То трубопровод действительно нуждается в теплоизоляции.
Согласно основных технологических решений в качестве теплоизоляции выбираем пенополиуретан, для которого коэффициент теплопроводности (по справочным данным) равен 0,005 Вт/м . 0С и по формуле (13) рассчитаем диаметр теплоизолированного трубопровода, предварительно определив по выражению (14) приведённый параметр Шухова:
Поскольку:
где:
- максимальный диаметр трубопровода с изоляцией, разрешенный СНИПом, делаем следующий вывод:
Трубопровод нуждается в путевом подогреве.
Количество путевых подогревателей определим по формуле:
Рассчитаем потери напора на одном участке (от одного подогревателя до другого), применив, наконец, формулу Черникина (15):
(15)
где:
- поправка на неизотермичность среды по длине трубопровода;
- поправка на неизотермичность среды по радиусу трубопровода;
L– длина одного участка (25230 м);
βи m– коэффициенты из классической формулы Лейбензона [ ].
Поправка на на неизотермичность среды по длине трубопровода ( ) определяется по формуле:
(16)
где:
- начальная температура жидкости;
- конечная температура жидкости;
- температура окружающей среды;
u – коэффициент крутизны вискограммы для данной жидкости (берётся из справочника);
Шу – критерий Шухова.
Критерий Шухова рассчитывается по формуле:
(17)
где:
(18)
где:
а– доля турбулентного участка, дол.ед.;
|
|
|
в– доля ламинарного участка, дол.ед.
в= 0,4
0С
кг/с
где:
м2/с
м2/с
Наконец:
где:
где:
Таким образом, на каждые 25 км трассы мы будем терять 8 атм.
Значит, на 100 км трассы нам потребуется 4 ДНС, которые мы совместим с путевыми подогревателями.
В результате, продукция поступит на ЦПС при температуре 50 0С с давлением порядка 8 атм, что с небольшим запасом соответствует условию.
Потери давления на транспорт газа (5 % от потерь на транспорт нефти по условию) составят 1,6 атм.
Таким образом, газ поступит на ЦПС с давлением 4,4 атм., что более чем достаточно.
Вывод:
Дожимная компрессорная станция на месторождении не нужна.
Итоговая схема обустройства приведена на рис.3.
Подача топлива (газ первой ступени сепарации), воздуха и отвод дымовых газов на достраиваемых узлах не показан.
Задача решена.
Итоговая схема обустройства месторождения «А»
| 10в |
| 100 км км |
| 3 |
| 2 |
| 1 |
| 4 |
| 5 |
| 6аа |
| II |
| 7а |
| 8а |
| 9а |
| 10а |
| III |
| 11а |
| I |
| 12а |
| 13а |
| IV |
| 14а |
| V |
| 15а |
| VI |
| 11в |
| 6ва |
| 7в |
| 8в |
| IV |
| V |
| 9в |
| 12в |
| 14в |
| А |
| 3 |
| 17 |
| 18 |
| 19 |
| VII |
| VIII |
| IX |
| 20 |
| 21 |
| 22 |
| 23 |
| 24 |
| Х |
| 26 |
| 27 |
| IV |
|
|
|
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; 16 – водозаборная скважина (ликвидирована); 17 – печь; 18 – КНС; 19 – нагнетательная скважина; 20 – теплоизоляция; 21 – теплообменник; 22 – отстойник; 23 – ДНС; 24 – БР; 25 – КС (ликвидирована); 26 – дымосос; 27 – дымовая труба.
I- товарная нефть; II- товарный газ; III- ШФЛУ; IV- мех.примеси на захоронение; V- сточная вода на утилизацию; VI- продукция с других месторождений, VII – дым; VIII - топочный газ; IX – воздух.; Х – депрессатор.
а – существующая технологическая линия, в – сооружающаяся технологическая линия.
Рис.3.
Ситуационная задача 6.
В НГДУ «Х… Нефть» в разработке находятся три рядом расположенных месторождения «А», «В» и «С», эксплуатируемые механизированным способом.
Продукция, добываемая из пластов девона, и содержащая до 8 % об. воды, в количестве до 1 млн.т/год под собственным давлением поступает на ЦПС, где проходит три ступени сепарации и подготовку на УКПН.
|
|
|
Отделённая вода, после подготовки на УКПВ, также расположенной на ЦПС, откачивается на КНС, находящуюся вблизи месторождений; а затем, после смешения с необходимым количеством совместимой пресной воды, используется для целей ППД на всех трёх месторождениях.
Попутный газ, согласно заключенного договора, без всякой подготовки двумя потоками (газ высокого давления и газ низкого давления) направляется на находящийся в непосредственной близости от ЦПС – ГПЗ.
Подготовленная не ниже второй группы качества нефть откачивается на ГСМН.
Всё оборудование на ЦПС, ГПЗ и ГСМНнедогружено по производительности до 40 %.
Согласно принятого решения планируется на месторождениях «А» и «В» ввести в эксплуатацию отдельной сеткой скважин продуктивные пласты карбона с целью увеличения суммарного объёма добычи нефти на 25 % и газа на 15 %.
На месторождении «А» в течении ближайших 10 лет добычу практически безводной продукции, содержащей в попутном газе до 10 % об (н.у.) сероводорода, планируется осуществлять фонтанным способом без ППД с давлением на устье скважин не менее 40 атм.
На месторождении «В» с хорошей гидродинамической связью с подстилающими водами, при аналогичном способе добычи, но с ППД, обводнённость продукции составит не менее 30 % об., при содержании сероводорода в попутном газе до 15 % об. (н.у.) и давлении на устье скважин до 35 атм.
|
|
|
Предложите реконструкцию системы сбора и подготовки продукции скважин в НГДУ. Если расстояние от этих месторождений до ЦПСне превышает 10 км.
Транспортировать продукцию карбона планируется по новому стальному сборному коллектору с внутренним диаметром 300 мм, способным выдержать давление в 60 атм.
Вязкость нефти в газонасыщенном состоянии ожидается порядка 20 мПа .с, плотность около 875 кг/м3 (ст.у.), а объём добычи на этих месторождениях примерно одинаков.
Газовый фактор достигает 25 м3/м3 (ст.у.), а пресная вода совместима не только с продукцией девона, но и карбона.
На месторождении «А» планируется установить шесть АГЗУтипа
«Спутник-Б», а на месторождении «В» - три, подключив к каждому до 14 эксплуатационных скважин.
Решение задачи.
1. Рассмотрим ситуацию, сложившуюся в НГДУ до ввода в эксплуатацию пластов карбона на месторождениях «А» и «В» (рис.1.):
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 264; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!