Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Институт экономики, управления и права

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

ЭНГПО.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

332 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 42 3 4 > Следующая >>>

Контрольная работа №2 по разделу 2 осуществление контроля за работой, проведения технического обслуживания и текущего ремонта оборудования, применяемого при сборе нефти и газа

Задания к контрольной работе Теоретические вопросы

Таблица 1 - Номера вариантов и контрольных вопросов

Вариант	Номера вопросов
1	1	16	30	46
2	2	17	31	47
3	3	18	32	48
4	4	19	34	49
5	5	20	35	50
6	6	23	36	51
7	7	22	37	52
8	8	21	39	53
9	9	24	38	54
10	10	25	40	55
11	11	27	41	56
12	12	28	42	57
13	13	26	43	58
14	14	29	44	59
15	15	33	45	60

Вопросы для контрольной работы

Развитие нефтяной и газовой промышленности на современном этапе
Этапы развития и эксплуатации нефтяного месторождения.
Основные требования, предъявляемые к организации сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Сущность двухтрубной самотечной системы сбора нефти и газа
Сущность Грозненской высоконапорной системы сбора нефти и газа.
Сущность системы сбора Гипровостокнефти.
Сущность системы сбора продукции на месторождениях Западной Сибири.
Основной вариант унифицированной технологической схемы комплексов сбора и транспорта нефти, газа и воды нефтеперерабатывающих районов. Описание схемы и рекомендации по применению.
Особенности сбора и транспорта нефтей, содержащих сероводород.
Преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и воды.
Значение измерения продукции скважин.
Старые методы измерения продукции скважин.
Принципиальная технологическая схема замерной установки «Масса» и ее описание.
Автоматизированная групповая замерная установка «Дельта», ее назначение, преимущества, технологическая схема.

Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник», ее модификации, принцип действия.
Принципиальная технологическая схема замерной установки БИУС и ее описание.
Измерение расхода газа и жидкости непосредственно в трубопроводе.
Краткое описание приборов, применяемых для измерения.
Классификация промысловых трубопроводов. Сортамент труб
Выбор трассы трубопроводов
Порядок проведения работ при сооружении трубопроводных трасс.
Понятие о коррозии. Виды коррозии трубопроводов.
Методы защиты от коррозии внутренней и наружной поверхности промысловых трубопроводов.
Арматура трубопроводов, ее виды, устройство, условия применения.
Перекачка высоковязких и парафинистых нефтей. Подогреватели нефти типа ПТТ, ПП и ПТ.
Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений.
Основные требования к составлению проектов разработки и промыслового обустройства.
Дозаторные установки.
Потери углеводородов в трубопроводном транспорте
Категории трубопроводов
Конструктивные требования к промысловым трубопроводам
Устройство подводных переходов трубопроводов.
Переходы под автомобильными и железными дорогами.
Понятие опрессовки. Порядок проведения опрессовки.
Методы защиты трубопроводов от коррозии и удаления отложений, применяемые в ОАО «Татнефть».
Обслуживание промысловых трубопроводов
Оптимизация системы промыслового нефтесбора
Концевой делитель фаз.

Трубчатый газовый коалесцентор.
Дожимные насосные станции
Аппарат АОСВ-2. Устройство и принцип действия
Влияние климата на выбор трубопроводной трассы.
Схемы укладки трубопровода.
Нагрузки и воздействия на трубопровод.
Земляные работы при укладке трубопровода
Особенности строительства трубопроводов при содержании в продукции сероводорода.
Виды естественных и искусственных препятствий при прокладке трубопроводов.
Устройство переходов через водные преграды.
Подруеловая укладка трубопровода.

Переходы через дороги для газопроводов, для нефтепроводов.
Воздействие нефтегазопромыслового строительства на окружающую среду.
Счетчики нефтепродуктов «Норд», устройство, принцип действия.
Счетчики нефтепродуктов «Тор», устройство, принцип действия.
Насосы для перекачки нефтепродуктов.
Влагомеры, устройство, принцип действия.
Сварочно-монтажные работы при строительстве трубопроводных трасс.
Катодная защита трубопроводов.
Протекторная защита трубопроводов.
Требования к материалу и качеству труб, применяемым в строительстве трубопроводов

Задачи для контрольной работы ~~Задача 1.~~ Определить диаметр трубопровода, потребный напор насоса и мощность электродвигателя для его привода при перекачке нефти с ДНС на центральный пункт сбора по данным, приведенным в таблице 2.

~~Задача 2.~~ Произвести гидравлический расчет простого трубопровода. Исходные данные в таблице 3.

~~Задача~~ 5. Определить массовый и объемный расходы для газопровода. Исходные данные в таблице 4.

~~Задача 4.~~ Произвести механический расчет трубопровода. Исходные данные в таблице 5.

Таблица 2-Данные для решения задачи

м—1 п

№ варианта

С а

С\ О

'3-

—

О 'н

чо

еч

сч

г-

•о

1Г)

'П

•о

'П

го

”3-

«о

г-

ГО

l-н

го

г-

ГО

тг

'П

«о

1Г)

'О

cL 2

оо

го

УГ)

г-

оо

ГО

Q. *

оо

■Ч"

TJ-

тг

ТГ

■Ч"

