Задача №5

Контрольная работа

по дисциплине:

«ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ»

Вариант № 17

Выполнил: студент группы

РНГМ-02-1 Стихин А.И.

Проверил: Мордвинов В.А.

Пермь, 2007 г.

Задача № 1. Выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень сепарации).

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Единица измерения	Символическое обозначение	Значение
Кол-во добывающих скважин	шт	Nскв
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/т	Гф
Плотность нефти дегазированной (Р0=0, 1 МПа, Т=20оС)	кг/м3	н.о.
Вязкость нефти дегазированной	МПа.с	н.о.	9, 8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп. 1	0, 45
Температура сепарации	К	Тсеп
Вязкость газа при условиях сепарации	МПа.с	г.с.	0, 01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16, 5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Pсеп. 2	0, 12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14, 2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м	Н
Коэффициент запаса производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	К3	1, 2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о.	1, 32

Решение:

1. Находим расход жидкости, через сепараторы, учитывая коэффициент запаса:

_мас = q_н ^. N_скв ^. К₃ = 41 ^. 52 ^. 1, 2 = 2558, 4

1. Определяем объемный расход нефти:

1. Определяем объемный расход газа через сепаратор:

1. Определяем плотность газа при температуре и давлении в сепараторе:

где - плотность газа при стандартных условиях; Р₀ = 0, 1 МПа – атмосферное давление; Р = Р_сеп1;

Т₀ =273 К – нормальная температура; Т = Т_сеп; z и z₀ – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных (стандартных) условиях и при Р, Т; соотношение z/z₀ для условий первой ступени можно принять равным 0, 95.

5. Технологический (гидравлический) расчет гравитационных сепараторов ведется на пропускную способность по газу. В этом случае рассматривается в виде сплошной фазы (сплошного потока), поднимающегося снизу вверх в сепараторе, а жидкость – в виде отдельных капель, опускающихся в потоке газа в нижнюю часть аппарата.

Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по газу:

;

где W_ч – скорость падения частицы жидкости под действием силы тяжести в неподвижном газе; V _г – скорость восходящего потока газа. Скорость опускания частицы жидкости в восходящем потоке газа

W _on = W _ч – V _г.

Скорость падения W_ч шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе определяемом по следующим формулам:

- при размере частиц не более 80 мкм воспользуемся формулой Стокса.

Значением d_ч = 50; 65; 80 мкм задаемся. Принимаем d_ч = 100 мкм.

где d_ч – размер (диаметр) частицы, м; и - плотность жидкости и газа при условиях сепарации, кг/м³; - динамическая (абсолютная) вязкость газа при условиях сепарации, Па^.с; g – ускорение свободного падения, м/с².

- для частиц размером 300 – 800 мкм воспользуемся формулой Алена.

Значением d_ч = 300; 350; 400 задаемся:

Далее строим график изменения W_ч от d_ч.

По графику определяем значение W_ч при d_ч = 100 мкм.

W_ч100 = 0.34м/сек

1. Определяем внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора при условии V_г = W_ч (d_ч=100мкм):

Выбираем ближайший больший стандартный размер сепаратора с условным диаметром D = 1, 05 м, рабочее давление (максимальное) 0, 6 МПа, максимальная пропускная способность по газу 720 тыс.м³/сут,

высота корпуса 4, 110 м.

1. Определяем расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора при W_ч = V_г:

где L – длина сепаратора – расстояние между входным и выходным патрубками сепаратора, м (можно принять L = 3м).

Выбираем горизонтальную сепарационную установку НГС 6-1600: с условным диаметром D = 1, 6м, рабочее давление (максимальное) 0, 6 МПа, максимальная пропускная способность по газу 340 тыс. м³/сут, по жидкости 5000 м³/сут.

8. Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости:

где W_п – скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости; V_ж – скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Скорость подъема (всплывания) пузырька газа в опускающейся жидкости W_вс=W_п-V_ж, в поднимающемся слое жидкости W_вс=W_п+V_ж.

Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости

где d_п – диаметр пузырька; - динамическая вязкость жидкости.

При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0, 6мм.

1. Определяем пропускную способность выбранного сепаратора на пропускную способность по жидкости:

где F_р – площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в сепараторе.

- для вертикального сепаратора площадь зеркала принимается равной площади поперечного (нормального к направлению потока) сечения и отсюда:

- для горизонтального сепаратора площадь F_р является функцией уровня жидкости в сепараторе. При высоте подъема уровня жидкости в сепараторе, равной Х.

Находим площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в горизонтальном сепараторе:

Высоту можно принять 0, 25D: Х=0, 25 ^. 1, 6=0, 4.

Для отделения газа от нефти на первой ступени сепарации выбираем одну сепарационную установку НГС 6-1600, так как она обеспечит пропускную способность по газу.

