Карлово-Сытовского месторождения
.pdf
|
|
|
|
|
|
26 |
трубопровода (участка) |
D, мм |
Нст, |
L, км |
Год ввода |
эксплуатации |
(марка |
|
мм |
|
стали) |
|||
|
|
|
|
|
||
ДНС-УПНКарл.Сыт. -> скв.2 |
114 |
8 |
1.2 |
1983 |
Бездействующий |
Ст.20 |
|
|
|
|
|
|
|
ДНС-УПН Карл.Сыт. -> скв.106 |
114 |
5 |
0.900 |
1992 |
Действующий |
Ст.10 |
|
|
|
|
|
|
|
ДНС-УПНКарл.Сыт. -> скв.108 |
114 |
8 |
0.97 |
1991 |
Действующий |
Ст.20 |
|
|
|
|
|
|
|
ДНС-УПН Карл.Сыт. -> скв.19 |
168 |
10 |
2.1 |
1995 |
Действующий |
Ст.10 |
|
|
|
|
|
|
|
вр.скв.4 -> скв.4 |
168 |
5 |
0.03 |
1968 |
Действующий |
Ст.20 |
скв.36 -> скв.35 |
89 |
8 |
0.01 |
1981 |
Бездействующий |
Ст.20 |
вр.скв.36 -> скв.36 |
89 |
8 |
0.3 |
1997 |
Действующий |
Ст.20 |
вр.скв.31 -> скв.31 |
89 |
8 |
0.14 |
1988 |
Действующий |
Ст.20 |
ДНС-УПН Карл.Сыт. -> скв.11 |
168 |
6 |
0.8 |
1988 |
Действующий |
Ст.20 |
|
|
|
|
|
|
|
ДНС-УПН Карл.Сыт. -> скв.39 |
168 |
6 |
2.6 |
1991 |
Действующий |
Ст.20 |
|
|
|
|
|
|
|
Фактические и требуемые показатели качества закачиваемых вод представлены в таблице 1.8 и 1.9.
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.8 |
|
Фактические показатели качества воды для ППД |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Критерий |
|
Показатели |
|
|
|
|
Содержание нефтепродуктов, мг/мд3 |
11 |
|
|
|
||
Содержание механических примесей, мг/мд3 |
10 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.9 |
|
Требуемые показатели качества воды для ППД |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Проницаемость пористой |
|
Коэффициент относительной |
Допустимое содержание в мг/л |
|
|
|
|
воде |
|
|
||
|
среды коллектора, мкм2 |
|
трещиноватости коллектора |
|
|
|
|
|
механических примесей |
нефти |
|
||
|
|
|
|
|
||
|
до 0,1 вкл. |
|
- |
до 3 |
до 5 |
|
|
свыше 0,1 |
|
- |
до 5 |
до 10 |
|
|
до 0,35 вкл |
|
от 6,5 до 2 вкл |
до 15 |
до 15 |
|
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
|
|
27 |
||
|
свыше 0,35 |
|
менее 2 |
|
до 30 |
|
до30 |
|
|
до 0,6 вкл |
|
от 3,5 до 3,6 вкл |
|
до 40 |
|
до 40 |
|
|
свыше 0,6 |
|
менее 3,6 |
|
до 50 |
|
до 50 |
|
Проницаемость минимальная |
проницаемость пластов в |
которые производится |
закачка воды на данном |
|||||
месторождении составляет 0,8 мкм2, следовательно мы укладываемся в рамки требований.
Выводы по системе ППД:
1.Для системы ППД используется подтоварная вода с УПН Карло-Сытовская.
2.Абсолютно все водоводы отработали свой нормативный срок, 10 дет. Необходимо заменить на новые гибкие полимерно-металлические трубы.
3.На скважинах отсутствуют счетчики закачиваемой воды, необходимо установить счетчик на каждой скважине. Типа СВУ. (счетчик воды ультразвуковой).
4.Закачиваемая вода удовлетворяет нормативным требованиям к закачке в систему ППД.
