293

2.4.2. Исходные данные

Заданными величинами являются: а) давление в начале газопровода Р1;

б) минимально допустимое давление в конце газопровода Р2;

в) длины участков l1; l2; l3;

г) объемный расход газа на участке l1 (расход q1);

д) объемный расход подводимого к коллектору газа qх1 и qх2.

2.4.3. Общие положения

Формулу (24) для гидравлического расчета газопровода можно записать в следующем виде:

	Q2 L 0,174D16/3	P2	P2
		1	2	(27)
		отн L T Z

или при одинаковом диаметре труб на каждом участке газосборного коллектора,

qi2 li Ki D16/3 P12 i P22_ i

(28)

где P1_ i и P2 _ i – давление в начале и в конце i-го участка газопровода; q i – объемныйрасходгаза на i-мучастке; li – длина i-гоучастка;

K	i			0,174				.	(29)
					T	Z
				отн			i
					i

Если просуммировать левую и правую части равенства (31) при Ti Tср const, получаем:

n	qi2 li		0,174		D16/3 P12 i P22_ i			(30)
i 1			отн Tср Zср
	16/3			отн Tср Zср n qi2		li
					i 1
или	D						.	(31)
				0,174 P12 i P22_ i_

По (31) определяется расчетный диаметр труб.

21

elib.pstu.ru

2.4.4.Порядок решения задачи

По найденному расчетному диаметру (31) выбирается стандартный диаметр труб для газосборного коллектора, который будет одинаковым для всех участков газопровода. Снижение давления в газопроводе (разность Р1 – Р2) при расчете принять равным

12 % от Р1.

Давление в конце газопровода Р2 уточняется после выбора стандартного диаметра трубы.

Давления в узловых точках Px1 и Px2 определяются из (24), записанной для каждого отдельного участка. После определения этих давлений выполняется расчет по распределению давления по длине каждого участка по формуле

P	P12 i P12 i P22_ i	x	,	(32)
		l
		i

где х – расстояние от начала i-го участка до рассматриваемого сечения, для которого определяется давление Р.

Для построения графика изменения давления по длине каждого участка газопровода вычисления выполняются не менее чем для 5 сечений. По полученным значениям строится график в координатах Р – L.

Задача 5. Выполнение принципиальных технологических схем: а) сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле (для месторождения или цеха по добыче нефти и газа); б) автоматизированной групповой замерной установки; в) дожимной насосной станции; г) установки по подготовке нефти (УППН или УПСВ).

Указания по выполнению. Принципиальные схемы выполняются для месторождения (ЦДНГ) по месту работы студентов заочной формы обучения или по литературным данным. Схемы должны включать описание технологических процессов сбора и подготовки продукции скважин и элементов схемы. Не следует

22

elib.pstu.ru

в качестве описания включать в контрольную работу в полном объеме технологические регламенты установок с подробным описанием пусков, остановок, действий персонала при аварийных ситуациях и прочее. Примерный объем текста при описании схем и технологических процессов – 4–5 страниц.

23

elib.pstu.ru

3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Исходные данные для задач 1, 2, 3 приведены в табл. 4, для задачи 4 – в табл. 5. Перечень исходных данных (табл. 4) приведен ниже:

Количество добывающих скважин Nскв.

Средний дебит одной скважины по нефти qн, т/сут.

Средний газовый фактор Гф (газонасыщенность пластовой нефти), м3/т.

Плотность нефти дегазированной, ρн.д., кг/м3 (Р0 = 0,1 МПа,

Т = 20 °С).

Вязкость нефти дегазированной μнд, мПа·с. Давление сепарации (1ая ступень) Рсеп1 = 0,45 МПа. Температура сепарации Тсеп, К.

Вязкость газа при условиях сепарации μг.с.= 0,01, мПа·с. Длина нефтесборного коллектора Lк, км.

Давление в сепараторах 2-й ступени (ЦСП) Рсеп2 = 0,125 МПа. Давление насыщения нефти газом Рнас, МПа.

Превышение отметки ЦСП над ДНС Н, м.

Коэффициенты запаса по производительности (пропускной способности) нефтесборного и газосборного коллекторов Кз = 1,2.

Плотность газа (стандартные условия), ρго, кг/м3.

Давление на приеме промысловой газокомпрессорной станции принимается равным 0,9 Рсеп2.

24

elib.pstu.ru

ru.pstu.elib

25

Таблица 4

Исходные данные для задач 1, 2, 3

	Показа-											Номера вариантов
	тели	1		2		3		4		5		6		7		8		9		10		11		12
	Nскв	42		51		48		36		44		56		44		33		47		40		38		39
	Qн	60		34		62		46		28		45		42		52		50		64		62		48
	Гф	125		88		68		96		120		76		94		110		90		102		86		86
	ρнд	880		865		875		845		875		870		880		865		875		865		870		840
	ρГО	1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32
	μнд	6,2		6,8		8,1		8,4		8,6		9,0		9,2		5,4		7,6		7,4		7,5		8,7
	μГС	0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01
	Рсеп1	0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45		0,45
	Тсеп	284		284		283		283		284		283		284		284		283		283		284		285
	Рсеп2	0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12		0,12
	Lk	15,6		13,4		10,8		14,2		14,0		11,6		14,5		16,2		16,0		18,4		12,5		20,0
	H	65		86		84		80		74		76		96		72		78		70		68		90
	Kз	1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2		1,2
	Рнас	14,2		15,2		14,8		15,8		12,4		13,4		11,6		12,6		10,8		11,8		12,8		13,8
	Показа-											Номера вариантов
	тели	13												19
				14		15		16		17		18				20		21		22		23		24
	Nскв	35		41		45		52		50		38		42		38		45		47		52		46
	Qн	54		40		38		44		41		70		60		38		54		44		32		32
	Гф	48		84		98		92		95		108		116		86		65		66		74		50
	ρнд	840		850		880		870		855		850		860		870		845		860		880		875
	ρГО	1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32		1,32
	μнд	5,6		10,0		6,5		6,0		9,8		8,0		7,0		14,3		8,4		12,8		18,2		9,6
	μГС	0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01		0,01

pstu.elib	26
ru.

