close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

262. Основы нефтегазопромыслового дела

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
Воронежский государственный архитектурно-строительный университет
Кафедра теплогазоснабжения и нефтегазового дела
Основы нефтегазопромыслового дела
Методические указания
к выполнению курсовой работы по дисциплине «Основы
нефтегазопромыслового дела» для студентов 2 курса дневной формы обучения
направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль «Проектирование,
строительство и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Воронеж 2015
УДК 621.64
ББК О 77я73
Составитель: Г.А.Кузнецова
Основы нефтегазопромыслового дела: метод. указания к выполнению курс.
работы по дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела» для студ. 2 курса дневной формы обучения направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль «Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»/ Воронежский ГАСУ; сост.: Г.А.Кузнецова. - Воронеж,
2015. - 18 с.
Приводятся основные методики выбора типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от
нефти.
Предназначены для студентов 2 курса дневной формы обучения направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль «Проектирование, строительство
и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».
Ил. 2. Табл. 4. Библиогр.: 6 назв.
УДК 621.64
ББК О 77я73
Печатается по решению учебно-методического совета
Воронежского ГАСУ
Рецензент – Б.П.Новосельцев,
коммунального хозяйства
к.т.н.,
2
профессор
кафедры
жилищно-
Введение
Тема курсовой работы – «Основы нефтегазопромыслового дела».
Целью курсовой работы решение следующих задач:
- выбор типоразмера и определение необходимого количества гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти;
- гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от
дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП).
Объем расчетно-пояснительной записки – 20-25 страниц формата А4.
При оформлении расчетно-пояснительной записки следует придерживаться правил для составления отчета о научно-исследовательской работе, изложенных в ГОСТ 7.32–2001.
Исходные данные.
Исходные данные для выполнения курсовой работы студент принимает
по приложению А.
Исходные данные примера:
Nскв. = 50 – количество добывающих скважин;
qn = 44 т/сут. – средний дебит одной скважины по нефти;
Гф = 92 м3/т. – средний газовый фактор (газонасыщенность пластовой нефти);
ρн.д = 870 кг/м3 – плотность нефти дегазированной;
μн.д = 8,0 мПа × с – вязкость нефти дегазированной;
Рсеп.1 = 0,45 МПа – давление сепарации (1-ая ступень);
Тсеп = 284 К – температура сепарации;
μг.с = 0,01 мПа × с – вязкость газа при условиях сепарации;
Lк=17,4 км – длина нефтесборного коллектора;
Рсеп.2 = 0,12 МПа – давление в сепараторах 1-ой ступени (ЦСП);
рнас=11,4 МПа – давление насыщения нефти газом;
∆Н=73 м – повышение отметки ЦСП над ДНС;
Кз = 1,2 – коэффициент запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного коллектора, доли единиц;
ρго =1,32 кг/м3 – плотность газа (стандартные условия).
Исходные данные для выполнения курсовой работы студент принимает
по приложению А.
1. Выбор типоразмера и определение необходимого количества
гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти
(1-я ступень сепарации)
3
Основные положения
Технологический (гидравлический) расчет гравитационных сепараторов
ведется на пропускную способность по газу и (или) по жидкости. В первом
случае газ рассматривается в виде сплошной фазы (сплошного потока), поднимающейся снизу вверх в сепараторе, а жидкость – в виде отдельных капель,
опускающихся в потоке газа в нижнюю часть аппарата. При расчете на пропускную способность по жидкости она рассматривается в виде сплошной фазы,
а газ – в виде отдельных пузырьков, всплывающих в опускающемся или поднимающемся слое жидкости.
Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по газу
(1)
Wч Vг
где: Wч - скорость падения капли (частицы) жидкости под действием силы тяжести в неподвижном газе; V г - скорость восходящего газового потока. Скорость опускания частицы жидкости в восходящем потоке газа Wоп Wч Vг .
Условие разделения фаз при расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости
(2)
Wп Vж
где: Wп - скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости; V ж скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе. Скорость под ъема (всплывания) пузырька газа в опускающейся жидкости Wвс Wп Vж , в поднимающемся слое жидкости Wвс Wп Vж .
