ПР№3_Баёва_2Д22

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов

Отделение химической инженерии

18.03.01 “Химическая технология”

Отчет по практической РАБОТЕ №3

«Системы сбора, транспорта и подготовки нефти и нефтяного сырья»

по дисциплине:

Технология промысловой подготовки нефти и газа

Исполнитель:
студент группы	2Д22		Баёва Валерия Витальевна		22.11.2025
Руководитель:
преподаватель			Попок Евгений Владимирович

Томск-2025

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА

При выполнении домашнего задания студенту необходимо:

1. Представить исходные данные согласно своему варианту (табл. 1) и общую схему расчета (рис. 5). На схеме указать рассчитанные диаметры трубопроводов, расстояние от АГЗУ до ДНС и от ДНС до ЦППН, геодезические отметки

2. Подобрать АГЗУ и определить их количество

3. Определить диаметр трубопровода сборного коллектора, уровень геодезической отметки ДНС и место ее установки

4. Выбрать оборудование для ДНС, нарисовать ее схему

5. Подобрать оборудование для ЦППН и нарисовать его схему

6. Подобрать оборудование для резервуарного парка и нарисовать его схему.

7. Подобрать оборудование для системы подготовки попутного газа; нарисовать схему системы подготовки попутного газа

8. Представить приложения со схемами, чертежами, описанием конструкции и техническими характеристиками всего выбранного оборудования. Перечень оборудования системы сбора и подготовки нефти, подлежащий выбору, с привязкой к объектам системы сбора и подготовки нефти представлен на рис. 4.

Расчетная часть

Исходные данные к практическому занятию
Наименование параметра	Номер по журналу
	3
Количество скважин, N, шт	86
Расстояние до ЦППН, S, км	30
Средний дебит одной скважины, Qcp, м3/сут	26
Плотность воды кг/м3	1020
Динамическая вязкость Па*с	0,0005
Обводненность,В, %	65
Газовый фактор, Г, м3/м3	120
Содержание мех.примесей, г/л	0,1
Буферное давление, Рбуф, Мпа	1,4
Давление на входе в ДНС, рДНС(вх), МПа	0,4
Давление на входе в ЦППН, рЦППН(вх), МПа	0,2
Эквивалентная шероховатость поверхности трубы Е, 10(-2)м	0,05
Температура, Т, оС	20
Оборудование на ДНС	ЦН
Плотность нефти,	840
Высота расположения ЦППН,,м	120
Плотность газа,,гг/м3	1,967
Длина газопровода,,км	90

2.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН

В качестве оборудования для замера дебита скважины была выбрана автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ типа "Спутник" АМ-16-14-400 по ключевым параметрам:

• Значение буферного давления не превышает значения рабочего давления АГЗУ,

• Суммарный дебит скважин, подключенных к АГЗУ, не превышает её пропускную способность

Количество замерных установок определяется по формуле:

2.2. ДОЖИМНАЯ НАСОСНАЯ СТАНЦИЯ (ДНС)

2.2.1. Определение места расположения ДНС

Суммарный объем пластовой жидкости, поступающий в систему сбора:

Для определения диаметра сборного коллектора выберем скорость движения потока:

Определим внутренний диаметр трубопровода:

Трубу для трубопровода выбираем по ГОСТ 20295-85 (Приложение 2, таблица 1) с наиболее близким внутренним диаметром и толщиной стенки, обеспечивающей необходимую прочность.

Выбираем трубу с наружным диаметром 159 мм и толщиной стенки 3,0 мм, значит, труба тонкостенная.

Проверка трубопровода на прочность производится по следующим формулам:

Выбираем трубу с классом прочности К34, которой соответствуют следующие значения временного сопротивления разрыву

Определим гидравлические потери напора на 1 км (l = 1000 м) трубопровода:

Определим плотность жидкости

Число Рейнольдса определяется по формуле:

Для турбулентного течения коэффициент гидравлического сопротивления может быть определен по формуле Блазиуса:

Определяем перепад высот на 1 км трубопровода:

Находим расстояние от объекта разработки до места расположения ДНС

Определение технических показателей оборудования ДНС

Сепарационное оборудование выбирается по пропускной способности (производительности) технологической единицы. Количество технологических единиц может быть определено из выражения:

Определение необходимого напора насоса ДНС (рис. 5). Для центробежного насоса напор определяется из выражения:

2.2.2. Выбор оборудования ДНС

Технологические схемы ДНС

В качестве оборудования для предварительной сепарации газа используются блочные установки типа УБСН.

Их технические характеристики приведены в Приложении 3. Отталкиваясь от технических характеристик, выбираем блочную установку типа УБСН-6300-1,6/4, так как она подходит по критерию производительности.

Для уменьшения объема перекачиваемой продукции используются установки предварительного сброса воды типа УПС. Их технические характеристики приведены в Приложении 3. Отталкиваясь от технических характеристик, выбираем блочную установку типа УПС-6300-6м, так как она подходит по критерию пропускной способности.

Рисунок 3 – Схема УПС: 1 - сопло; 2 - нефтеразливная полка; 3 - каплеотбойник; 4 - регулятор давле ния; 5 - штуцер; 6 - перфорированный отводящий трубопровод; 7 - входной распределитель; 8 - каплеобразователь; 9 - регулятор уровня жидкости

В качестве насосного оборудования могут быть использованы центробежные насосы типа НД, ЦНС, МС в блочном исполнении (Приложение 4), а также блочные дожимные насосные станции (Приложение 5).

Рисунок 5 – Техническая характеристика насоса типа 8НД

3 Выбор оборудования ЦППН

На рисунке 8 представлена схема технологического оборудования при подготовке нефти.

В качестве сепаратора-делителя используется двухфазный сепаратор с дополнительными отводами для подачи жидкости в технологические цепи подготовки продукции. Количество технологических цепей должно быть не менее двух, причем одна резервная.

Количество продукции в технологической цепи определяется пропускной способностью нефтегазосепаратора и отстойника - Ссеп. Следовательно, при ∑ 𝑄ж = Ссеп, число технологических цепей равно 2, таким образом, число технологических цепей будет определяться выражением:

В качестве сепарационного оборудования используем сепараторы типа НГС6-1400, исходя из пропускной способности сепаратора (основные характеристики в таблице 3).

Таблица 3 – Техническая характеристика сепаратора типа НГС6-1400

В качестве отстойников были выбраны отстойники типа ОГН-П, так как они позволяют дополнительно производить дегазацию и обезвоживание нефти, очистку от механических примесей и солей. Характеристики отстойника типа ОГН-П-50 приведены на рисунке 9.

Подогрев продукции осуществляется с помощью автоматизированных блочных печей ПП-1,6. Техническая характеристика приведена на рисунке 10.

Для ввода деэмульгатора используются дозировочные насосы типа НД.

Схема насоса приведена на рисунке 11. Основные технические характеристики приведены на рисунке 12.

4 Оборудование резервуарного парка

Ёмкость резервуарного парка определяются суточным дебитом объекта разработки по нефти Qн:

Количество основных резервуаров составит 3 единицы. Используются вертикальные стальные резервуары РВС-1000.

Основные технические характеристики приведены в таблице 4.