5.В системе ППД используется реагент: ингибитор коррозии КорМастер.2. Техническая часть
2.1 Гидравлический расчет сложного однофазного трубопровода
Очищенная пластовая вода с УПН Карло-Сытовская перекачивается к нагнетательной скважин №106 и закачивается в нагнетание. Целью проведения расчета является определение потерь давления на трение, возникаемое в данном трубопроводе, сравнение его с фактическим.
Консорциум « Н е д р а »
28
Исходные данные для расчета
Исходные данные берутся их технологического режима скважин системы ППД, списка трубопроводов системы
ППД.
Таблица 2.1
|
Исходные данные. |
|
Длина первого участка трубопровода |
|
L1=900 м |
Внутренний диаметр первого участка трубопровода |
|
Dвн1=0,104 м |
Расход жидкости на первом участке |
|
Q1=0,00231 м3/с |
Плотность воды |
|
в=1170 кг/м3 |
Динамическая вязкость воды |
|
в=1,0*10-3 Па*с |
Абсолютная шероховатость труб |
|
е=1*10-3 м |
Гидравлический расчет выбранного трубопровода.
Расчёт проводим по формуле Лейбензона:
Консорциум « Н е д р а »
|
|
Q |
2−m |
|
m |
L |
|
|
|
|
|
|
|
||
P |
= |
|
|
|
5−m |
||
тр |
|
|
|
D |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
||
где |
|
– эмпирический коэффициент; |
Q |
– расход жидкости, м3/с; |
|
|
|
2 |
|
– кинематическая вязкость жидкости, м /с; |
|
|
|
3 |
|
– плотность воды, кг/м ; |
|
L |
– длина трубопровода, м; |
|
Dвн |
– внутренний диаметр трубопровода, м; |
|
|
|
|
m |
– эмпирический коэффициент. |
|
|
||
= |
|
|
|
||
|
где – динамическая вязкость жидкости, Па с.
|
1 10 |
−3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
= 8,547 |
10 |
−7 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
1170 |
|
м /с. |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
А |
4 |
2−m |
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где A – эмпирический коэффициент.
29
(2.1)
(2.2)
(2.3)
Консорциум « Н е д р а »
30
1. Определим режим движения трубопровода. Для данного трубопровода один участок, т.к. трубопровод имеет одинаковый расход по всей длине, и одинаковый диаметр трубы, одинаковый материал (Сталь Ст20). Для этого определим числа Рейнольдса Re, Reпер1 и Reпер2.
где
v
Re = |
v D |
= |
4 Q |
= |
4 Q |
|
вн |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|
D |
|
|
|
вн |
|
|
вн |
– средняя скорость движения жидкости в трубе, м2/с.
(2.4)
Re |
|
= |
4 0,00231 |
|
|
33088 |
|
1 |
0,104 8,547 |
10 |
−7 |
||||
|
3,1416 |
|
|||||
|
|
|
|
Так как Re1 2320, то режим течение турбулентный.
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
|
|
= |
59,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пер1 |
|
8 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
|
= |
665 − 765 lg |
|||
|
|
|
|
|
|
|
пер2 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где |
– относительная шероховатость внутренней стенки трубы. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
2 е |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вн |
|
где |
e |
– абсолютная шероховатость труб, м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
2 1 10 |
−3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
= |
|
= 0,0192 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,104 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(2.5)
(2.6)
(2.7)
Консорциум « Н е д р а »
Re |
|
= |
59,5 |
пер1 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0,0192 |
8 7
31
= 8274
Re пер2 |
= |
665 − 765 lg 0,0192 |
=10875 |
|
0,0192 |
||||
|
|
|
Так как Re1<Reпер2, следовательно, имеем |
|
переходный |
режим. Значит коэффициент m=0,25, а коэффициент |
||||||||||||||
А=0,3164.[23] |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,3164 |
|
|
4 |
|
|
2−0,25 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
= 0,2414 |
|
|
|||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
2 |
|
|
3,1415 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
2−0,25 |
(8,55 |
10 |
−7 |
0,25 |
1170 |
900 |
|
|||||
P |
= 0,2414 |
0,0023 |
|
|
) |
|
= 8752Па. |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
5−0,25 |
|
|
|
||||||
тр1 |
|
|
|
|
|
|
|
0,104 |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №106
∆ факт = 9000 Па; ∆ расч = 8752 Па;
∆= 9000 − 8752 = 2,75 % 9000
Вывод Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими
показателями и расчетными не превышают 5%. Это говорит о том, внутри трубопровода отсутствуют отложения механических примесей, солей, трубопровод не забит, и эксплуатируется в нормальном режиме.
