Севастьяновское месторождение

Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

Q - объемный расход жидкости, м/с3.

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

08.06.2024

Размер:

2.59 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 108 9 10 > Следующая >>>

Ввых= .

Ввых = 10 %масс.

Расход воды рассчитаем из формулы:

GВвых = (GН · Ввых) / (1 – Ввых) = 167006·0,1/1-0,1 = 18556 кг/ч

Массовый расход подтоварной воды:

GПВ = GВвх – GВвых = 668022 – 18556 = 649466 кг/ч.

Таблица 10.1

Материальный баланс отстойника

Статьи баланса	% масс.	кг/ч

Приход:
1. Нефтегазовая смесь,	100,0	835028
в том числе вода	80	668022,2

Итого	100,0	835028

Расход:
1. Нефть сырая	20	167006
Вода в составе эмульсии	10	18556
2. Вода подтоварная	70	649466

Итого	100	835028

Вывод по технологическому расчету:

Консорциум н е д р а

Отстойник справляется с потоком поступающей смеси, условия эксплуатации отстойника обеспечивают получение нефти первичного обезвоживания необходимого качества.

10. Гидравлический расчет сложного трубопровода, транспортирующего двухфазную жидкость

Технические условия для выполнения расчета

Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу газожидкостной смеси от скв. №830 до задвижки №17. Движение газожидкостной смеси происходит по следующей схеме, изображенной на рис. 10.1

Схема движения газожидкостной смеси А Скв.830

C B

АГЗУ-16

НК-17

Рис. 10.1

Исходные данные

1.Длина участка АB, LАВ=700 м;

2.Внутренний диаметр трубопровода на участке АB, DАВ=0,077 м;

3.Расход смеси на участке АB, QАВ=0,00023 м3/сек;

Консорциум н е д р а

4.Длина участка ВС, LВС=999 м;

5.Внутренний диаметр трубопровода на участке ВС, DВС=0,147 м;

6.Расход смеси на участке ВС, QВС=0,0024 м3/сек;

7.Плотность нефти, ρн=820 кг/м3;

8.Плотность растворенного в нефти газа, ρг=1,211 кг/м3;

9.Динамическая вязкость нефти, μн=1,52 мПа·с;

10.Динамическая вязкость газа, μg=8,2·10 –6 Па·с;

11.Объемная доля растворенного в нефти газа, α=0,370;

12.Массовая доля растворенного в нефти газа, х=0,013;

13.Абсолютная шероховатость, e=0,001 м.

Результаты расчета

1.Определим методику расчёта.

Для этого найдём значения показателей W и н/ г и сравним их с табличными.

		1,52		10		−3
í	=	1,52		10			= 185,36	<1000.
í
		8,2 10			−6
ã		8,2 10
ã
	W =		G	,
	W =		S	,
			S

где G – массовый расход, кг/с;

S – площадь сечения трубы, м2.

(15)

(16)

Консорциум н е д р а

G = Q ,

= 0,23 10

−3

820 = 0,189 êã / ñ.

ÀÂ

= 2,4 10−3

820 =1,97êã/ ñ.

ÂÑ

S =

вн

3,14 0,077

= 0,0047ì

ÀÂ

3,14 0,147

= 0,017ì

ÂÑ

ÀÂ

0,189

40,21

100.

0,0047

ÂÑ

1,97

= 115 ,9

>100.

0,017

Так как

<1000 на участке АВ и ВС, то применяем методику Фриделя.

Согласно данной методике потери давления на трение могут быть определены из соотношения:

P = 1 −

+ 3.23 F H Fr

−0.045

−0.035

где

F = 0.78 (1 − )0.224

(17)

(18)

(19)

(20)

Консорциум н е д р а

0.91

0.19

0.7

−

H =

Средняя скорость движения жидкости в трубе равна:

v		=	Q	f	,	(22)
				f
	c		S
	c

Критерий Фруда определяется по формуле:

Frc	=	c2
				(23)

		g	Dв

Найдем расход жидкой фазы в объёме трубопровода по формуле:

= Q (1−)

(24)

−3

(1 − 0,37 ) = 1,4 10

−4

fAB

= 0,23 10

м /с

QfBC

= 0,24 10

−2

(1− 0,37)=1,5 10

−3

м3/с

1,4 10

−4

= 0,03

4,7

−3

1,5 10

−3

= 0,09

0,017

(0,03)

= 1,19 10

−3

g 0,077

(21)

