Сразу воспользоваться данной формулой также невозможно, так как в неё входит пока неизвестная нам величина Q.
Для нахождения Q воспользуемся формулой:
Переведём значение G в систему СИ.
тогда
где 0,3 – значение внутреннего диаметра трубопровода приведённое к системе СИ.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ предварительно необходимо определить число Re, для чего воспользуемся формулой:
где 0,02 Па·с – это значение динамической вязкости, взятое из условия и приведённое к системе СИ.
Так как Re<2320 то имеем дело с ламинарным режимом течения, а это значит, что λ необходимо искать по формуле:
Тогда
Где 10000 – это длина сборного коллектора, приведённая к системе СИ.
Таким образом, потери давления на трение в сумме с необходимым конечным давлением (6 атм.) намного меньше устьевого давления даже в конце десятилетнего срока эксплуатации месторождения. Пренебрежение потерями на местных сопротивлениях и допущение о гомогенности потока могут увеличить потери не более чем на 20% (0,18 атм.), что опять меньше устьевого давления.
ЗНАЧИТ ВЫБРАННЫЙ ВАРИАНТ СИСТЕМЫ СБОРА ПОДХОДИТ.
Перейдём к рассмотрению схемы ЦПС. Раз схема УКПГ выполнена в одну нитку, то безкомпрессорным методом на неё поступает максимальное количество газа, то есть это газ первой ступени сепарации. Раз имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм., то его выгодно задействовать на поджатие газа количество которого максимально после газа первой ступени сепарации – это газ второй ступени. Газ третей ступени поджимать нечем (эжектирование не даст необходимого давления в 6 атм.), поэтому приходиться использовать его на местные нужды, а избыток сжигать на факеле благо его количество минимально.
На ЦПС отсутствует необходимость
Таким образом, схема сбора может быть изображена следующим рисунком.