Консорциум « Н е д р а »
Консорциум « Н е д р а »
32
2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода
По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №14 до АГЗУ-14. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 26 КПа.
|
Таблица 2.2 |
Параметры трубопровода |
|
Наименование параметра. |
Значение параметра. |
Длина 1 участка |
L1=166 м |
Внутренний диаметр труб на 1 участке |
D1=0,059 мм |
Общий объемный расход смеси на 1 участке |
Q1=102 м3/сут |
Объемное расходное газосодержание на 1 участке |
1=25 % |
Плотность нефти |
н=842 кг/м3 |
Плотность газа |
г=1,21 кг/м3 |
Динамическая вязкость нефти |
н=7,2 10-3 Па с |
Динамическая вязкость газа |
г=2,1 10-6 Па с |
Консорциум « Н е д р а »
33
Абсолютная шероховатость труб |
|
|
|
е=10-3 м |
|
Массовое газосодержание на 1 участке |
|
|
|
1=0,060 |
|
Расчёт: |
|
|
|
|
|
Определим методику расчёта. |
|
|
|
|
|
Для этого найдём значения показателей |
W |
и н |
г и сравним их с табличными. |
||
|
|
7,2 10 |
−3 |
|
|
н |
= |
|
= 3429 1000 |
||
|
|
|
|||
|
2,1 10 |
−6 |
|||
|
|
|
|||
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
G |
||
|
|
S |
|||
|
|
|
|
|
|
где
G
–массовый расход, кг/с;
S
– площадь сечения трубы, м2.
G = Q
G = 1,18 10 −3 |
854 = 1,00 кг / с |
|
1 |
|
|
|
D |
|
S = |
2 |
|
вн |
||
|
||
|
4 |
|
|
|
3,1416 0,057 |
2 |
S |
|
= |
|
|
1 |
4 |
|
||
|
|
|
||
|
|
|
|
= 0,0026
м |
2 |
|
|
|
|
|
W |
= |
1,00 |
= 392 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
1 |
|
0,0026 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.3 |
|
|
|
Определение методика расчета |
|||||
W,кг/м2 ∙ с |
|
н |
|
|
|
Методика расчета |
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
34
До 100 |
Свыше 1000 |
Локкарта-Мартенелли |
|
|
|
Свыше 100 |
Свыше 1000 |
Чисхолма |
|
|
|
Независимо |
До 1000 |
Фриделя |
Так как
|
н |
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
и > 100, то применяем методику Чисхолма.
Исходное уравнение:
∆ = ∆ |
+ ∆ |
∙ (Г2 − 1) ∙ { ∙ [х ∙ (1 − х)]2− |
|
+ х2− } |
|
2 |
(2.10) |
||||
0 |
0 |
|
|
|
|
Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:
Г2 = н = 854 = 705,8г 1,21
Найдем массовое газосодержание:
х = ;
где = ∙ ;
= ∙ = 1,18 ∙ 10−3 ∙ 0,25 = 2,95 ∙ 10−4 м3/с= 2,95 ∙ 10−4 ∙ 1,21 = 3,57 ∙ 10−4 кг/с
Тогда:
х = 3,57 ∙ 10−4 = 3,57 ∙ 10−4 1,0
Для шероховатых труб: → 0.
Консорциум « Н е д р а »