Задача № 2. Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП).

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Еденицы измерения	Символическое обозначение	Значение
Количество добывающих скважин	шт	Nскв
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/сут	Гф
Плотность нефти дегазированной (Р0=0, 1 МПа, Т=200С)	кг/м3
Вязкость нефти дегазированной	мПа.с		9, 8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп1	0, 45
Температура сепарации	К	Тсеп
Вязкость газа при условиях сепарации	мПа.с		0, 01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16, 5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Рсеп2	0, 12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14, 2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м
Коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	Кз	1, 2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о	1, 32

Решение:

1. Определяем объемный расход одной скважины по нефти:

2. Определяем объемный расход нефти в нефтепроводе с учетом коэффициента запаса:

3. Определяем кинематическую вязкость нефти:

4. Определяем расчетный диаметр трубы:

где d – диаметр трубы, м; F – площадь сечения трубы, м².

Если при гидравлическом расчете нефтепровода неизвестны диаметр и давление в начале трубы, то задаются скоростью движения жидкости в пределах 1, 0…1, 5 м/с при вязкости от 1 до 150 мм²/с и 0, 5…1, 0 м/с – при более высокой вязкости. Для предварительного расчета скорость движения жидкости в трубе примем = 1, 3 м/с.

Выбираем ближайшую стандартную трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): D_н=219мм, толщина стенки , внутренний диаметр трубы d=219-16=203мм.

5. Определяем точную скорость движения жидкости в трубе с внутренним диаметром 203мм:

6. Определяем потери напора на трение жидкости по длине трубы:

Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле Блазиуса:

Число Рейнольдса определим по формуле:

где Re – число Рейнольдса; - средняя скорость движения жидкости, м/с; d – внутренний диаметр трубы, м; v – кинематическая вязкость, м²/сек.

Так как 2320< Re< 18954 принимаем режим течения турбулентным.

7. Давление Р₁ в начале трубопровода при полном заполнении его жидкостью определяем по формуле:

где Р₂ – давление в конце нефтепровода; - разница геометрических (высотных) отметок начала и конца нефтепровода: =H₂-H₁. По условию задачи отметка ЦСП выше отметки ДНС, то величину принимаем со знаком «+».

8. Определяем развиваемое насосом давление:

9. Находим напор, развиваемый насосом:

Расход нефти: Q = 95, 23 м³/час

По рассчитанным параметрам выбираем центробежный секционный насос ЦНС 180-212. Подача 180 м³/час. Производительностью 106, 6 м³/час. Характеристика насоса ЦНСн 180-212 испытана на воде 997 кг/м³ при частоте вращения 2950 об/мин.

Задача № 3. Гидравлический расчет газопровода от сепарационной установки (1-я ступень сепарации для группы нефтедобывающих скважин) до газокомпрессороной станции.

Исходные данные к задаче:

Наименование величины	Единицы измерения	Символическое обозначение	Значение
Количество добывающих скважин	шт	Nскв
Средний дебит одной скважины по нефти	т/сут	qн
Средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти)	м3/сут	Гф
Плотность нефти дегазированной (Р0=0, 1 МПа, Т=200С)	кг/м3
Вязкость нефти дегазированной	мПа.с		9, 8
Давление сепарации (1-я ступень)	МПа	Рсеп1	0, 45
Температура сепарации	К	Тсеп
Вязкость газа при условиях сепарации	мПа.с		0, 01
Длина нефтесборного коллектора	км	L	16, 5
Давление в сепараторах 2-ой ступени	МПа	Рсеп2	0, 12
Давление насыщения нефти газом	МПа	Рнас	14, 2
Превышение отметки ЦСП над ДНС	м
Коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора	доли единиц	Кз	1, 2
Плотность газа (стандартные условия)	кг/м3	Рг.о	1, 32

Решение:

1. Определяем количество газа добываемого с одной скважины:

2. Определяем объемный расход газа с учетом коэффициента запаса в газопроводе:

3. Определяем внутренний диаметр газопровода.

Из формулы для определения объемного расхода газопровода находим расчетный диаметр трубы:

где Q – расход газа, м³/с; D – внутренний диаметр трубы, м; L – длина газопровода, км; Р₁ и Р₂ – давление в начале и в конце газопровода, Па; Т – средняя температура газа в газопроводе, К; - относительная плотность газа; Z – среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа и ровно 0, 92 (из условия задачи 4).

Ближайшему стандартному значению выбираем трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): D_н=377мм, толщина стенки =9мм, внутренний диаметр трубы d=377-18=359мм.