Скорость падения шарообразной частицы жидкости в неподвижном газе
может быть определена по следующим формулам:
а) при размере частиц не более 80 мкм
Wч
d ч2
ж
18
g
г
(формула Стокса),
(3)
г
где: dч – размер (диаметр) частицы, м; ж и г – плотность жидкости и газа при
условиях сепарации, кг/м3; г – динамическая (абсолютная) вязкость газа при
условиях сепарации, Па с ; g – ускорение свободного падения, м/с 2;
б) для частиц размером 300-800 мкм (формула Аллена)
Wч
где:
г
0,153
0 , 71
d ч1,14
ж
0 , 43
г
g 0,71
г
0 , 71
г
,
(4)
– кинематическая вязкость газа;
в) для частиц размером более 800 мкм (формула Ньютона)
Wч
1,74
dч
ж
г
g
0,5
(5)
г
При расчетах диаметр частиц можно принять равным 100 мкм. Для
нахождения Wч следует выполнить вычисления по формуле Стокса, задавшись
4
тремя значениями dч (например 50,65 и 80 мкм), и по формуле Алена (например, при dч = 300, 350 и 400 мкм), построить график изменения Wч от dч и по
этому графику определить Wч при dч = 100 мкм.
Скорость восходящего потока газа
(6)
Vг Qг / F ,
где: Qг – объемный расход газа в сепараторе; F – площадь сечения сепаратора в
плоскости, нормальной к потоку газа.
Очевидно что
Qг
Q го
P0 T z
P T0 z 0
(7)
где: Qго – объемный расход газа, приведенный к нормальным (T0 = 273 К) или к
стандартным (T0 = 293 К) условиям;
P0 и T0 – атмосферное давление и нормальная (или стандартная) температура;
P и T –давление и температура газа в сепараторе;
Z0 и Z – коэффициенты сверхсжимаемости газа при нормальных (стандартных)
условиях и при P, T.
Отношение Z / Z0 для условий первой ступени сепарации можно принять
равным 0,95.
Скорость всплывания газового пузырька в неподвижной жидкости
d п2
Wп
ж
18
г
g
(8)
ж
где: dп – диаметр пузырька;
г – динамическая вязкость жидкости.
При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм.
Скорость опускания или подъема слоя жидкости в сепараторе
(9)
Vж Qж / F ,
где: Q ж – объемный расход жидкости.
Решение примера
Для выбора сепаратора необходимо рассчитать его нагрузку по газу, которую можно определить по методике ступенчатого разгазирования нефти [1].
Количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти в сепараторе,
приведенное к нормальным условиям, может быть рассчитано по формуле
G = ГT R [D1 (1 + R) — 1],
(10)
3
где ГТ — газонасыщенность пластовой нефти, м /т, объем газа приведен к нормальным условиям;
p1
p S 20
lg( 10 p S 20 ) ,
lg
R
5
(11)
pS20 — давление насыщения нефти при 20°С, МПа;
D1
4.06(
н
н
1000 ,
н
г
1,045) ,
(12)
— плотность дегазированной нефти при 20°С и атмосферном давлении,
кг/м3;
н
— относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования
нефти.
Рассчитывают вспомогательные коэффициенты
г
0,45
11,4
lg(10 11,4)
lg
R
н
г
в
0,68
870 1000 0,87 ,
1,32
го
1,095 ,
1,205
в
- плотность воздуха при 20 °С;
D1
4.06 0.87 1.095 1.045
0.37 .
Зная вспомогательные коэффициенты, находят количество газа, выделяющееся из каждой тонны нефти при условиях в газонефтяном сепараторе:
G = ГT R [D1 (1 + R) — 1]=92 (—0,68) [(—0,37) (1 —0,68) — 1] = 69,97 м3/т.
Суточный дебит всех скважин
Qн = qн . Nскв = 44 . 50 = 2200 т/сут,
или
Qнv = Qн./ρ = 2200/0,86 = 2558 м3/сут.
Количество газа, поступающего в сепаратор в свободном состоянии вместе с нефтью
Qго G Qн 69,97 2558 178983,26 м3 / сут .
Плотность газа при температуре и давлении в сепараторе
P T0 z 0
P0 T z
0,45 293
0,95 5,8кг / м 3 .
0,1 284
С учетом формул (6), (7) и условия (1) при Vг Wч (при dч не более 80 мкм по
г
го
1,32
формуле Стокса) определяется внутренний расчетный диаметр вертикального
гравитационного сепаратора
при dч = 50 мкм
Wч
5
Dв
d r2
ж
18
г
g
г
1,474 10 Qго P0 T Z
Vг P T0 Z 0
0, 5
(50 10 6 ) 2 870 5,8 9,81
0,12 м / с ;
18 0,01 10 3
1,474 10
Wч =0,12 м/с
Dв =2,12 м
6
5
178983,26 0,1 284 0,95
0,12 0,45 293 1
0, 5
2,12 м .
