Пермский Государственный Технический Университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа

По дисциплине:

«Эксплуатация нефтегазопромысловых систем»

Вариант № 17

Выполнил: студент группы

РНГМ-02-1 Стихин А.И.

Проверил: Мордвинов В.А.

Пермь, 2007 г.

Задача № 1. Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень сепарации).

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Единица измерения	Символическое обозначение	Значение
Кол-во добывающих скважин	шт	Nскв	52
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн	41
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/т	Гф	95
Плотность нефти дегазированной (Р0=0,1 МПа, Т=20оС)	кг/м3	н.о.	855
Вязкость нефти дегазированной	МПа.с	н.о.	9,8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп. 1	0,45
Температура сепарации	К	Тсеп	285
Вязкость газа при условиях сепарации	МПа.с	г.с.	0,01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16,5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Pсеп. 2	0,12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14,2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м	Н	82
Коэффициент запаса производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	К3	1,2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о.	1,32

Решение:

1. Находим расход жидкости, через сепараторы, учитывая коэффициент запаса:

_мас = q_н ^. N_скв ^. К₃ = 41 ^. 52 ^. 1,2 = 2558,4

2. Определяем объемный расход нефти:

3. Определяем объемный расход газа через сепаратор:

4. Определяем плотность газа при температуре и давлении в сепараторе:

где - плотность газа при стандартных условиях; Р₀ = 0,1 МПа – атмосферное давление; Р = Р_сеп1;

Т₀ =273 К – нормальная температура; Т = Т_сеп; z и z₀ – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных (стандартных) условиях и при Р, Т; соотношение z/z₀ для условий первой ступени можно принять равным 0,95.

5. Технологический (гидравлический) расчет гравитационных сепараторов ведется на пропускную способность по газу. В этом случае рассматривается в виде сплошной фазы (сплошного потока), поднимающегося снизу вверх в сепараторе, а жидкость – в виде отдельных капель, опускающихся в потоке газа в нижнюю часть аппарата.

Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по газу:

;

где W_ч – скорость падения частицы жидкости под действием силы тяжести в неподвижном газе; V_г – скорость восходящего потока газа. Скорость опускания частицы жидкости в восходящем потоке газа

W_on = W_ч – V_г.

Скорость падения W_ч шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе определяемом по следующим формулам:

- при размере частиц не более 80 мкм воспользуемся формулой Стокса.

Значением d_ч = 50; 65; 80 мкм задаемся. Принимаем d_ч = 100 мкм.

где d_ч – размер (диаметр) частицы, м; и - плотность жидкости и газа при условиях сепарации, кг/м³; - динамическая (абсолютная) вязкость газа при условиях сепарации, Па^.с; g – ускорение свободного падения, м/с².

- для частиц размером 300 – 800 мкм воспользуемся формулой Алена.

Значением d_ч = 300; 350; 400 задаемся:

dч, мкм	Wч, м/сек
50	0,116
65	0,195
80	0,296
300	0,759
350	0,905
400	1,054

Далее строим график изменения W_ч от d_ч.

По графику определяем значение W_ч при d_ч = 100 мкм.

W_ч100 = 0.34м/сек

6. Определяем внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора при условии V_г = W_ч (d_ч=100мкм):

Выбираем ближайший больший стандартный размер сепаратора с условным диаметром D= 1,05 м, рабочее давление (максимальное) 0,6 МПа, максимальная пропускная способность по газу 720 тыс.м³/сут,

высота корпуса 4,110 м.

6. Определяем расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора при W_ч = V_г:

где L – длина сепаратора – расстояние между входным и выходным патрубками сепаратора, м ( можно принять L = 3м).

Выбираем горизонтальную сепарационную установку НГС 6-1600: с условным диаметром D = 1,6м, рабочее давление (максимальное) 0,6 МПа, максимальная пропускная способность по газу 340 тыс. м³/сут, по жидкости 5000 м³/сут.

8. Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости:

где W_п – скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости; V_ж – скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Скорость подъема (всплывания) пузырька газа в опускающейся жидкости W_вс=W_п-V_ж, в поднимающемся слое жидкости W_вс=W_п+V_ж.

Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости

где d_п – диаметр пузырька; - динамическая вязкость жидкости.

При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6мм.

9. Определяем пропускную способность выбранного сепаратора на пропускную способность по жидкости:

где F_р – площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в сепараторе.

- для вертикального сепаратора площадь зеркала принимается равной площади поперечного (нормального к направлению потока) сечения и отсюда:

- для горизонтального сепаратора площадь F_р является функцией уровня жидкости в сепараторе. При высоте подъема уровня жидкости в сепараторе, равной Х.

Находим площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в горизонтальном сепараторе:

Высоту можно принять 0,25D: Х=0,25 ^. 1,6=0,4.

Для отделения газа от нефти на первой ступени сепарации выбираем одну сепарационную установку НГС 6-1600, так как она обеспечит пропускную способность по газу.

Задача № 2. Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП).

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Еденицы измерения	Символическое обозначение	Значение
Количество добывающих скважин	шт	Nскв	52
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн	41
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/сут	Гф	95
Плотность нефти дегазированной (Р0=0,1 МПа, Т=200С)	кг/м3		855
Вязкость нефти дегазированной	мПа.с		9,8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп1	0,45
Температура сепарации	К	Тсеп	285
Вязкость газа при условиях сепарации	мПа.с		0,01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16,5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Рсеп2	0,12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14,2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м		82
Коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	Кз	1,2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о	1,32

Решение:

1. Определяем объемный расход одной скважины по нефти:

2. Определяем объемный расход нефти в нефтепроводе с учетом коэффициента запаса:

3. Определяем кинематическую вязкость нефти:

4. Определяем расчетный диаметр трубы:

где d – диаметр трубы, м; F – площадь сечения трубы, м².

Если при гидравлическом расчете нефтепровода неизвестны диаметр и давление в начале трубы, то задаются скоростью движения жидкости в пределах 1,0…1,5 м/с при вязкости от 1 до 150 мм²/с и 0,5…1,0 м/с – при более высокой вязкости. Для предварительного расчета скорость движения жидкости в трубе примем = 1,3 м/с.

Выбираем ближайшую стандартную трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): D_н=219мм, толщина стенки , внутренний диаметр трубы d=219-16=203мм.

5. Определяем точную скорость движения жидкости в трубе с внутренним диаметром 203мм:

6. Определяем потери напора на трение жидкости по длине трубы:

Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле Блазиуса:

Число Рейнольдса определим по формуле:

где Re – число Рейнольдса; - средняя скорость движения жидкости, м/с; d – внутренний диаметр трубы, м; v – кинематическая вязкость, м²/сек.

Так как 2320<Re<18954 принимаем режим течения турбулентным.

7. Давление Р₁ в начале трубопровода при полном заполнении его жидкостью определяем по формуле:

где Р₂ – давление в конце нефтепровода; - разница геометрических (высотных) отметок начала и конца нефтепровода: =H₂-H₁. По условию задачи отметка ЦСП выше отметки ДНС, то величину принимаем со знаком «+».

8. Определяем развиваемое насосом давление:

9. Находим напор, развиваемый насосом:

Расход нефти: Q = 95,23 м³/час

По рассчитанным параметрам выбираем центробежный секционный насос ЦНС 180-212. Подача 180 м³/час. Производительностью 106,6 м³/час. Характеристика насоса ЦНСн 180-212 испытана на воде 997 кг/м³ при частоте вращения 2950 об/мин.

Задача № 3. Гидравлический расчет газопровода от сепарационной установки (1-я ступень сепарации для группы нефтедобывающих скважин) до газокомпрессороной станции.

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Единицы измерения	Символическое обозначение	Значение
Количество добывающих скважин	шт	Nскв	52
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн	41
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/сут	Гф	95
Плотность нефти дегазированной (Р0=0,1 МПа, Т=200С)	кг/м3		855
Вязкость нефти дегазированной	мПа.с		9,8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп1	0,45
Температура сепарации	К	Тсеп	285
Вязкость газа при условиях сепарации	мПа.с		0,01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16,5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Рсеп2	0,12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14,2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м		82
Коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	Кз	1,2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о	1,32

Решение:

1. Определяем количество газа добываемого с одной скважины:

2. Определяем объемный расход газа с учетом коэффициента запаса в газопроводе:

3. Определяем внутренний диаметр газопровода.

Из формулы для определения объемного расхода газопровода находим расчетный диаметр трубы:

где Q – расход газа, м³/с; D – внутренний диаметр трубы, м; L – длина газопровода, км; Р₁ и Р₂ – давление в начале и в конце газопровода, Па; Т – средняя температура газа в газопроводе, К; - относительная плотность газа; Z – среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа и ровно 0,92 (из условия задачи 4).

Ближайшему стандартному значению выбираем трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): D_н=377мм, толщина стенки =9мм, внутренний диаметр трубы d=377-18=359мм.

4. Далее определяем пропускную способность газопровода для выбранного диаметра трубы:

Пропускная способность газопровода составляет

Q=1,36 ^. 86400м³/сут=286232,35м³/сут=0,286232млн.м³/сут

Вывод: Т.к. 2,813<3,3 м³/сек, то трубопровод данного диаметра подходит по пропускной способности.

Задача № 4. Построение графика изменения давления по длине промыслового газообразного коллектора. Схема газообразного коллектора.

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Единицы измерения	Символическое обозначение	Значение
Давление в начале газопровода	МПа	Р1	9,0
Давление в конце газопровода	МПа	Р2	8,1
Длина участков газопровода	км	L1 L2 L3	5,5 3,4 4,1
Температура газа в газопроводе(средняя)	К	T	283
Коэффициент сверхсжимаемости газа (средний)	безразм.	Z	0,92
Объемный расход газа на третьем участке	млн.м3/сут	q3	11,25

Решение:

1. Определяем расчетный диаметр труб, одинаковый для всего газопровода:

Объемными расходами газа на участках газопровода q₁ и q₂ задаемся и они будут равны:

- объемный расход газа на первом участке q₁=9млн.м³/сут=104,16 м³/сек.

- объемный расход газа на втором участке q₂=10млн. м³/сут=115,74 м³/сек.

q₃=11,25млн. м³/сут=130,21 м³/сек

D=0,465м=465мм.

По ГОСТ 8732-70 выбираем наибольший стандартный диаметр трубы 490мм, толщиной стенки 10мм и внутренним диаметром 470 мм.

2. Определяем давления в узловых точках Р_х1 и Р_х2 по формуле гидравлического расчета газопровода:

3. Определяем проверочным расчетом давление в точке Р₂:

4. Определим распределение давления по длине всего газообразного коллектора. Рассчитываем изменение давления на L₁=5,5 км участке газообразного коллектора при х₁=1км; х₂=2км; х₃=3км; х₄=4км; х₅=5км

где, x_i – расстояние от начала i-го участка до рассматриваемого сечения, для которого определяется давление Р.

Рассчитываем изменение давления на L₂ = 3,4 км участке газообразного коллектора при х₁=1км; х₂=2км.

Рассчитываем изменение давления на L₃ = 4,1км участке газосборного коллектора при х₁=1км; х₂=2км; х₃=3км.

Х, км	Р, МПа
0	9
1	8,95
2	8,9
3	8,85
4,0	8,8
5,0	8,75
5,5	8,72
6,5	8,66
7,5	8,6
8,9	8,49
9,9	8,42
10,9	8,34
11,9	8,25
13	8,16