Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, выполненная по основному варианту с утилизацией попутного газа на ЦПС по второму варианту.

Стр 1 из 46Следующая ⇒

МИНИСТРЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙЦ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ю.П.БОРИСЕВИЧ

В.В.КОНОВАЛОВ

Г.З.КРАСНОВА

РАСЧЕТЫ СИТУАЦИОННЫХ ЗАДАЧ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ»

Учебно – методическое пособие

Самара

Самарский государственный технический университет

2014

Печатается по решению методического совета нефтяного факультета

УДК 622.276

Б82

Борисевич Ю.П.

Б82 Расчеты ситуационных задач по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды» :учебно – методическое пособие / Ю.П.Борисевич, В.В.Коновалов, Г.З.Краснова.- Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2014. – 60 с.: ил.

Рассмотрены методики решения ситуационных задач по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

Предназначено для студентов, обучающихся в бакалавриате по направлению 131000 «Нефтегазовое дело» специальности «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» и «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ» очной, заочной и дистанционной формы обучения в рамках дисциплины «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

Рецензент д-р техн. наук проф. В. К. Тян

СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Нефтяные месторождения

Ситуационная задача 1.

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 30^оС.

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 300 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.

III

D 15 22 IV 6 В VII 24

VI V C 25 VI 23 16 3 2 1 А 4 II 14 16 III 20 I 17 18 21 5 7 8 9 10 13 13

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:

D_в= 300 мм = 0,3м

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 ламинарный режим.

Тогда, λопределим по формуле Стокса:

(5)

Наконец,

Поскольку:

L= 10 км = 10000 м.

Таким образом, при выбранном варианте системы сбора давление в начале сборного коллектора не может быть ниже 6,9 атм (см схему), т.к. давление на первой ступени сепарации 6 атм.; а это меньше чем давление на устье скважин даже после 10 летнего этапа работы.

В результате добытая на месторождении продукция до ЦПС дойдёт.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 669; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!