>0 гг

• чг

* т

ГГ

°° 1

^ с

Я с

<4 о

Ч о

<* ©

^ о

9 о

Я О

~ о

> £

О -

о -

т—н т

1—*

1—1 —

< Г—-

f—< f—и

о —

Таблица 3-Данные для решения задачи

Параме

№ варианта

тры

Q, т/сут

оо

гм

L, м

со

го

г-

оо

(Ч

го

Z_H, М

го

г-

«п

го

Z_k, М

чо

г-

оо

•п

г-

СЧ

р, кг/м³

СЧ

оо

го

оо

г-

оо

го

оо

V, м²/с

тг

°° О о —

in t ос о о

о о —

Сп t

04 о

о ^

2 о

• •Ч’ 2! 2

- 2

• TJ-

^ о

S 2

о —

in 'Т 04 О b

2 2

in 't о о

• ^ ^— ©

in t —: о

оо

Таблица 4-Данные для решения задачи

параметры

варианты

длина газопровода L, км

100

120

130

135

125

145

140

СЧ

128

106

наружный

диаметр

(Ч

сч

<ч

СЧ

сч

го

ГО

го

сч

го

сч

го

г-

оо

г-

газопровода D, мм

толщина стенок с,

СЧ

ГО

Г-

r-Г

ОО

сч

мм

абсолютное

давление в начале

го

оо

СЧ

сч

газопровода р_Н;

г-

МПа

абсолютное

давление в конце

—

СЧ

го

ОО

—_;

го

сч

газопровода р_к,

^г”^н

’—¹

^,_н

’—'

СЧ

МПа

плотность газа при

го

оо

(Ч

г-

ГО

сч

стандартных

/ 3

оо

условиях р_г , КГ/М'

коэффициент

динамической

<ч

го

—

сч

ГО

—

сч

го

—

СЧ

ГО

—

<ч

го

—

вязкости газа ji,

10'⁶Па-с

коэффициент сжимаемости z

0.93

0.92

0.95

0.93

0.92

0.95

0.93

0.92

0.95

0.93

0.92

0.95

0.93

0.92

0.95

температура

грунта на глубине

1П

г-

—;

г*^

заложения

1п

>П

1п

1П

газопровода Т,°С

Эквивалентная

шероховатость

оо

Г-

тг

внутренней

поверхности труб

к_э, мм

Таблица 5-Данные для решения задачи

№	Наименование	Обо знач ени е	Числовые данные по вариантам
№	Наименование	Обо знач ени е	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	Внутренне давление в трубопроводе, МПа		5.5	5.6	5.7	5.8	6.0	5.9	6.5	6.3	6.2	6.4	6.1	5.8	5.7	5.4
2	Температурный перепад, °С	дт	53	52	54	56	57	58	59	60	65	63	64	62	66	55
3	Наружный диаметр трубопровода, мм	Аг	530	630	720	820	920	530	630	720	820	920	530	630	920	820
4	Толщина стенки трубопровода, мм	6	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	11	11	13	14
5	Диаметр с изоляцией, мм	п	534	634	726	826	926	534	634	726	826	926	534	634	926	826
6	Нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа	R*	510
7	Нормативное сопротивление сжатию труб, МПа		353
8	Коэффициент условия работы трубопровода	m	0.75
9	Коэффициент надежности по материалу	К,	1,34
10	Коэффициент надежности по материалу	§с₂	1,15

Коэффициент надежности по назначению трубопровода

к*

Коэффициент

перегрузки

Коэффициент упругости металла трубы

Рут

0,3

Методические указания к решению задач К задаче 1.

~~Пример решения задачи 1.~~ На дожимной насосной станции (ДНС) в сепараторе первой ступени поддерживают давление 0,6 МПа. Длина сборного коллектора, идущего от "Спутника" до ДНС, L= 10 км и (внутренний) диаметр его D= 0,3 м. Сборный коллектор горизонтален. Объем перекачиваемой нефти G=3800 т/сут, ее плотность р =0.8 т/м³, кинематическая вязкость v= 100 мм²/с. Определить необходимый начальный напор Н_н или начальное давление р_н.

Решение.

Определяем скорость нефти

- -1 - ^АС — 3800 - 4 , ₇г ,

^s ~86 400r.£²p 86 400 • 3,14 • О.З² • 0,8 ~ ’ ^М °*

Определяем критерий Re Re = vD/i = 760 • 300/100 = 2280.

Так как Re < 2320, режим ламинарный.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяют по (4)

= 64/Re - 64/2280 = 0,028.

Гидравлические потери давления находят по (2)

йр=1~ f 0,028-—5^800 = 217000 Па = 0,217 МПа.

Начальное давление рассчитывают по (2)

Рн = р» + '• J р » 0,6 + 0,216 = 0,616 МПа.

К задаче 2.

Г идравлический расчет простого трубопровода (трубопровода с постоянным диаметром без ответвлений на пути движения жидкости) сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности G_v, необходимого начального давления Р_н, диаметра трубопровода

В основе гидравлических расчетов трубопроводов лежит уравнение

/7 I ^P^| J «1°1 ч /у , ^р2 , <*и₂

(Zi+ + — ) - (Л₂ + + — ) - П„ (I)

pq 2q pq 2q

Бернулли.

где, Z- геодезическая отметка, м Р - давление, Па р- плотность жидкости, кг/м v- средняя скорость жидкости, м/с

а- коэффициент Кориолиса (в практических расчетах а=1) h_n- путевые потери напора, м.

Выражение в скобках определяет полную механическую энергию, приходящуюся на единицу массы жидкости в соответствующем сечении трубопровода.

Все члены уравнения Бернулли определяют соответствующий напор. Первый член Z выражает потенциальную энергию положения жидкости и называется геометрическим напором.

Второй член Pj~~/ р~~ q- потенциальная энергия давления жидкости и называется пьезометрическим напором.

Третий член a v ²/2q - удельная кинетическая энергия движущейся жидкости и называется скоростным напором.

Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутреннее трение жидкости по длине трубопровода и из потерь на местные сопротивления (внезапные сужения и расширения потока, повороты и др.). h„ = h_ip+h_H ^2^

При гидравлическом расчете напорного нефтепровода местными сопротивлениями можно пренебречь.

Так как в этом случае скорость жидкости по длине не меняется, то формула (1) для простого трубопровода принимает вид.

Ц= =ь_Ф -AZ, p-q (3)

где ~~Н -~~ напор, создаваемый в начальной точке трубопровода, м.в.ст.;

AZ- разность геодезических отметок начальной и конечной точки трубопровода;

~~АР -~~ перепад давления.

Формула (3) может быть представлена в виде:

ДР = Р_тр-AZ - p-q,

(4)

где, Р ~~_тр~~- потери давления на трение по длине трубопровода. Потери напора на трение по длине трубопровода определяют по формуле Дарси-Вейсбаха.

где, L - длина трубопровода, м

Д - внутренний диаметр трубопровода, м

Я - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения и относительной шероховатости внутренней поверхности трубы.

Число Рейнольдса определяется по формуле:

_Rc₌ ~~о-Д~~-р ₌

Ц V

(7)

где, р - плотность жидкости, кг/м³

р- динамическая вязкость жидкости, Па^-с Средняя скорость определяется как

о - — , «/С

(8)

где Q - объемный расход жидкости, м /с

Если Re < 2320, то течение жидкости ламинарное, в этом случае шероховатость стенки не оказывает влияние на коэффициент гидравлического сопротивления и Я определяется по формуле Стокса.

R_c

(9)

Если Re>2800, то наступает турбулентное течение и

0.3164

X = —

~\[*^е (ю)

В области 2320 < Re < 2800 наблюдается переходный режим

X =(0,16- Re - 13) * 10'⁴

(П)

Мощность насоса при перекачке нефти определяется по формуле:

N = ~~^ ^ Р' Ч~~ _кр_т 1000 • п

(

где, Q' - объемная подача насоса, м /с; Q - Q/86400

12)

1ача I

~~г] -~~ общий к.п.д. насосной установки.

Порядок проведения расчета.

Определяем площадь сечения нефтепровода

_F = —9 м³

3600 ■ р * t ■ и_ср ’

где, Q- производительность нефтепровода, т/сут

р - плотность нефти, т/м

~~Т -~~ суточная производительность перекачки, ч t=24 ч. v ~~_ср~~- средняя скорость движения нефти в трубе в зависимости от

вязкости (см.таблицу)

~~Кинематическая вязкость, см /с~~	~~Рекомендуемые скорости~~
~~Кинематическая вязкость, см /с~~	~~при нагнетании~~	~~при всасывании~~
0.01-0.3	1.5	1.0
0.31 -0.75	1.3	1.0
0.76-1.5	1.0	0.8
1.51 -4.4	0.8	0.6
свыше 4.4	0.6	0.4

2. Определяем диаметр нефтепровода (внутренний).

, М

0,785

Принимаем ближайший больший диаметр по ГОСТ с учетом толщины стенок (приложение 1). Для принятого диаметра уточняем среднюю скорость движения нефти.

м/с

3600 • р•t•F

_где F = 0,785 d_CT\ м²

~~dcm~~— стандартный диаметр, м.

Определяем параметр Рейнольдса и режим движения жидкости по формуле (7).
По формулам (9), (10) или (11) (в зависимости от к) определяем коэффициент гидравлического сопротивления.
Находим потери напора (давления) на трение по формулам (5) и (6).
Определяем необходимый напор (давление) насоса по формулам (3) и

(4).

Определяем мощность насоса по формуле (12).

К задаче 3.

Массовый расход газа для установившегося изотермического режима течения определяется по формуле

* )/$

т V ~~

G_M
р1)0^ь

>₍₁₎

где р_н, р_к — соответственно давления в начале и в конце газопровода длиной L ; D - внутренний диаметр; Я— коэффициент гидравлического сопротивления; z— коэффициент сжимаемости газа; R — газовая постоянная, Т — температура окружающей среды (принимается постоянной).

Коэффициент гидравлического сопротивления для зоны смешанного трения определяют по универсальной формуле ВНИИгаза

, _плй7/!58 , ^2кэ\⁰'²

^тр = 0>⁰⁶⁷ Ir7 + ~~-гг}~~

При ^ 2^(3)

формула (3) будет иметь вид

имеем

/2А_а\о.г х_тр = 0,067 (-£-]

По данным ВНИИгаза, для новых труб к_э, = 0,03 мм. Тогда из (6) получим

где D —диаметр, мм.

Граница между смешанными и квадратичным режимами течения определяется зависимостью

При Re > Re~~_nep~~ — квадратичный режим течения, при Re < Re~~_nep~~ - смешанный.

Число Рейнольдса

где v — средняя по сечению трубы скорость газа; v и /г— соответственно кинематическая и динамическая вязкости.

При технических расчетах коэффициент гидравлического сопротивления (с учетом кранов, задвижек и т. д.) можно принимать

). = (1,03 — 1,05) Х_тр. ^ 10)

Тогда основная расчетная формула (1) с учетом (7) запишется

Здесь Q — расход, млн. м³/сут; — относительная плотность газа; D—

диаметр, мм; р_н и р_К — давления, МПа; Т — температура окружающей среды, К; L — длина газопровода, км. Коэффициент а изменяется от 0,96 до

При квадратичном режиме а = 1. Коэффициент д учитывает влияние подкладных колец и колеблется в пределах 0,95—0,975; при отсутствии колец ~~д =~~ 1. Коэффициент эффективности Е учитывает фактическое состояние внутренней поверхности газопровода. Для новых труб без специальных покрытий ~~Е -~~ 1. Если необходимо определить давление р на расстоянии х от начала газопровода, то удобно использовать зависимость

Так как в газопроводах закон падения давления по длине имеет нелинейный характер, то среднее давление определяется как среднеинтегральное

2 I , Pi

Pep— 3 lЯн ~~-i-~~ . .

' " (13)

Пример решения задачи 3.