4. Далее определяем пропускную способность газопровода для выбранного диаметра трубы:

Пропускная способность газопровода составляет

Q=1, 36 ^. 86400м³/сут=286232, 35м³/сут=0, 286232млн.м³/сут

Вывод: Т.к. 2, 813< 3, 3 м³/сек, то трубопровод данного диаметра подходит по пропускной способности.

Задача № 4. Построение графика изменения давления по длине промыслового газообразного коллектора. Схема газообразного коллектора.

Исходные данные к задаче:

Решение:

1. Определяем расчетный диаметр труб, одинаковый для всего газопровода:

Объемными расходами газа на участках газопровода q₁ и q₂ задаемся и они будут равны:

- объемный расход газа на первом участке q₁=9млн.м³/сут=104, 16 м³/сек.

- объемный расход газа на втором участке q₂=10млн. м³/сут=115, 74 м³/сек.

q₃=11, 25млн. м³/сут=130, 21 м³/сек

D=0, 465м=465мм.

По ГОСТ 8732-70 выбираем наибольший стандартный диаметр трубы 490мм, толщиной стенки 10мм и внутренним диаметром 470 мм.

1. Определяем давления в узловых точках Р_х1 и Р_х2 по формуле гидравлического расчета газопровода:

1. Определяем проверочным расчетом давление в точке Р₂:

1. Определим распределение давления по длине всего газообразного коллектора. Рассчитываем изменение давления на L₁=5, 5 км участке газообразного коллектора при х₁=1км; х₂=2км; х₃=3км; х₄=4км; х₅=5км

где, x_i – расстояние от начала i-го участка до рассматриваемого сечения, для которого определяется давление Р.

Рассчитываем изменение давления на L₂ = 3, 4 км участке газообразного коллектора при х₁=1км; х₂=2км.

Рассчитываем изменение давления на L₃ = 4, 1км участке газосборного коллектора при х₁=1км; х₂=2км; х₃=3км.

Задача №5

Технологическая схема УППН «Куеда»

Установка подготовки и перекачки нефти (УППН) предназначена для обработки нефтяной эмульсии и подготовки ее до товарной кондиции согласно ГОСТ Р 51858-2002 г. На УППН «Куеда» поступает эмульсия с Красноярско-Куединского, Степановского, Гондыревского месторождений ЦДНГ-2, с месторождений ООО «Аксаитовнефть», ООО «Урал-Ойл», ЗАО «Институт РОСТЭК», ООО НК «Сайгас», ООО «Футэк», УППН «Гожан» ЦДНГ-3.

Эмульсия Куединской площади через успокоительный коллектор поступает в устройство предварительного отбора газа (УПОГ), где происходит отделения газа от жидкости при давлении 0, 15 – 0, 45 МПа. Для контроля за давлением установлены датчики давления А-100. Показание прибора выведены в операторную. В поток эмульсии предусмотрена подача деэмульгатора «Рекод-752А». Отделившийся газ утилизируется через газосепаратор и конденсатосборник на ГКС. Отсепарированная жидкость поступает на ТДФ. При выходе с УПОГ эмульсия смешивается с нефтяной эмульсией поступающей с ДНС №№ 20, 21, 22, 23, 25, 26 после первой ступени сепарации. В трубопровод ДНС №25 – УППН «Куеда» поступает эмульсия месторождений ООО «Урал - Ойл»

Объединенным потоком эмульсия поступает в трубный делитель фаз (ТДФ). В ТДФ при давлении 0, 15 – 0, 4 МПа. происходит разделение жидкости на три фазы: нефть, воду, газ. При условии эффективной путевой деэмульсации в ТДФ происходит частичное отделение воды.В зимний период разделение эмульсии происходит при температуре 5-10градусов, летом температура увеличивается до 20 градусов. ТДФ оснащен приборами контроля за давлением на входе и выход. Данные с прибора А-100 выведены в операторную. Уровень раздела фаз контролирует прибор ВК-1200, значения которого выведены в операторную. Частично обезвоженная нефть с ТДФ поступает в отстойники глубокого обезвоживания О – 1, 2, объемом 200 м³. Газ, отделившийся в ТДФ поступает через газосепаратор на ГКС и отстойники О – 1, 2 для поддержания давления. Отделившаяся вода поступает на блок очистки сточных вод и РВП. В О – 1, 2 происходит глубокое обезвоживание при давлении 0, 15 – 0, 4 МПа. Отстойники оснащены приборами, контролирующими давление на входе и выходе отстойников, уровень раздела фаз. Давление контролирует прибор А-100, уровень раздела фаз контролирует ВК-1200. данные с приборов выведены в операторную.

