Сбор и подготовка скважинной продукции.

81. Общая хар-ка систем сбора и подготовки скважинной продукции.

Системы сбора должны соответствовать следующим функциям:

1).Измерение продукции каждой скважины, или в случае необходимости, группы скважин;

2).Транспортирование продукции скважины с использованием энергии пласта или насосного оборудования при механизированной добычи нефти, до ППН. А при недостаточных давлениях, с использованием насосов ДНС.

3).Сепарацию газа под давлением, обеспечивающим бескомпрессорное транспортирование до ГПЗ.

4).При добыче высокообводненной нефти – отделение при относительно низких температурах.

5).Раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание – нежелательно.

6).Устьевой и путевой подогрев продукции скважин, если невозможен сбор и транспротирование при обычных температурах.

Факторы, которые не учитываются при проектировании:

1). P_НАЧ. в системе сбора и группирование скважин;

2). Совместный или раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации. Взаиморасположение узлов замера сепарации и откачки;

3). Выбор места создания ЦППН и воды с учетом расположения в группе или нефтедобывающем районе;

4). Совмещение системы промыслового сбора и транспортировки с процессами подготовки.

Основные требования предъявляемые к системам сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Системы сбора должны соответствовать следующим функциям:

1).Измерение продукции каждой скважины, или в случае необходимости, группы скважин;

2).Транспортирование продукции скважины с использованием энергии пласта или насосного оборудования при механизированной добычи нефти, до ППН. А при недостаточных давлениях, с использованием насосов ДНС.

3).Сепарацию газа под давлением, обеспечивающим бескомпрессорное транспортирование до ГПЗ.

4).При добыче высокообводненной нефти – отделение при относительно низких температурах.

5).Раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание – нежелательно.

6).Устьевой и путевой подогрев продукции скважин, если невозможен сбор и транспортирование при обычных температура.

82-83. Гидравлический расчет простых и сложных напорных и сложных напорных нефтепроводов при изотермическом режиме течения.

нефть

Расчет предусматривает определение или его диаметра или пропускной способности или перепада давления. Гид. Расчет вып-т на основе урав-я Бернули

(Z₁ +P₁ /ρg+α₁ω₁²*/2g)-(Z₂+P₂/ ρg+ α₂ω₂² /2g)=h_п

Z-геодезическая отметка,м

ω - средняя скорость жидкости ,м/с

α-коэф. Кореолиса

h_п -путевые потери напора

Все члены уравнения имеют размерность длины.1-ый член выражает потенциал. Энергию положения жидкости – геометр. Напор, 2-ой член-потенц. Энергия давления жидкости- пьезометрический напор,3-удельная кинетическая энергия движущейся жидкости- скоростной напор. Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутренние трение жидкости по длине трубопровода hтр и потерь на местное сопротивление. При гид.расчете напорного нефтепровода можно пренебречь. Т.к. в этом случае скорость жидкости не меняется по длине то для простого трубопровода:

H=дельтаP/ ρg=hгр-дельтаZ

H-начальный трубопровода Потери напора на тр.по длине трубопроводапри установившемся движении определяют по ф-ле Дарси-Вейсбаха

Hтр=λl/D*/ ρω₂² /2

λ-коэф. Гидр. Сопротивл.

Сложный трубопровод можно рассчитывать по участкам представляющим собой простые трубопроводы.

газ

Пропускную способность простого газопровода определяют по формуле

М=D^8/3(65(p₁²-p₂²)/zRTl)^1/2

M-массовый расход газа, кг/с

z-коэфициент сверхжимаемости газа

R-газовая постоянная,Т- абс. Темпер.

R=Rк/М, Rм=8314 Дж/моль*К-Универсальная газовая постоянная.