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» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А», «Б» и «С», расположенные в 10, 5 и 2 км. от ЦПС соответственно. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 120, 40 и 20 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.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до7,2 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», «Б» и «С» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 100 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения, 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.
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 10000 – это длина сборного коллектора, приведённая к системе СИ.
Таким образом, потери давления на трение меньше чем максимальное значение на устье скважины, равное 10 атм, но т.к. мы пренебрегаем потерями на местных сопротивлениях и делали допущение о гомогенности потока, то потери давления на трение будут ещё больше, а необходимое начальное давление с учетом того, что конечное никак не может быть меньше 6 атм. может
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 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.
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 5000 – 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.
Месторождение С
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 5000 – 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 бескомпрессорным 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.