Определить массовый и объемный расходы для газопровода длиной L- 100 км, с наружным диаметром 720 мм и толщиной стенок 10 мм. Абсолютное давление в начале газопровода р_н = 5 МПа, в конце р_к= 1,1 МПа. Плотность газа при стандартных условиях р_г - 0,8 кг/м³, газовая постоянная R= 8,31 Дж/(моль-К). Коэффициент динамической вязкости газа ц= 12-10'⁶ Па-с, коэффициент сжимаемости z=0,93. Температура грунта на глубине заложения газопровода 5 °С. Эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб к_э=0,2 мм.

~~Решение.~~ Задаваясь квадратичным законом сопротивления по (6) определяют коэффициент гидравлического сопротивления

Х_ТР =0,067 0,0149.

В соответствии с (10) расчетное значение принимают \= 0,0157. По (1) определяют массовый расход

С„ = 1 /"ZISZMM^EZZ -- 555 кг'с 4 У 0.0157-0,93 8.31 • 278 ■ 100 • !0³

по (2) объемный расход

S55

⁼ 08* “ ^{1069 м3/с} = Ю69 • 3600 = 3,85 • 10⁵ м³/ч = 92,35 млн. м³/сут.

К задаче 4.

Подземные трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

Толщину стенки трубы находится исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметр трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов.

Расчетную толщину стенки труб 8, см следует определять по формуле (1)

п - Р • D_H

S = -—— ,см (1)

2-СЙ1+П-Р)'

где п - коэффициент перегрузки;

Р - внутреннее давление в трубопроводе, МПа;

D_H - наружный диаметр трубопровода, см;

/?! - расчетное сопротивление металла труб растяжению, МПа;

Расчетное сопротивление материала труб растяжению и сжатию и R_z,

МПа определяется по формулам:

R? -т R_x = т^—; МПа (2)

fcl * fc ||

Я? •т *2=^-7-; МПа (3)

к. 2 ■ К-н

Где m - коэффициент условий работы трубопровода;

fci, fc₂- коэффициент надежности по материалу;

к_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Коэффициент условий работы трубопровода принимаем равным ш=0,75. Коэффициент надежности по назначению трубопровода выбираем равным fc*=l,0.

Внутренний диаметр трубопровода 0_Ш вычисляется по зависимости

= D_M — 2 • 8; (4)

Продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействия с7_ПРЛ-,

МПа определяем по формуле

п ■ р * D_Bp ⁼ ~^а ' Е • At + * - — ,, (5)

■ й

Где ~~а -~~ коэффициент линейного расширения, град"¹~~,а =~~ 0,000012 град^-1;

Е - модуль упругости материала трубы, МПа, Е=206000МПа; м - расчетный температурный перепад, °с, At = 55 ^:С;

jBiu - коэффициент поперечной деформации Пуассона пластической стадии работы металла, = 0,3

Коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояние метала труб = Jl - 0,75 • - 0.,5 • (^Lf^) ; (6)
Расчетная толщина стенки с учетом влияния осевых сжимающих напряжений определяется по зависимости

п•Р•Du

Б = ¹ : мм (7)

2 - 0^1 • Я_а +я-Р) ^U^}

Проверка трубопровода на прочность производится по условию

^аПРл1 - (Ю

Где ч*₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

Коэффициент *Р₂ определяем по формуле

4*2 =

Где (7_КЦ - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа.

Кольцевые напряжения и~~_кц~~, МПа определяем по формуле

72 * Т) * JD о и

»«ц = ~~2 •~~ g МПа(10)

9.Определяем максимальное значение отрицательного температурного перепада М_,°С по формуле

Dbh

R-l + 0.25“П'р

At_ = — —; °С (11)

®вн

0.Определяем максимальное значение положительного температурного перепада М₊,°С по формуле

Ц⁾₁ • -0,25-п-р

At* = —; °С (12)

а-Е

11 .Произведем проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации.

Определяем кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления МПа по формуле

*“=^;МПа(13)

I ' О

Коэффициент *F₃, учитывающий двухосновное напряженное состояние металла труб определяем по формуле

о£, \ о?

T_S= ji-0,75-Мн-Д— -0.5-—,(14)

\) \о,9-»я */ ~~М-к~~_я^н>

Минимальный радиус изгиба оси трубопровода р, см определяем по формуле

Е ' D_H . ..

йижг = 7 ™ ' ГГп 7» ММ (15)

Где ~~Рущ, -~~ коэффициент упругости металла трубы, равный ^_}Т1р = о,з.

Минимально допустимый радиус упругого изгиба должен быть не менее i?_isr>i200%. 14.Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействия а"(+),МПа определяем по формуле

g*(+) = ^Яупр
Р ~~— -а-Е'М-~~;МПа(16) ^пр ’ ' 2 • 3 2 ■ р

Отрицательно значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействия с?" (-), МПа определяем по формуле

< (-) = ~~^ЙУЯР~~₂ ^Р ‘ ~~~ ~ ос~~ • Е • М~ ^; МПа (17)

£. * О Z- * р

Проводим проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации по условиям

•щ

^прлг I S ■ — — _ ^ . (18)

а" < —■ Я?.(19)

*‘^ц 0,9 • ²

.Вычисляем сопротивление материала труб растяжению и сжатию

соответственно по формулам (6.2) и (6.3)

510-0.75

Н_г = — — = 235.5 МПа;

1.34 • 1

353 ■ 0.75

Я, = = 230 МПа.

1.15 ■ 1

2.Определим толщину стенки по формуле (1)

■ 5,9 • 820

§ = = 9 мм.

2 - (285,5 + 1Д • 5,9)

Принимаем предварительное значение толщины стенки ~~8 =~~ 12мм.

Внутренний диаметр трубопровода D_BH

D_BH = 820-2 • 12 = 796мм.

Продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействия o~~_nPN~~, Мпа

11-59- 820

a_nPjY = -0,000012 ■ 206000 • 55 + 0,3 - - = —69,4 МПа.

2. * Lz

Подставляем значения в формулу (6) и вычисляем коэффициент,

учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб

Рж= Рн'^пн⁺ Рв' ^пв 12

я Dl = hp_m g— 13

(4) 20

(7) 21

(8) 21

(9) 21

(П) 21

(12) 21

^ч’^^-°'⁷⁵-(шГв) -°'⁵вд ^{= 0}-³⁸' 28

"Р 2-12 2 -1500 = -20,9 МПа. 30

^ 0,3-5,9-796 206000-0,82 30

^пр 2-12 2-1500 30

о_ч = (d_H²*(pH- Pr)*q) / 18ц_Г (1) 34

_Dr₌ \[рн~Рг)*Я _f_м (7) 35

T*r t_K (Тн ^— t_K ) — (T_K — t_H) 39

AU ²'³⁰³'S'f 40

М_б - At_H 40

Он ) (Т* tpr) 40

Q =К- F- At а) 40

Т, 41

(7). 42

Р' = тг4— -м² (8) 42

Q 42

* c_B.(tg—t_H) 42

(5) 43

>^Аж (8) 43

“W ~ ‘ж’ ₍₁₀) 43

' f«w_e(₁₆^| 44

Расчетная толщина стенки с учетом влияния осевых сжимающих

напряжений

1,1 • 5,9 • 820

~~§ =~~ = 10,6 мм.

• (0,856 • 285,5 + 1,1 • 5,9)

Принимаем значение толщины стенки 6 = 12 мм.

Кольцевые напряжения а_т, Мпа

■ 5,9 • 796 о~~_га~~ — —— — 215,3 МПа.

^кц 2 • 12

Подставляем полученный результат в формулу (9) и находим коэффициент

f'215,3\^¹ , 215,3

^ч’^^-°'⁷⁵-(шГв) -°'⁵вд ^{= 0}-³⁸'

9.Определяем максимальное значение отрицательного температурного перепада М_,° С

796

285,5 4- 0,25-1,1- 5,9 ~

a f 1^-- _ 1 cq or*

000012 - 206000

10.Определяем максимальное значение положительного температурного перепада At₊_I°С по формуле (12)

0,856 • 285.5 - 0,25 • 1,1 • 5,9 •

ДГ+ = — = 55,3 “С.

0,000012 • 206000

.Рассчитываем условие прочности по формуле (8)

69,4<0,38-285,5

69,4<108,49

Условие прочности | сг_ПР^| £ 4Y R± выполняется.

12.0пределяем кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления

<т^,Мпа

„ 5,9 ■ 796 <т& = ~~^ —~~ = 195,7 МПа

кц 2-12

Коэффициент Ч>₃, учитывающий двухосновное напряженное состояние металла труб

195 7 \ 195 7

Ъ =

-⁰’⁷⁵'! wb -°-⁵'075—= °'⁴⁸⁵- Д9-1 / 0,9 ■ 1^J

Рассчитываем минимальный радиус изгиба оси трубопровода по формуле (15)

206000•820

_ 3.291141 мм.

Принимаем для дальнейших расчетов минимального радиус упругого изгиба оси трубопровода R_K._r > 1500 м,

Положительное значение продольного напряжения от нормативных

НагруЗОК И ВОЗДеЙСТВИЯ №*(+), МПа

_ч 0,3 -5,9 -796 206000-0,82

~~о*(+) =~~ 0,000012 • 206000 • 55 „ — =

"Р 2-12 2 -1500 = -20,9 МПа.

16.Отрицательно значение продольного напряжения от нормативных

нагрузок и воздействия er*(-), МПа

^ 0,3-5,9-796 206000-0,82

~~о*(-) =~~ 0,000012 • 206000 • 55 ,~~_ГА~~ ----- =

^пр 2-12 2-1500

= -133,6 МПа.

Принимаем в расчет большее по модулю значение из а" {+) и сг^(-), т.е. а = -133,6 МПа, Так как принятое значение напряжения меньше ноля, то уточненное значение коэффициента Ч>₃ = 0,485.

П.Проводим проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации

Подставив значения в неравенства (18) и (19), получаем следующие

зависимости на недопустимые пластические деформации

133,6<142,7

195,7<294,2

Условие проверки трубопровода на недопустимые пластические деформации выполняется.

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №3

по РАЗДЕЛ 3 ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ КОНТРОЛЯ ЗА РАБОТОЙ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Вопросы для контрольной работы

Классификация и назначение сепараторов.
Основные секции сепараторов и их назначение
Оценка эффективности работы сепаратора.
Выбор оптимального числа ступеней сепарации.
Схема центробежного (гидроциклонного) сепаратора, ее описание.
Сепарационные установки с предварительным отбором газа типа УБС, их устройство, схема.
Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН, их устройство, схема.
Сепарационные установки с предварительным сбросом пластовой воды типа УПС,

их устройство, работа, условия применения.

Техника безопасности и охрана окружающей среды при обслуживании сепарационных пунктов.
Понятие о нефтяных эмульсиях и условия их образования.
Физико-химические свойства нефтяных эмульсий.
Основные методы разрушения нефтяных эмульсий.
Технологическая схема установки подготовки нефти с блочным оборудованием, применяемая при герметизированной системе сбора нефти. Описание схемы и оборудования.
Электрические способы обессоливания и обезвоживания нефтей.
Типы электродегидраторов принцип их работы.
Отстойники для обезвоживания нефтей (ОГ), их устройство и принцип работы.
Оборудование установок подготовки нефти (теплообменники, блоки нагрева, каплеобразователи и др.), их назначение и конструкции.
Теплообменники, устройство, принцип работы.
Блочное оборудование по подготовке нефти типа УДО, его устройство, принцип работы.
Назначение, механизм действия и классификация деэмульгаторов.
Узел реагентного хозяйства установки промысловой подготовки нефти, назначение, состав оборудования.
Техника безопасности и охрана окружающей среды при подготовке нефти.
Назначение и виды резервуаров, область применения.
Оборудование товарных резервуаров и его назначение.
Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах.
Измерение количества и определение качества товарной нефти в резервуарах.
Автоматизация измерения количества и определения качества товарной нефти.

