- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Глава 1. Технологическая часть 7
- •Глава 2.Техническая часть 73
- •Глава 3. Охрана труда 99
- •Введение
- •Глава 1. Технологическая часть
- •1.1 Анализ системы сбора продукции скважин
- •Свойства пластовой нефти Тверского месторождения
- •Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Тверского месторождения
- •Сведения о состоянии нефтепромысловых трубопроводов Тверского месторождения
- •Характеристика действующих выкидных линий по срокам эксплуатации
- •Характеристика действующих нефтегазосборных и напорных трубопроводов по срокам эксплуатации
- •Технологический режим работы на 01.01.2016
- •Блок-схема системы сбора продукции скважин
- •1.2 Анализ работы агзу
- •Устройство и принцип работы.
- •Выводы по анализу системы сбора продукции скважин
- •1.3 Анализ днс Тверская
- •Характеристики сырья
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Деэмульгатор дин-4
- •Физико-химические показатели деэмульгаторов дин-4
- •Технологическая схема Тверской днс
- •1.4 Анализ упсв «Горбатовская»
- •Характеристика сырья
- •Технологическая схема упсв Горбатовская
- •Характеристика вспомогательных материалов
- •Характеристика изготовляемой продукции
- •Характеристики продукции в течение прохождения технологического процесса
- •Описание технологического процесса
- •Описание технологической схемы
- •1.5 Анализ упн г. Нефтегорска
- •Технологическая схема упн Нефтегорская
- •Физико-химическая характеристика изготовляемой продукции
- •Физико-химическая характеристика вспомогательного сырья
- •1.6 Анализ системы ппд
- •Описание технологической схемы.
- •Химическая стабильность и совместимость пластовых вод
- •Требования к качеству воды
- •Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для сброса попутно добываемых вод
- •Предполагаемые объемы строительства объектов и сооружений системы поглощения на Тверском месторождении
- •Глава 2.Техническая часть
- •2.1 Гидравлический расчет простого однофазного трубопровода
- •Параметры трубопровода
- •2.2 Гидравлический расчет простого двухфазного трубопровода.
- •Параметры трубопровода
- •Технологический режим скважины
- •2.3 Расчет нефтегазового сепаратора
- •Механический расчет
- •2.4 Технологический расчет отстойника
- •Исходные данные
- •Усредненное распределение дисперсной фазы по d
- •Глава 3. Охрана труда
- •3.1 Меры безопасности при работе на упн
- •Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок
- •Литературный обзор на тему«Системы сбора продукции скважин за рубежом»
- •Принципиальные технологические схемы сбора и обезвоживания нефти на месторождениях в фрг
- •Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин, содержащей сероводород
- •Технологическая схема подготовки нефти с применением резервуаров и деэмульсаторов (Нигерия)
- •Технологическая схема обезвоживания нефти (Венесуэла)
- •Технологическая схема сбора и обработки нефти (Иран)
- •Патентный обзор на тем: «Современные ингибиторы солеотложения»
- •Список использованной литературы
Параметры трубопровода
Название |
Расход газа, м3/с |
Диаметр х толщина стенки, мм |
Протяженность трубопровода, м |
ДНС Тверская -> вр. в газопровод Горбатовка |
0,0562 |
219х6 |
1300 |
Таблица 2.2
Исходные данные
Длина первого участка трубопровода |
L1=1300 м |
Внутренний диаметр первого участка трубопровода |
Dвн1=0,219 м |
Расход газа на участке |
Q1=0,0562 м3/с |
Плотность газа |
в=1,471 кг/м3 |
Динамическая вязкость газа |
в=2,1*10-6Па*с |
Абсолютная шероховатость труб |
е=1*10-3 м |
Разность геофизических отметок конца и начала трубопровода |
ΔZ=0 |
Допустим, что мы имеем дело с течением газа при малой величине относительного перепада давлений.
Малая величина перепада давлений определяется соотношением:
(2.1)
где:
Ротн – относительный перепад давлений;
ΔР – абсолютный перепад давлений по трубопроводу;
Рс – среднее давление в трубопроводе.
В этих условиях сжимаемостью газа можно пренебречь, т.е. считать, что:
Течение газа с большими скоростями, сравнимыми или превышающими скорость звука в этом газе, в нефтегазовой промышленности не используется, а поэтому и не будет рассматриваться.
В случае изотермического течения искомый перепад давления или напора может быть определён по уже неоднократно применяемым формулам Дарси – Вейсхбаха или Лейбензона, как и для однофазной жидкости.
Для горизонтального трубопровода потери вычисляем по формулам Дарси-Вейсбаха:
|
(2.2) |
где
- длина трубопровода, м;
-
внутренний диаметр трубопровода, м;
-
ускорение силы тяжести, м/с2;
-
плотность газа, кг/м3;
-
потеря давления, Па;
-
коэффициент гидравлического сопротивления,
зависящий в общем случае от режима
течения жидкости и шероховатости стенок
трубопровода;
-
средняя скорость течения газа, м/с,
определяем по формуле:
|
(2.3) |
где - динамическая вязкость газа, Па×с.
где - плотность газа, кг/м3.
Однофазный газ может течь только турбулентно. Определим числа Рейнольдса Re, Reпер1и Reпер2.
|
(2.4) |
где v – средняя скорость движения газа в трубе, м2/с.
Турбулетное течение может быть трех типов:
|
|
|
|
|
|
|
(2.5) |
|
(2.6) |
где – относительная шероховатость внутренней стенки трубы.
|
(2.7) |
где е – абсолютная шероховатость труб, м.
Находим число Рейнольдса на участке:
Так как Reпер1<Re<Reпер2, следовательно, имеем переходный режим на нашем участке. Для переходного режима определяется по формуле Белоконя:
|
(2.8) |
По формуле определим среднюю скорость течения газа, м/с:
|
(2.9) |
По формуле (2.1) найдем потери в трубопроводе на участке:
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:
Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%.

,