![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Задача №5Стр 1 из 4Следующая ⇒
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:
Решение:
где Т0 =273 К – нормальная температура; Т = Тсеп; 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 Wч – 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 Wч шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе определяемом по следующим формулам: - при размере частиц не более 80 мкм воспользуемся формулой Стокса. Значением dч = 50; 65; 80 мкм задаемся. Принимаем dч = 100 мкм.
где dч – размер (диаметр) частицы, м; - для частиц размером 300 – 800 мкм воспользуемся формулой Алена. Значением dч = 300; 350; 400 задаемся:
Далее строим график изменения Wч от dч.
По графику определяем значение Wч при dч = 100 мкм. Wч100 = 0.34м/сек
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.
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 Wп – скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости; Vж – скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Скорость подъема (всплывания) пузырька газа в опускающейся жидкости Wвс=Wп-Vж, в поднимающемся слое жидкости Wвс=Wп+Vж. Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости где dп – диаметр пузырька; При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0, 6мм.
где Fр – 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 Fр 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:
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 Выбираем ближайшую стандартную трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): Dн=219мм, толщина стенки 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; 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; 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:
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; Ближайшему стандартному значению выбираем трубу с большим диаметром (по ГОСТ 8732-78): Dн=377мм, толщина стенки
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:
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.
где, xi – 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.
|