при dч= 65 мкм
Wч =0,2 м/с
Dв =1,64 м
при dч= 80 мкм
Wч =0,3 м/с
Dв =1,34 м
С учетом формул (6), (7) и условия (1) при Vг Wч (при dч , равном 300-800 мкм
по формуле Аллена) определяется внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного сепаратора
г - кинематическая вязкость
при dч = 305 мкм
Wч
0,153
0 , 71
d r1,14
ж
0 , 43
г
5
Dв
г
g 0, 71
0 , 71
г
1,474 10 Qго P0 T Z
Vг P T0 Z 0
0, 5
0 , 71
(300 10 6 )1,14 870 5,8
9,810,71
0,153
(0,01 10 3 / 5,8) 0, 43 5,80,71
1,474 10
Wч =0,80м/с
Dв =0,82 м
при dч = 350 мкм
Wч =0,93м/с
Dв =0,76 м
при dч = 410 мкм
Wч =1,12м/с
Dв =0,69 м
Строим график изменения Wч от dч (рис. 1).
7
5
178983,26 0,1 284 0,95
0,80 0,45 293 1
0,80 м / с ;
0, 5
0,82 м .
Рисунок 1. График изменения Wч от dч .
По данному графику определяем Wч при dч=100 мкм, Wч = 0,4 м/с.
Определяется внутренний расчетный диаметр вертикального гравитационного
сепаратора
Dв
1,474 10 5 Qго P0 T Z
Vг P T0 Z 0
0, 5
1,474 10
5
178983,26 0,1 284 0,95
0,4 0,45 293 1
0, 5
1,16 м
Выбирается ближайший больший стандартный размер (диаметр) сепаратора (табл. 1).
Таблица 1
Характеристика вертикальных сепараторов
Максимальная
Условный
Рабочее давление
пропускная спо- Высота корпуса,
диаметр сепара(максимальное),
собность по газу,
м
тора, м
МПа
3
тыс. м /сут
0,4
1,6
80,0
3,525
0,6
0,6
100,0
3,630
1,6
180,0
3,630
0,8
0,6
175,0
3,710
1,6
320,0
3,720
1,0
0,6
275,0
3,810
1,6
500,0
3,820
1,2
0,6
400,0
3,900
8
Условный
диаметр сепаратора, м
1,2
1,4
1,6
Максимальная
Рабочее давление
пропускная спо(максимальное),
собность по газу,
МПа
тыс. м3/сут
1,6
730,0
0,6
540,0
0,6
720,0
Высота корпуса,
м
3,920
4,000
4,110
Подходит сепаратор: D = 1,2 м; Р = 0,6 МПа; Н = 3,9 м; Qго = 400000 м3/сут.
Определяется расчетный диаметр горизонтального гравитационного сепаратора
Dг
1,474 10 5 Q го P0 T Z
Vг L P T0 Z0
1,474 10
5
178983,26 0,1 284 0,95
0,4 3 0,45 293 1
0,5
0,67 м .
где L – длина сепаратора – расстояние между входным и выходным патрубками
сепаратора, м (можно принять L = 3 м).
Выбирается стандартный диаметр сепаратора (табл. 2).
Таблица 2
Характеристика сепараторов типа НГС
Пропускная способность
Максимальное
Диаметр
(максимальная)
Сепарационная
рабочее давле- сепаратора,
установка
по газу,
по жидкости,
ние, МПа
м
3
тыс. м /сут.
м3/сут
НГС 6-1400
0,6
1,4
150,0
2000,0
НГС 16-1400
1,6
1,4
260,0
2000,0
НГС 6-1600
0,6
1,6
340,0
5000,0
НГС 16-1600
1,6
1,6
590,0
5000,0
НГС 6-2200
0,6
2,2
600,0
10000,0
НГС 16-2200
1,6
2,2
1000,0
10000,0
НГС 6-2600
0,6
2,6
1000,0
20000,0
НГС 16-2600
1,6
2,6
1800,0
20000,0
НГС 6-3000
0,6
3,0
1500,0
30000,0
НГС 16-3000
1,6
3,0
2700,0
30000,0
Подходит сепаратор: D = 1,4 м; Р = 1,6 МПа; L = 3,0 м; Qго = 260000 м3/сут.;
Qж = 2000 м3/сут.
По результатам расчета на пропускную способность по газу выбирается
сепаратор с меньшими габаритами – вертикальный.
Определяется пропускная способность выбранного сепаратора на пр опускную способность по жидкости
Q ж 86400 F Wп , м3/сут,
(13)
где F – площадь зеркала (поверхность раздела газовой и жидкой фаз) в сепараторе.
9
При расчете сепаратора на пропускную способность по жидкости диаметр пузырька газа можно принять равным 0,6 мм.
