Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторождения Самарской области. Анализ системы сбора и подготовки Карлово-Сытовского месторожден. Курсовой проект по дисциплине Сбор и подготовка скважинной продукции и экологическая безопасность
 Скачать 6.58 Mb.
|
 По формуле находим потери в трубопроводе на участке:  Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:
Давление на нагнетательной скважине:    Из полученных значений делаем вывод, что трубопровод работает с отклонениями от нормы, так как погрешность между фактическими показателями и расчетными превышают 5%. Это говорит о том, что на внутренних стенках трубопровода присутствуют отложения, которые увеличивают потери на трение из-за уменьшения внутреннего диаметра трубопровода. Следует провести диагностику и выявить вид отложений, после чего подобрать соответствующий реагент для закачки. 2.2 Гидравлический расчет сложного двухфазного трубопровода Продукция скважины №29 при буферном давлении 2 атм в количестве 13 м3/сут по трубопроводу из старых стальных труб с внутренним диаметром 150 мм и длиной 2,24 км поступает на УПН «Карлово-Сытовское». Истинное массовое газосодержание на устье скважины составляет 25 % при плотности газа и нефти в этих же условиях 1,17 и 847 кг/м3 соответственно. Давление на входе в ДНС (УПН) составляет 1,6 атм. Выкидная линия горизонтальна и местных сопротивлений не имеет. А газ вязкостью 2,1*10-6 Па*с распределён в нефти вязкостью 7,2 мПа*с. Для упрощения пренебрегаем обводнённостью, и положим, что вся жидкая фаза – нефть. Данное допущение уместнее сделать по преобладающей фазе (воде), но в таком случае расчёт идёт по методике Фриделя, для которой отсутствует значение потерь давления только по жидкой фазе. Технологическая схема сложного двухфазного трубопровода представлена на рисунке:  Рис.9 Технологическая схема сложного двухфазного трубопровода
Расчёт: Определим методику расчёта: Для этого нужно знать удельный массовый расход и соотношение вязкостей нефти и газа:  где  –массовый расход, кг/с;  – площадь сечения трубы, м2.  = 1145*0,75 + 1,17*0,25 = 860 кг/м3 Тогда:   Табл.16 Выбор методики расчета
Так как удельный массовый расход меньше 100, а соотношение вязкостей меньше 1000, выбираем методику Локкарта-Мартенелли. Так как трубопровод горизонтален и местных сопротивлений не имеет, то потери давления на трение можно найти по формуле:  где: поправка  может быть определена по выражению: Для нахождения параметра двухфазности (С) предварительно необходимо найти  и  . Причём:  Тогда:   где:  Тогда:  Так как и меньше 2000, то согласно таблице выбираем параметр двухфазности, равным 5.Табл.17 Параметр двухфазности
Тогда:   где:   Тогда:      Данное расхождение в значениях объясняется грубым допущением о том, что вся жидкая фаза – это нефть, которая в реальных условиях составляет лишь 15% от общего объёма перекачиваемой эмульсии. При полученном значении потери на трение водонефтяной эмульсии значительно больше, чем при движении одной лишь нефти. Стоит также отметить, что данный трубопровод является центральным, то есть по данному участку протекает жидкость со всех действующих скважин, а не с одной. Поэтому данный расчёт является недостоверным и не передаёт реальное состояние нефтепровода. Данное решение является примером грубых ошибок при расчёте. Поэтому мы проведём расчёт по другому двухфазному трубопроводу. Целесообразно взять один из участков между скважиной и распределительной гребёнкой. Продукция скважины №14 в количестве 41 м3/сут по трубопроводу из старых стальных труб с внутренним диаметром 59 мм и длиной 167 метров транспортируется до гребёнки №14. Истинное массовое газосодержание на устье скважины составляет 10 % при плотности газа и нефти в этих же условиях 1,17 и 842 кг/м3 соответственно. Фактический перепад давления составляет 2,1 кПа. Выкидная линия горизонтальна и местных сопротивлений не имеет. А газ вязкостью 2,1*10-6 Па*с распределён в водонефтяной эмульсии где вязкость нефти 7,2 мПа*с. Определить перепад давления на участке и сравнить с фактическим.  Рис.11 Технологическая схема сложного двухфазного трубопровода
Расчёт: Определим методику расчёта: Для этого нужно знать удельный массовый расход и соотношение вязкостей нефти и газа: где –массовый расход, кг/с; – площадь сечения трубы, м2. = 842*0,9 + 1,17*0,1 = 758 кг/м3 Тогда:  Определим вязкость эмульсии по формуле Монсона: µэ = µвнешней среды (1 + 2.5 +9,33+503) µэ =0,0072*(1+2,50,56+9,30,562+500,563)=101,5 мПа*с  В данном случае применяем методику Чисхолма. Исходное уравнение:  Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:  Найдем массовое газосодержание:  где   Тогда:  Для шероховатых труб:  .Таблица 2.4 Табл.21 Определение параметра В
  0,17 м/с 720<2320, следовательно, режим течения ламинарный.   Найдем перепад давлений:   Сравним фактические и рассчитанные перепады давления:   Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает с отклонениями от нормального режима. Погрешность между фактическими показателями и расчетными превышают 5%. Это говорит о том, что внутри трубопровода присутствуют отложения, которые увеличивают потери на трение. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