Консорциум н е д р а

																						2
											Fr			=	(0,09)									= 5,6 10					−3
																													−3

													c2		g 0,147
															g 0,147
									F = 0.013					0.78			(1 − 0.013)									0.224		= 0,034
									F = 0.013								(1 − 0.013)											= 0,034
								820		0.91			8,2 10						−6				0.19				8,2 10			−6		0.7
																			−6											−6
					H =																											= 139,1
					H =																				1 −						−3	= 139,1
								1,211					1,52		10					−3							1,52 10				−3
								1,211					1,52		10												1,52 10
									820			8,2 10				−6					0,01
																−6								+ 3.23 0,034 139,1 (1,19 10										−0.045
P	=1 − 0,013			2	+ 0,013		2																										−3	−0.045		−0.035	=
P	=1 − 0,013				+ 0,013												−3																	)		40,21	=
ÀÂ									1,211			1,52 10					−3
									1,211			1,52 10
=19,28Ïà
								859.4				8.5 10					−6					0,01
																	−6							+ 3.23 0.045 102.9 (1.19 10											−0.045
P	=1 −	0.019	2		+ 0.019	2																												−3	−0.045	−0.035		=
P	=1 −	0.019			+ 0.019																														)	40,21		=
ÂÑ									1.38			5.24 10						−3
									1.38			5.24 10
=17,44Ïà

Найдём общие потери давления при движении продукции от скважины до нефтяного колодца.

	Р	= Р	+ Р	= 3130,1 + 4703,7 = 7833,8Па.
	трi	трАВ	трВС
i

Вывод

Из расчётов можно сделать вывод, что газонасыщенная нефть, по выкидной линии , способна дойти от скважины до задвижки 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

11. Гидравлический расчет простого трубопровода, транспортирующего однофазную жидкость

Определить потери давления, которые возникнут при движении по трубопроводу подтоварной воды от БКНС-2 до ВРП-1а и от ВРП-1а до нагнетательной скважины № 238. Схема изображена на рис. 11.1.

		Схема движения подтоварной воды
	ВРП-1а


Скв. №238
Скв. №238	B		БКНС-2

Рис. 11.1

Исходные данные

1.Внутренний диаметр трубопровода на участке AB, DАВ=0,144м;

2.Расход жидкости на участке AB, Q=0,0043 м3/с;

3.Длина участка трубопровода AB, L=6473 м;

4.Внутренний диаметр трубопровода на участке BC, DВС=0,077 м;

5.Расход жидкости на участке BC, Q=0,0087 м3/с;

6.Длина участка трубопровода BC, L=793 м;

7.Абсолютная шероховатость трубопровода, е=0,002м;

8.Плотность пластовой воды, ρ=1170 кг/м3;

Консорциум н е д р а

9. Динамическая вязкость пластовой воды, μ=1,52 мПа·с.

Результаты расчета

Для горизонтального трубопровода потери вычисляем по формулам Дарси-Вейсбаха:

			L			v	2
h		=	L			v	c		(25)
h		=

	тр.	D				2 g
		D		в		2 g
				в
P		= h	тр		g			,	(26)
тр			тр						(26)

где		L - длина трубопровода, м;
Dв - внутренний диаметр трубопровода, м;
g	- ускорение силы тяжести, м/с2;
	- плотность жидкости, кг/м3;
hтр - потеря напора, м;
Ртр		- потеря давления, Па;
	-	коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости

шероховатости стенок трубопровода;

v c - средняя скорость течения жидкости, м/с, определяем по формуле.

Консорциум н е д р а

где

Найдем кинематическую вязкость жидкости по формуле, м2/с:

=	=	1,52 10−3		= 1,3 10-6 ì 2 / ñ
			1170

(272)

(28)

Режим течения жидкости определяется критерием Рейнольдса на участке АВ и ВС:

v D

4 Q

4 0,0043

= 29261,3

2320

(29)

âí

ÀÂ

0,144 1,3 10

−6

âí

Re		=	4 0,0087
	ÂÑ		0,077	1,3	10	−6

= 110717 ,3 2320

Турбулетное течение бывает трех типов:

- если

2320 Re Reпер1

, то это режим гидрвлических гладких

труб;

-если Reпер1

-Re Reпер2 ,

Re Reпер2 , то это режим переходной зоны;
то это режим квадратичного трения.
Re			=	59.5
	пер1				8 / 7


Reпер2 =		665 − 765 lg				,

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

Консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 108 9 10 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
26.05.20241.19 Mб9Реакторный блок установки каталитического крекинга.pdf
#
16.06.20242.78 Mб1Рыбкинского месторождения 2.pdf
#
16.06.20243.2 Mб4Рыбкинского месторождения.pdf
#
16.06.20242.18 Mб7Саврушинского месторождения.pdf
#
26.05.20242.66 Mб5Самодуровское месторождение.pdf
#
08.06.20242.59 Mб0Севастьяновское месторождение.pdf
#
17.06.20243.11 Mб2Северо-Красноярского месторождения-1.pdf
#
08.06.20243.33 Mб0Северо-Красноярского месторождения.pdf
#
08.06.20245.29 Mб3Семеновского месторождения.pdf
#
16.06.2024747.68 Кб0Сепараторы.pdf
#
09.06.20243.12 Mб5Серноводского месторождения.pdf