F
D2
4
3,14 1,2 2
4
d п2
1,13 м 2 ; Wп
Qж
ж
18
г
ж
g
(0,6 10 3 ) 2 (860 5,8) 9,81
0,021 м с
18 8 10 3
86400 1,13 0,021 2050 м3 сут
Пропускная способность сепаратора по жидкости, полученная по (13), оказалась меньше общего количества нефти, получаемой из скважин (по заданным
условиям задачи). Определим размер (диаметр) газовых пузырьков, при котором выполняется условие
2
Qж
86400 Fр Wп
86400
D2 dп ( ж
4
18
г
)g
,
ж
приняв пропускную способность сепаратора равной заданному количеству
нефти.
Отсюда d п
Qж
3768 D 2 (
ж
ж
г
)g
2558 8 10 3
0,7 10 3 м 0,7 мм .
2
3768 1,2 (860 5,8)9,81
2. Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода)
от дожимной насосной станции (ДНС)
до центрального сборного пункта (ЦСП)
Основные положения
При гидравлическом расчете нефтепровода решают одну из трех задач:
а) определение пропускной способности нефтепровода;
б) определение диаметра трубы;
в) определение давления в начале нефтепровода (давления на выкиде насосов
ДНС).
Выполнение расчетов основано на формуле Дарси-Вейсбаха (допускается, что потери напора в местах местных сопротивлений h м.с. h тр , где hтр – потери напора на трение жидкости по длине трубы
L V2
,
D2 g
h тр
(14)
где L – длина нефтепровода или отдельного его участка; D – внутренний диаметр трубы; V – средняя скорость движения жидкости в трубе; g - ускорение
свободного падения; - коэффициент гидравлических сопротивлений.
Для ламинарного режима течения, когда Re 2320 ( Re V D / - число
Рейнольдса; - коэффициент кинематической вязкости)
64 Re 1 (формула Стокса)
(15)
Для переходного и турбулентного режимов (2320<Re<Re1)
0,3164 Re 0, 25 (формула Блазиуса),
(16)
при этом
10
59,6
Re1
(17)
7/8
K Э / D , Kэ – эквивалентная шерогде - относительная шероховатость труб:
ховатость стенок трубы (можно принять K э 1,4 10 5 м).
Если при гидравлическом расчете нефтепровода неизвестны диаметр и
давление в начале трубы, 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 – при более высокой вязкости.
После выбора стандартного размера (диаметра) трубы (табл. 3) при известном объемном расходе жидкости уточняют скорость ее движения.
Давление Р1 в начале трубопровода при полном заполнении его жидкостью определяется по формуле
(18)
P1 P2
Z
g hтр
g
где: P1 – давление в конце нефтепровода; Z – разница в геометрических (высотных) отметках начала и конца нефтепровода: Z Z2 Z1 . При Z2 Z1 величина Z принимается со знаком (+), при Z2 Z1 – со знаком (-). Отдельные
участки нефтепровода могут иметь высотные отметки, превышающие
Z 2 ( Z2 Z1 ), что необходимо учитывать при заполнении трубы жидкостью.
Решение примера
1. Определяем объемный расход одной скважины по нефти:
qn
Q1
НД
44 10 3
870
50,57 м 3 / сут.
2. Находим с учетом коэффициента запаса объемный расход нефти в
нефтепроводе:
Q
N СКВ Q1 K З
50 50,57 1,2 3034,2 м3 / сут 3034,2 / 86400 0,035 м3 / сек.
3. Определяем кинематическую вязкость нефти:
НД
Н
НД
8 10
870
3
9,20 10
6
м 2 / сек.
4. Для определения диаметра трубы, необходимо определим площадь поперечного сечения трубы (для предварительного расчета скорость движения
жидкости в трубе примем V = 1,2 м/с):
V
Q
F
4 Q
d2
d2
4 Q
V
d
4 Q
V
4 0,035
3,14 1,2
0,193 м.
Бесшовные горячекатаные трубы по ГОСТ 8732-78
Наружный
Толщина стенки, мм
диаметр,
3
4
5
6
7
8
9
мм
57
+
+
+
–
–
–
–
11
Таблица 3
10
11
–
–
Наружный
Толщина стенки, мм
диаметр,
3
4
5
6
7
8
9
мм
60
+
+
+
–
–
–
–
70
+
+
+
+
–
–
–
76
+
+
+
+
–
–
–
89
–
+
+
+
+
–
–
108
–
+
+
+
+
+
–
133
–
+
+
+
+
+
–
159
–
–
+
+
+
+
+
168
–
–
+
+
+
+
+
219
–
–
–
+
+
+
+
273
–
–
–
–
+
+
+
325
–
–
–
–
–
+
+
377
–
–
–
–
–
–
+
426
–
–
–
–
–
–
+
Примечание: (-) – трубы указанного размера не производятся.