Принципиальная схема станции учета нефти (СУН).
Безрезервуарная сдача нефти в магистральный нефтепровод.
Обслуживание резервуарного парка.
Нефтяные насосные станции, их назначение.
Водопотребители нефтегазодобывающих предприятий. Нормы водопотребления.
Требования, предъявляемые к закачиваемой в пласт воде.
Установки очистки сточных вод закрытого типа, их сущность принцип действия.
Установки очистки сточных вод открытого типа, принцип действия.
Существующие установки подготовки сточных вод по закрытой схеме (по

принципу отстоя, фильтрации, флотации, электрофлотации).

Мероприятия по снижению коррозии труб и оборудования сточными водами.
Схема водоочистной станции и технологический процесс водоподготовки.
БКНС (блочные кустовые насосные станции), их схемы и оборудование.
Системы сбора природного газа.
Требования, предъявляемые к подготовке и транспорту газа на промыслах.
Гидраты и борьба с ними.
Основные отличия сепараторов для природного газа и нефти.
Сепараторы, применяемые на установках подготовки природного газа.
Методы и технологические схемы подготовки газа.
Осушка газа и выделение конденсата за счет дроссель-эффекта. Технологическая схема.
Осушка газа и выделение конденсата за счет холода, получаемого в детандерах. Технологическая схема.
Осушка газа на абсорбционных установках. Технологическая схема.
Осушка газа и выделение конденсата на адсорбционных установках. Технологическая схема.
Выделение конденсата из газа на маслоабсорбционных установках. Технологическая схема.
Очистка нефтяного и природного газа от сероводорода и углекислого газа.
Одоризация газа, характеристика одорантов и одоризационные установки.
Назначение, состав и оборудование компрессорных станций.
Типы и характеристики компрессоров, применяемых для сбора и транспортирования газа.
Применение попутного газа.
Сепарация обводненных нефтей.
Сепарация пенистых и эмульсионных нефтей.
Выбор числа ступеней сепарации.
Установка улавливания легких фракций нефти.

Задачи для контрольной работы по подготовке скважинной продукции ~~Задача 1.~~ Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность вертикального гравитационного сепаратора по газу и жидкости. Исходные данные приведены в таблице 6.

~~Задача 2.~~ Произвести механический расчет сепаратора. Исходные данные взять из таблицы 6.

~~Задача 3.~~ Определить необходимую поверхность холодильника (теплообменника) и расход воды при прямотоке и противотоке при охлаждении нефти. Исходные данные приведены в таблице 7.

~~Задача 4.~~ Оценить пропускную способность отстойника по жидкости при заданном диаметре отстойника и свойствах флюидов. Исходные данные приведены в таблице 8.

Таблица 6-Данные для решения задач

Параме

№ ва]

эианта

тры

Р, МПа

оо^

v©

оэ

9 0

^ П

Т, К

*П

1—1

y—i

315

318

сч

СП

Д. м

<Э

СП

—

СП

1 A

1 s

о"

Рн, КГ/М³

.—1

СП

865

870

оо

ро, кг/м³

СП

1,17

1,18

Цн?

мПах

чо

СП

Г-'

r—-

СП

°°c

7,21

7,55

СП

vo"

Tf⁴

СП

oo"

vo"

Цг,

мПах

о"

0,011

0,012

0,013

0,014

0,015

0,016

0,017

0,01

0,011

0,012

0,013

0,014

0,015

0,016

d_H, мкм

СП

ГЧ

сп

СП

ГЧ

СП

Г-

0,96

0,99

о"

Q, т/сут

ГЧ

СП

г-

235

250

ГЧ

Примечание:

1 кг/м³=10"³ т/м³; 1 мПа^-с=10'³ Па^-с ; 1 мкм=10'⁶ м

Таблица 7-Данные для решения задач

парамет	№ варианта
ры	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Gj, кг/ч	о	о	о	о	о	О	о	о			о	о	о	о	о
	о	о	о	о	о	О	о	о	о	о	о	о	о	о	о
	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о	о
	о	(N		40	00	о	(N	'*3-	о	о	—	СП	in	г-	ON
				^,“"¹		(N	ГЧ	(N		ON
н a: О	80	85	90	95	80	85	90	95	80	85	90	95	80	85	90
Тк ,0С	35	38	40	42	35	38	40	42	35	38	40	42	35	38	40
t„, 6С	18	20	22	24	26	19	21	23	25	18	20	22	24	26	19
t'K, 6С	30	32	34	36	31	33	35	37	28	30	32	35	28	30	31
t"K, 6С	37	40	45	42	38	44	48	50	40	45	47	49	44	48	50
к,
Вт/м²* С
	о	о	о	о	о	in	in	in	in	о	о	о	о	о	in
	in	40	г-	оо	ON	in	40	г-	оо	in	40	г-	00	ON	in
	<N	гм	гч	(N	(N	ГЧ	(N	гч	гм	гм	гч	гч	гч	гч	гч

Таблица 8-Данные для решения задачи

параме

тры

вариант

Диаметр ника, м

2.4

3.0

3.4

2.4

3.0

3.4

2.4

3.0

3.4

2.4

3.0

3.4

2.4

3.0

3.4

Плотность

кг/м³

820

840

860

880

900

830

850

870

890

840

860

880

900

830

850

Плотность

<г/м³

112

115

109

1095

110

109

111

114

1145

1167

1117

115

114

108

1078

Обводнен )мульсии на

Вязкость мПа *с

3.5

3.6

3.7

3.8

3.9

4.0

3.5

3.6

3.7

3.8

3.9

4.0

3.8

3.9

4.0

Методические указания для решения задач по подготовке скважинной

продукции К задаче 1.

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепарации.

Выпадение капелек и твёрдых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности плотностей газовой и жидкой фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчётная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твёрдых частиц движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, то есть о_г < г)_ч

Скорость осаждения капельки жидкости (твёрдой частицы), имеющей форму шара, можно определить по формуле Стокса:

о_ч = (d_H²*(pH- Pr)*q) / 18ц_Г (1)

где, ~~щ -~~ скорость осаждения частицы, м/с

d_H - расчётный диаметр частицы (капельки нефти), м рн; Рг - соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора, кг/м³ q- ускорение свободного падения, м/с², q = 9,81 Цг- динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па* с

Плотность газа в условиях сепаратора определяем по формуле: р_г= p₀*(P/Po)*(T/To)*(l/Z), кг/м³ (2) где ро - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³

Р и Р₀ - соответственно давление в сепараторе и атмосферное давление, Па

-Ро = 1,013*10⁵, Па

Т - абсолютная температура в сепараторе (Т = 273 +1), К То - абсолютная нормальная температура (То = 273), К Z - коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеального

Скорость подъёма газа в вертикальном сепараторе на практике определяют по формуле:

Ор⁼ \)ц / 1,2, м/с (3)

Суточная производительность сепаратора по газу: Уг = (86400*1)_г*0,785*Д^¹*Р*Т_о) / (Z*P₀*T), м^² (4) Где, Д - внутренний диаметр сепаратора, м
Расчёт вертикального сепаратора по жидкости к тому, чтобы получить скорость подъёма уровня жидкости Ож в нём меньше скорости всплывания газовых пузырьков, то есть о_ж < и_г

Суточная производительность сепаратора по жидкости определяется по формуле:

С>_ж= 36964 Д²*(с1г²*(рн- рг)*ч)/18ц_н, м³ (5)

Скорость подъёма уровня нефти в сепараторе:

г>н = Q_H/ 86400*F*p_H = Q_H/ 86400*0,785* Д²*р_н, м/с (6)

Где р_н - плотность нефти, (т/м³)

Пузырьки газа успеют всплыть прио_г> о_н.

Принимают о_г на 0,001/0,002 м/с больше, чемо_н и определяют диаметр пузырьков газа по формуле Стокса.

v_r *18 *jU_H

_Dr₌ \[рн~Рг)*Я _f_м (7)

Порядок выполнения расчёта:

Определяют:

К задаче 2.

При работе сепаратора стенки и днище его подвергаются действию равномерно определённого избыточного давления р. Силы, действующие на днище, стремятся разорвать цилиндрическую часть сепаратора по перечному сечению (02 - о₂). Давление на боковые стенки стремится разорвать сосуд по образующим цилиндра (oj - ~~с\).~~

Обозначив соответственно диаметр, длину и толщину стенки сепаратора через Дс, I, 5, определим напряжение С] и о₂.

Силы, действующие на днище и растягивающие цилиндрическую часть сепаратора вдоль образующих, равны:

(1)

*Дс р = р* 4 _? Па

(2)

лощадь, воспринимающая эти силы, представляет кольцо толщиной 8 и диаметром Дс.

S = тс*Дс*5

Отсюда аксиальные напряжения, действующие вдоль оси цилиндра, будут равны:

Р*((я-*Д²с)/4) р * д_с

(3)

* Дс * д _ 4 5

силами N.

ангенциальные напряжения 0| можно найти разрезав сепаратор диаметральной плоскостью и отбросив верхнюю часть. На диаметральную плоскость в оставленной части сепаратора действует давление р, которое

(4)

равновешивается

р*Дс*1 = 2*N

отсюда

ж* Дс* 1

(5)

= 2~

N ж* Дс

(6)

, = 5*1= 2*S , Па

Расчёт ведут по о_ь так как оно в два раза больше о₂. В практических

расчётах a_t заменяют допускаемым напряжением R, вводят коэффициент запаса прочности сварных швов ф и, делая прибавку С на коррозию, получают формулы для определения толщины стенки через внутренний, наружный и средний диаметры.

вн

оп*Д

Рж= Рн'^пн⁺ Рв' ^пв 12

я Dl = hp_m g— 13

(4) 20

(7) 21

(8) 21

(9) 21

(П) 21

(12) 21

^ч’^^-°'⁷⁵-(шГв) -°'⁵вд ^{= 0}-³⁸' 28

"Р 2-12 2 -1500 = -20,9 МПа. 30

^ 0,3-5,9-796 206000-0,82 30

^пр 2-12 2-1500 30

о_ч = (d_H²*(pH- Pr)*q) / 18ц_Г (1) 34

_Dr₌ \[рн~Рг)*Я _f_м (7) 35

T*r t_K (Тн ^— t_K ) — (T_K — t_H) 39

AU ²'³⁰³'S'f 40

М_б - At_H 40

Он ) (Т* tpr) 40

Q =К- F- At а) 40

Т, 41

(7). 42

Р' = тг4— -м² (8) 42

Q 42

* c_B.(tg—t_H) 42

(5) 43

>^Аж (8) 43

“W ~ ‘ж’ ₍₁₀) 43

' f«w_e(₁₆^| 44

Толщину эллиптических днищ определяют по формулам (7), (8), (9), при этом в числитель вводят коэффициент перенапряжения У, зависящий от отношения Н/Д (где Н - высота выпуклости эллиптического днища).

Р_0П*Д_Н*У

Рж= Рн'^пн⁺ Рв' ^пв 12

я Dl = hp_m g— 13

(4) 20

(7) 21

(8) 21

(9) 21

(П) 21

(12) 21

^ч’^^-°'⁷⁵-(шГв) -°'⁵вд ^{= 0}-³⁸' 28

"Р 2-12 2 -1500 = -20,9 МПа. 30

^ 0,3-5,9-796 206000-0,82 30

^пр 2-12 2-1500 30

о_ч = (d_H²*(pH- Pr)*q) / 18ц_Г (1) 34

_Dr₌ \[рн~Рг)*Я _f_м (7) 35

T*r t_K (Тн ^— t_K ) — (T_K — t_H) 39

AU ²'³⁰³'S'f 40

М_б - At_H 40

Он ) (Т* tpr) 40

Q =К- F- At а) 40

Т, 41

(7). 42

Р' = тг4— -м² (8) 42

Q 42

* c_B.(tg—t_H) 42

(5) 43

>^Аж (8) 43

“W ~ ‘ж’ ₍₁₀) 43

' f«w_e(₁₆^| 44

Порядок выполнения:

Определяем толщину стенки корпуса сепаратора по формуле (8), приняв Роп ⁼ 2Р.
Определяем толщину днища по формуле (10). Коэффициент перенапряжения У в практических расчётах принимается равным 1,06.

К задаче 3.

Для проектирования процесса передачи теплоты необходимо наличие некоторой разности температур между горячим и холодным теплоносителями. Эта разность температур является движущей силой

процесса теплопередачи и называется температурным напором, то есть пропорционально поверхности теплообмена F, температурному напору At и времени т, то есть

Q = К • F ■ At • т

Где К - это коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом теплопередачи и представляющий собой количество теплоты, прошедшей через единицу времени при температурном напоре, равном единице Вш/(м² • °С).

В процессе теплообмена обычно изменяются температуры теплоносителей, а, следовательно, и температурный напор.

Характер изменения температуры жидкости, движущейся вдоль поверхности нагрева, зависит от схемы ее движения.

В теплообменных аппаратах применяются в основном три схемы движения жидкости:

прямоточная, когда горячая или холодная жидкость протекает в одном направлении (рис 1 (а));
противоточная, когда горячая и холодная жидкость протекают в противоположно друг к другу направлении (рис 1 (б));
перекрестная, когда жидкости протекают в перекрестном направлении.

Рис 1. Характер изменения температуры рабочих жидкостей в прямотоке (а) и противотоке (б)

Рассматривая кривые изменения температуры при прямотоке, видно, что нельзя нагревать входящий холодный теплоноситель с начальной температурой t_H выше температуры выходящего горячего теплоносителя, Т_к, то есть всегда t_K<T_K, что обуславливается термическим сопротивлением стенок теплообменника. При противотоке конечная температура холодного теплоносителя t_K может быть выше конечной температуры горячего теплоносителя Т_к.

При прямотоке в противотоке, которые преимущественно используются в теплообменных аппаратах, температурный напор определяется по средне логарифмической или среднеарифметической разности температур.

Он ^— tн ) ~ ^— t#)

At™ = _т — , для прямотока (1)

■г г 1 н ht

Ln;

At_CD = —^; ——r , для противотока (2)

^v f Ah Lk

T*r t_K (Тн ^— t_K ) — (T_K — t_H)

Вместо формул (1) и (2) можно записать одну:

AU ²'³⁰³'S'f

(3)

at_cp =

Где At₆,At_M - разность температур между потоками;

At₆ - большая разность, Д£_м - меньшая разность.

Если отношение At₆_f/At_M > 2, то определяется средне- логарифметическая температура по формуле (1) и (2), если отношение At₆₎/At_n < 2, то определяется среднеарефметическая температура по формуле:

(4)

(5)

(6)
_б - At_H

ср

н ) (Т* tpr)

cp - ₂

Oh ~ tn ) ~ (T~~к ~~~ ^н)

Atcp =

Если теплообмен происходит без фазовых или химических превращений, а удельные теплоемкости практически не зависят от температуры, то уравнение теплового баланса теплообменника можно записать так:

Q - количество теплоты, Вт

Под тепловой нагрузкой Q понимается количество теплоты в Вт, передаваемой за единицу времени:

t и

А
=К- F- At а)

■»

б)

■Н


			У

Тг

Порядок проведения расчета

Определяем тепловую нагрузку (в Вт) из левой части уравнения

(7).

Q ~~~ Qrop~~ ⁼ ^5qq ' ^^и ' Он ^— Т_к.), Вт

Где С_н - теплоемкость нефти, С_и = 2200 Дж/(кг • °С)

Из правой части уравнения (7) определяем расход охлаждающей воды при прямотоке, С^кг/ч.

⁼ г 7г~7 v^3600<^Kr^/4

Где С_в,- теплоемкость воды, С_в. = 4190 ДжДкг • °С).

Определяем средний температурный напор при прямотоке по формуле (1) и (5).
Из формулы (8) определяем необходимую поверхность нагрева при прямотоке:

Р' = тг4— -м² (8)

К - At_cp

<<< < Предыдущая 12 / 42 3 4 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.06.20151 Мб72Эконометрика, лекции.pdf
#
26.03.201690 Кб146Экономика Гарипова.doc
#
01.07.2025184 Кб2Экономика и организация предприятия.doc
#
01.06.201525 Кб135эл тетрадь1.docx
#
01.06.201535 Кб193Электрический ток.docx
#
01.07.2025332 Кб1ЭНГПО.docx
#
01.06.201517 Кб186Эссе Долозина Юлия ЭЭ14-02Эбез.doc
#
01.06.201586 Кб132Юридические лица, к.р..doc