Киселевского месторождения
.pdf
8. Плотность растворенного в нефти газа, кг/м |
3 |
ρг |
1,211 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
9. Динамическая вязкость нефти, Па·с |
|
μн |
0,01094 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
10. |
Динамическая вязкость газа, Па·с; |
|
μg |
0,0000091 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
11. |
Объемная доля растворенного в нефти газа |
α |
0,370 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
12. |
Массовая доля растворенного в нефти газа |
|
х |
0,013 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
13. |
Абсолютная шероховатость, м |
|
e |
0,0015 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Результаты расчета
1.Определим методику расчёта.
Для этого найдём значения показателей W и н/ г и сравним их с табличными [16].
|
|
0,01094 |
|
н |
|
|
|
|
= |
0,0000091 = 1202,198 |
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
Удельную массовую скорость квазижидкости находим по формуле, (кг·м2/с):
W = |
G |
, |
|
S |
|||
|
|
где G – массовый расход, кг/с;
S – площадь сечения трубы, м2.
|
|
G = Q , |
G |
= |
0,00089 · 875 = 0,779 кг/с |
1 |
|
124
(13.1)
(13.2)
(13.3)
Консорциум н е д р а
125
|
|
|
|
G2 = 0,0017 · 875 = 1,488 кг/с |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
|
|
|
|
|
|
S = |
2 |
, |
|
|
|
|
|
|
|
вн |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
S = |
|
3.14 · 0,1522 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
= 0,018 м2 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.14 · 0,2032 |
|
|
|
|
|
|
|
S2 |
= |
4 |
=0,032 м2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W1 |
= |
0,779 =43,278 кг·м2/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,018 |
|
|
|
|
|
|
|
W2 |
= 1,488 |
=46,5 кг·м2/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,032 |
|
|
|
Так как |
|
н |
|
1000 и W 100 в обоих случаях, то применяем методику Локкарта-Мартенелли [16]. |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Следовательно, базовым уравнением для расчёта является:
(13.4)
2 |
Рf |
2 |
Рg , |
(13.5) |
Ртр = f |
= g |
где Рf - потери давления, которые были бы, если бы по трубе текла только нефть с тем же массовым расходом,
Па;
Рg – потери давления, которые были бы, если бы по трубе тёк только газ с тем же массовым расходом, Па;
Фf, Фg – поправочные коэффициенты.
|
2 |
= 1 + |
С |
+ |
1 |
|
, |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f |
|
Х |
|
Х |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
(13.6)
Консорциум н е д р а
|
2 |
=1+ C Х + Х |
2 |
, |
|
|
|
||
|
g |
|
|
|
где Х2 – параметр Мартенелли;
С – параметр двухфазности, берётся из таблицы в зависимости от Ref и Reg.
Для этого по формуле найдём значения чисел Рейнольдса по жидкости и по газу:
Re |
|
= |
4 Q |
f |
|
|
f |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
f |
|
D |
|
|
|
||
|
|
|
f |
|||||
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
Re |
|
= |
4 Q |
g |
|
g |
||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
g |
|
D |
|
|
|||
|
|
|
g |
|||||
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
Qf |
= Q (1− ) |
, |
||||||
где Qf – расход жидкой фазы в объёме трубопровода, м3/с;
- объёмное газосодержание.
Qf |
1 |
= |
0,00089 · (1- 0,37)= 0,0006 м3/с |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Qf |
2 |
= 0,0017 · (1- 0,37)= 0,0011 м3/с |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re f 1 |
= |
4 · 0,0006 · 875 |
= 402,188 |
|
|
|
|||||
|
3.14 · 0,152 ·0,01094 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
4 · 0,0011 · 875 |
|
|
|
|
|
||
Re f 2 = |
|
= 552,1 |
|
|
|
||||||
3.14 · 0,203 ·0,01094 |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
= Q − Q |
f |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
g |
|
|
|
где Qg – расход газовой фазы в объёме трубопровода, м3/с.
126
(13.7)
(13.8)
(13.9)
(13.10)
(13.11)
Консорциум н е д р а
Q |
=0,00089 - 0,0006 =0,00029 м3/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
g1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Reg1 = |
4 · 0,00029 · 1,211 |
= 323,435 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3.14 · 0,152 ·0,0000091 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Qg 2 |
= 0,0017 - 0,0011 =0,0006 м3/с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Reg 2 = |
4 · 0,0006 · 1,211 |
= 501,058 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3.14 · 0,203 ·0,0000091 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Параметр Мартенелли можно найти следующим способом: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
2 |
1 |
|
2 |
−n |
|
g |
|
f |
|
n |
||
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Х |
|
= |
−1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
х |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f |
|
g |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
127
(13.12)
где х – массовое газосодержание;
n – эмпирический показатель степени. Для участка АВ принимаем n=1.
Х |
2 |
|
1 |
||
|
=
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1- |
0,013 |
2-1 |
|
1,211 |
|
0,01094 |
|
1 |
||
|
0,0132 |
|
|
· |
875 |
· |
|
|
=126,324 |
|
|
|
|
|
0,0000091 |
|
|
||||
Для участка ВС принимаем n=1.
Х2
2
=
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1- |
0,013 |
2-1 |
|
1,211 |
|
0,01094 |
|
1 |
||
|
0,0132 |
|
|
· |
875 |
· |
|
|
=126,324 |
|
|
|
|
|
0,0000091 |
|
|
||||
Выбираем из таблицы [методичка] для участка АВ трубопровода, для случая, когда Ref 2000 и Reg 2000 значение параметра двухфазности С=5.
Консорциум н е д р а
2 f 1
=
1+
128
5 |
+ |
1 |
= 1,453 |
|
126,324 |
||
126,324 |
Выбираем из таблицы для участка ВС трубопровода, для случая, когда Ref 2000 и Reg 2000 значение параметра двухфазности С=5.
|
2 |
|
= |
|
|
|
|
|
f |
2 |
|
Рf можно найти по формуле Дарси-Вейсбаха:
1+
5 |
+ |
1 |
= 1,453 |
|
126,324 |
||
126,324 |
|
|
|
L v |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
|
= |
|
c |
|
f |
, |
f |
D |
|
2 |
|
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
в |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
(13.13)
где - коэффициент гидравлического сопротивления; vc – средняя скорость движения жидкости в трубе, м/с.
= |
64 |
, |
|
Re |
|
||
|
f |
|
|
|
|
|
|
2 |
= |
|
64 |
|
= 0,159 |
|
402,188 |
||||||
2 |
= |
64 |
= 0,116 |
|||
552,1 |
||||||
v |
|
= |
Q |
f |
, |
|
|
|
|||||
c |
S |
|||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
v |
|
= |
0,0006 |
= 0,033 м/с |
|
с1 |
0,018 |
||||
|
|
(13.14)
(13.15)
Консорциум н е д р а
129
Р |
f 1 |
|
|
|
|
Р |
f 2 |
= |
|
|
|
|
vс 2 |
= |
0,0011 = 0,034 м/с |
|
|
|
|
0,032 |
|
= |
0,159·80·0,0332 · 875 |
= 39,87 Па |
||
|
|
2·0,152 |
||
|
|
|
|
|
0,116·12600·0,0342 · 875 |
= 3641,4 Па |
|
2·0,203 |
||
|
Зная обе составляющие, находим потери на трение обеих участков трубопровода по формуле (13.5).
Р |
|
|
1 |
Р |
= |
2 |
|
= 1,453 · 39,87 = 57,931 Па
1,453 · 3641,4 = 5290,954 Па
Найдём общие потери давления при движении продукции от скважины до АГЗУ-1 Ивановского месторождния.
|
Р |
трi |
|
i |
|
= Р |
+ Р |
тр1 |
тр2 |
=
57,931+5290,954 = 5348,885 Па
Выводы и рекомендации
Из расчётов можно сделать вывод, что газонасыщенная нефть, по сборному коллектору, способна дойти от скважины до нефтяного колодца за счёт собственного давления. Потери на трение незначительны. Следовательно,
дополнительных насосов не требуется.
Консорциум н е д р а
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум н е д р а
14. Литературный обзор на тему: «Отстойная аппаратура»
Предварительный сброс воды является частью общего процесса обезвоживания нефти. В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи подготовки нефти выделяют:
•путевой сброс;
•централизованный сброс, который осуществляется на ДНС, установках предварительного сброса воды
(УПСВ), отстойниках и предшествует отделению воды на установках подготовки нефти.
Сброс воды на ДНС осуществляется под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации. Для предварительного обезвоживания используют следующие технологические процессы:
•гравитационный отстой нефти;
•горячий отстой нефти;
•термохимические методы.
Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время: 48 часов и более. Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды,
и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного
Консорциум н е д р а
нагрева нефти до температуры 45-70 °С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является их малая эффективность. Более эффективны методы термохимические, сочетающие в себе добавление специальных веществ -
ПАВ, называемых деэмульгаторами, (ДЭ) и подогрев. ДЭ вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-
60 г на 1 т нефти. ДЭ адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что позволяет мелким каплям сливаться в крупные - процесс коалесцеиции.
Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость термохимического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.
Все реагенты ДЭ дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание активного вещества в эмульсии
1-2 % весовых. ДЭ готовится по следующей технологии: в смеситель реагентного блока подается обезвоженная (с
содержанием воды до 10 %) нефть с насосов внешней откачки. Нефтеводореагентная эмульсия образуется в смесителе,
расположенном в реагентном блоке, куда подается концентр ванный реагент. ДЭ вводится во входные трубопроводы ДНС УПСВ, перед первой ступенью сепарации, при работающей установке предварительного сброса пластовой воды.
В настоящее время имеются два типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200
м3 (булиты).
Консорциум н е д р а
Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости,
размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара. По нижней образующей маточника имеются отверстия. Эмульсия через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3–4 м.
Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень 80 жидкости необходимый для ведения процесса.
Высота гидрозатвора обычно принимается равной 0,9 высоты резервуара (рис. 5).
Резервуар УПСВ
Рис.5
Консорциум н е д р а