10
11
–
–
–
–
–
–
–
+
+
+
+
+
+
–
–
–
–
–
–
–
–
–
+
+
+
+
По ГОСТ 8732-78, выбираем ближайшую трубу с большим диаметром. DН =
219 мм, толщина стенки δ = 8 мм, внутренний диаметр трубы d = 219 – 16 = 203
мм.
5. Определяем точную скорость движения жидкости в трубе с внутренним диаметром 201 мм:
Q
F
V
4 Q
d2
4 0,035
3,14 0,2032
1,08 м / сек.
6. Определяем относительную шероховатость труб:
КЭ
d
где
1,4 10 5
0,203
6,9 10 5.
КЭ = 1,4 × 10-5 – эквивалентная шероховатость стенок трубы.
7. Находим число Рейнольдса( Re1) :
59,6
Re1
7/8
Re
V
59,6
7/8
6,9 10 5
D 0,203 1.08
9.2 10 6
260767,4.
23830.
Так как 2320 < Re < 260767,4 принимаем режим течения турбулентный.
8. Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений во спользуемся формулой Блазиуса:
0,3164 Re
0.25
0,3164 23830
0.25
0,025.
9. Определяем потери напора на трение жидкости по длине трубы:
hТР
LК V 2
D 2 g
17,4 10 3 1,08 2
0,025
0,203 2 9,81
12
127.4 м.
10. Определяем давление в начале нефтепровода (по условию задачи отметка ЦСП выше отметки ДНС, поэтому величину ∆Н принимаем со знаком
«+»):
P1
0,12 10
6
Pсеп2
H
НД
g
hТР
НД
g
73 870 9,81 127,4 870 9,81 1830354 Па 1,83МПа.
11. Определяем развиваемое насосом давление:
РНАС
РВЫК
РПР
Р1 РСЕП1 1,83 0,45 1,38 МПа.
12. Находим напор, развиваемый насосом:
Н
РНАС
НД
g
1,38 10 6
161,7 м.
870 9,81
Напор, развиваемый насосом, рассчитан на дегазированной нефти.
Пересчитаем напор по воде плотностью 1000 кг/м3
Н
РНАС
НД
g
1,38 10 6
140,7 м.
1000 9,81
Расход нефти Q 0,035 м / сек 126 м 3 / час
Таким образом, насос должен удовлетворять условиям: Н > 162м, Q > 141
м3/час.
Согласно полученным расчетным путем данным по параметрам подходит
центробежный нефтяной горизонтальный насос типа Н: 6Н-10х1. Подача 141
м3/час. Напор 187 м. Высота всасывания 3,5 м. КПД 71%. Число ступеней 4.
Диаметр рабочего колеса 215 мм. С частотой вращения двигателя 2960 об/ мин.
3
13
Библиографический список
1. Тетельмин В.В. Магистральные нефтегазопроводы:учеб. Пособие/ В.В Тетельмин., В.А.Язев// 3-е изд., доп.. - Долгопрудный : ИД Интеллект , 2010 -351 с.
2. Тетельмин В.В. Нефтегазовое дело. Полный курс./ В.В Тетельмин.,
В.А.Язев// Долгопрудный : ИД Интеллект , 2009 -799 с.
14
Оглавление
Введение .............................................................................................................. 3
Исходные данные................................................................................................. 3
1. Выбор типоразмера и определение необходимого количества
гравитационных сепараторов для отделения газа от нефти (1-я ступень
сепарации)............................................................................................................ 3
2. Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от
дожимной насосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦСП) .10
Библиографический список ................................................................................14
Оглавление ..........................................................................................................15
15
Основы
нефтегазопромыслового дела
Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине
«Основы нефтегазопромыслового дела» для студентов направления 21.03.01
«Нефтегазовое дело», профиль «Проектирование, строительство и
эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Составитель: канд. техн. наук, доц. Кузнецова Галина Александровна
Подписано в печать 26.10.2015. Формат 60×84 1/16. Уч.-изд. л. 1,5.
Усл.-печ. л. 1,6. Бумага писчая. Тираж 50 экз. Заказ № 426.
________________________________________________________________
Отпечатано: отдел оперативной полиграфии издательства учебной литературы
и учебно-методических пособий Воронежского ГАСУ
394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84
16
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
17
Размер файла
517 Кб
Теги
262, дела, основы, нефтегазопромыслового
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа