Значит, выбранный вариант системы сбора подходит.
Задача решена.
Ситуационная задача 2.
В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новое нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС.
В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс.т/год.
Разработку месторождения в течении этого срока планируется осуществлять без ППД.
Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м3 и вязкости не менее 20 мПа.с при температуре продукции не выше 30оС.
Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет.
Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м3/т (н.у.). Попутный газ на 85 % об. состоит из метана, 10 % об. этана и 5 % об. пропана и бутанов.
После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.
Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно.
Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9,5млн.м3/год (н.у.) соответственно.
Подготовка попутного газа на ЦПС осуществляется по первому варианту.
Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,3 атм.
Продукция месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПСна первую ступень сепарации и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.
Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС.
УКПН совмещена с ГСМН.
Других потребителей не имеется.
Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 100 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм.
Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.
Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, а в НГДУимеется только один свободный компрессор, развивающий давление до 16 атм. производительностью до 9,5 млн.м3/год.
Потерями на всех местных сопротивлениях системы сбора можно пренебречь.
Решение задачи.
1. Зададимся простейшим вариантом обустройства месторождения «А»:
- пусть месторождение обустроено по основному варианту унифицированной схемы , а продукция на всём протяжении сборного коллектора находится в однофазном (жидком) газонасыщенном состоянии, причём, утилизация попутного газа на ЦПС осуществляется по второму варианту.
Тогда, схема сбора для данного месторождения может быть проиллюстрирована рис.1.
Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту.
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| А |
| 4 |
| 5 |
| 6 |
| II |
| 7 |
| 8 |
| 9 |
| 10 |
| III |
| 11 |
| I |
| 12 |
| 13 |
| IV |
| 14 |
| V |
| 15 |
| VI |
| 60 км |
1- эксплуатационная скважина; 2- выкидная линия; 3- АГЗУ; 4- сборный коллектор; 5- ЦПС; 6- первая ступень сепарации; 7- вторая ступень сепарации; 8- третья ступень сепарации; 9- УКПН; 10- УКПГ; 11- узел компаундирования; 12- узел автоматического контроля качества; 13- ГСМН; 14- УКПВ; 15- ГСМГ.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений.
Рис.1.
Проверим возможность такого решения.
Для этого, определим потери давления на трение на участке системы сбора продукции скважин от месторождения «А» доЦПС, воспользовавшись уравнением Дарси – Вейсхбаха:
(1)
где:
- длина трубопровода, м;
- внутренний диаметр трубопровода, м;
-ускорение силы тяжести, м/с2;
-плотность жидкости, кг/м3;
- потеря давления, Па;
Δz – разность геодезических отметок ЦПС и месторождения;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от режима течения жидкости и шероховатости стенок трубопровода;
- средняя скорость течения жидкости, м/с, определяемая по формуле:
(2)
где:
Q -объёмный расход жидкости, м3/с, определяемый по формуле:
(3)
где:
G– массовый расход жидкости, кг/с.
Прежде всего, определим Q, переведя предварительно исходные данные в систему СИ:
G= 180 т.т/год = 5,71 кг/с
Тогда:
Поскольку:
Dв= 100 мм = 0,1м
Затем определим коэффициент гидравлического сопротивления λ, предварительно рассчитав критерий Рейнольдса:
(4)
где:
μ - динамическая вязкость жидкости, Па . с (из условия μ = 0,02 Па . с);
Поскольку Re > 2320 в сборном коллекторе турбулентный режим.
Но, как известно, турбулентный режим бывает трёх типов и в каждом случае искомую величину коэффициента гидравлического сопротивленияλ находят по разному.
Поэтому, определим тип турбулентного режима в сборном коллекторе для чего найдём величину:
(5)
где:
-относительная шероховатость внутренней стенки трубопровода, определяемая по формуле:
(6)
где:
е -абсолютная шероховатость внутренней стенки трубопровода, м.
Для новых цельнотянутых стальных труб е = 0,00005 – 0,00015 м [3].
Выберем значение е =0,0001 м.
Тогда:
В результате:
Поскольку:
то в сборном коллекторе первый тип турбулентного режима течения, так называемый режим гидравлически гладких труб.
В этом случае величину коэффициента гидравлического сопротивленияλ находят по формуле Блазиуса:
(7)
Наконец:
Поскольку:
L= 10 км = 10000 м.
Таким образом, при выбранном варианте системы сбора потери давления на трение даже в начальный период эксплуатации больше чем давление на устье скважин в начальный период эксплуатации (10 атм.), не говоря уже о том, что мы пренебрегали потерями на местных сопротивлениях и делали допущение о однофазном (жидкостном) течении продукции скважин.
В результате добытая на месторождении продукция до ЦПС не дойдёт.
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 465; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!