Обезвоженная нефть поступает на вторую ступень сепарации КСУ сырьевые (№5 – 8). Сепарация газа происходит при давлении 0, 005 - 0, 05 МПа и температуре 15-20 градусов летом, 5-10 градусов зимой. На КСУ установлены ЭКМ, контролирующие давление в сосуде, при увеличении давления выше допустимого в операторную поступает сигнал «высокое давление» Для контроля за уровнем жидкости на КСУ установлен ДУЖЭ-200, сигнал с прибора выведен в операторную. Отделившийся газ утилизируется через газосепаратор на ГКС Газосепаратор оснащен датчиками РОС. контролирующими давление и уровень конденсата. Сигнал с датчиков выведен в операторную. Учет газа, утилизируемого на ГКС осуществляется прибором СВГ-800. Дегазированная эмульсия после КСУ (сыр.) поступает в резервуар предварительного сброса №7, 8, 9 V=5000 м³. Для контроля текущего уровня в РВС в операторной установлены приборы ВК-1200, по месту на РВС установлен прибор ДУЖЭ-200, сигнал с которого выведен в операторную. Поступление в РПС осуществляется на уровень 2, 5 м. Скорость поступления водонефтяной эмульсии в резервуар составляет – 316 м³/час. Технологической схемой предусмотрена поочередная и одновременная работа резервуаров.

Из РПС нефтяная эмульсия с уровня 8 м и обводненностью 10 – 30% поступает на прием технологического насоса 8НДВ-Н. На насосе установлены манометры, контролирующие давление на входе и выходе, так же установлен прибор УКТ-38, контролирующий температуру подшипников. Показания данного прибора выведены в операторную. При выходе из РПС эмульсия смешивается с нефтью, поступающей с УППН «Гожан» обводненностью 0 – 10%. Схемой предусмотрена подача деэмульгатора «Сепарол WF» в трубопровод поступления на технологические насосы.

Отделившаяся в РПС вода с уровня 0, 5 м поступает в отстойники с гидрофобным фильтром (ОГФ), в РВП №11, 13. ОГФ оснащены межфазными уровнемерами показания которых выведены в операторную но прибор ВК-1200М. Давление в сосуде контролирует ЭКМ, сигнал с которого выведен в операторную.

Нефть технологическим насосом перекачивается через нагреватели типа ПТБ-10 или БТП-10, где нагревается до температуры 65 - 70°С., При работе ПТБ (БТП) контролируется с помощью ЭКМ давление на входе и выходе печи, температуру нагрева жидкости контролирует ТСМ-50 м, установленный на выкидном трубопроводе. Показание прибора выведено в «Сатурн», так же в «Сатурн» выведена температура уходящих газов, контролируемая прибором ТХА. Контроль за пламенем производит прибор ПУИ. Давление напора воздуха контролирует прибор ДН-2, 5. Сигналы со всех приборов выведены в блок «Сатурн». При поступлении эмульсии на ПТБ (БТП) в поток поступает эмульсия с пункта приема ЗАО «Институт РОСТЭК». Поступление эмульсии осуществляется насосом НБ-32 с емкости V=25 м³, в которую сливается эмульсия нефти обводненностью 0 – 15% с автоцистерн месторождений ЗАО «Институт РОСТЭК», ООО НК «САЙГАС», ООО «ФУТЭК». После нагревателей нефть поступает в отстойники второй ступени обезвоживания УДО №1 – 5, V = 200 м³, где происходит отделение воды при избыточном давлении 0, 3 – 0, 5 МПа. После второй ступени обезвоживания нефть с содержанием воды до 10 – 15% поступает на ЭГ №1 – 6, V= 160 м³. Схемой предусмотрена работа УДО последовательно с ЭГ №1 – 6 и минуя ЭГ №1 – 6. ЭГ №1 – 6 могут работать параллельно и поблочно ЭГ №1 – 3, ЭГ №3 – 6. После ЭГ №1 – 6 нефти с обводненностью 0 – 10% поступает на КСУ товарные (№1 – 4), V=50 м³, где происходит горячая сепарация при температуре 45-50 градусов. КСУ оснащена датчиком предельного уровня ДПУ-1 и ЭКМ, сигналы с приборов выведены в операторную. Отсепарированная нефть поступает в товарные резервуары V=5000 м³ №№1, 2, 3, 4, 5, 6. Отделившийся газ с КСУ (тов.) поступает на ГКС.

Поступившая в РТН дегазированная нефть подвергается 2-х часовому отстою, затем готовится до достижения анализов нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002. Товарная нефть со стояков 1, 3, 5м насосами внешнего транспорта ЦНС 300/300 откачивается через СИКН №270 на ПСП.

В процессе глубокого обезвоживания в УДО, ЭГ отделившаяся вода по трубопроводу рециркуляции возвращается в РПС №7- 9. Подтоварная вода, выделившаяся в РТН, подрезается насосом 8НДВ-Н и возвращается по трубопроводу подрезки в РПС №7 – 9 для дальнейшей обработки.