	Показа-															Номера вариантов
	тели		13		14		15			16			17				18			19			20			21		22			23			24
	Рсеп1		0,45		0,45		0,45			0,45			0,45				0,45			0,45			0,45			0,45		0,45			0,45			0,45
	Тсеп		284		283		285			284			285				285			284			284			284		284			284			284
	Рсеп2		0,12		0,12		0,12			0,12			0,12				0,12			0,12			0,12			0,12		0,12			0,12			0,12
	Lk		14,4		12,4		22,6			17,4			16,5				14,8			12,6			18,4			14,8		15,4			116,4			12,2
	H		38		92		94			73			82				85			91			68			65		48			58			75
	Kз		1,2		1,2		1,2			1,2			1,2				1,2			1,2			1,2			1,2		1,2			1,2			1,2
	Рнас		14,2		13,5		12,1			11,4			10,2				9,8			8,6			9,4			10,7		11			12,8			16,2
	Показа-															Номера вариантов
	тели		25		26		27		28			29			30			31			32			33		34			35			36			37
	Nскв		40		45		60		66			48			54			43			67			58		64			56			74			66
	Qн		46		48		36		38			32			44			46			40			28		35			41			37			43
	Гф		92		80		48		58			68			78			88			98			94		84			74			64			54
	ρнд		865		855		870		865			860			850			855			860			875		870			880			8852			865
	ρГО		1,32		1,32		1,32		1,32			1,32			1,32			1,32			1,32			1,32		1,32			1,32			1,32			1,32
	μнд		11,2		10,6		7,6		8,4			9,8			11,4			10,5			9,4			8,7		7,2			6,5			8,2			10,7
	μГС		0,01		0,01		0,01		0,01			0,01			0,01			0,01			0,01			0,01		0,01			0,01			0,01			0,01
	Рсеп1		0,45		0,45		0,45		0,45			0,45			0,45			0,45			0,45			0,45		0,45			0,45			0,45			0,45
	Тсеп		284		284		284		284			284			284			284			284			284		284			284			284			284
	Рсеп2		0,12		0,12		0,12		0,12			0,12			0,12			0,12			0,12			0,12		0,12			0,12			0,12			0,12
	Lk		17,4		16,8		12,6		12,8			13			13,6			13,8			14,5			14,8		16,2			15,4			14,2			15
	H		78		88		46		34			52			48			38			48			68		54			60			56			42
	Kз		1,2		1,2		1,2		1,2			1,2			1,2			1,2			1,2			1,2		1,2			1,2			1,2			1,2
	Рнас		15,2		14,2		13,2		12,2			11,2			10,2			9,2			8,2			14,4		15,5			16,5			17			15

ru.pstu.elib

27

																											Таблица				5
												Исходные данные к задаче 4
Показатели			Размер-												Значения показателей по вариантам
				ность		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
Давление		в
начале			МПа			7,6	8,4	7,7	9,2	8,2	7,2	9,6	8,5	10,2	9,4	8,8	8,0	7,8	11,6	10,4	9,3	9,0	7,5	9,2	9,0	10,1	11,2	10,5	8,6	10.0	9,9
газопровода
Р1
Длина	уча-
стков	газо-
провода:
L1			км			4,6	3,4	3,8	4,0	4,6	5,2	4,9	3,2	4,2	4,1	3,9	3,7	4,1	4,4	5,0	6,0	5,5	3,6	4,4	4,3	4,4	4,9	3,6	3,5	4,7	4,5
L2			км			3,8	4,2	4,0	3,9	4,1	4,0	3,7	4,0	3,4	3,8	4,2	4,9	5,1	3,8	4,2	3,5	3,4	5,6	3,6	3,7	3,0	4,2	4,7	4,3	4,0	4,5
L3			км			3,2	4,0	3,7	4,2	3,8	4,1	4,2	3,8	4,0	4,6	4,1	4,2	3,6	5,2	3,3	3,8	4,1	4,4	5,1	4,8	5,4	3,8	5,3	4,1	3,7	3,5
Температу-
ра газа		в	К			285	285	285	285	285	285	285	290	290	290	290	290	290	290	290	283	283	283	283	283	283	285	285	285	285	285
газопроводе
(средняя), Т
Коэффици-
ент	сверх-		без-
сжимаемо-						0,92	0,92	0,92	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93	0,94	0,94	0,94	0,94	0,92	0,92	0,92	0,92	0,94	0,94	0,92	0,92	0,92	0.94	0,94	0,94	0,93	0,93
сти	газа		разм.
(средний), Z
Расход газа,				млнм2		12,1	14,2	16,4	18,6	17,8	15,7	18,6	11,5	19,2	19,5	16,6	18,8	17,7	15,6	13,4	11,8	12,4	14,6	16,8	18,0	17,1	15,9	13,0	18,0	17,4	16,9
q				сут.
3

* принять: q1 0,4q3 ; q2 0,75q3

4.КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ К ЭКЗАМЕНУ

1.Характеристика продукции нефтедобывающих скважин.

2.Нефть. Общая характеристика. Состав, физико-химические свойства, классификации.

3.Попутный нефтяной газ. Общая характеристика. Состав, свойства.

4.Характеристика воды, добываемой попутно с нефтью.

5.Требования к качеству товарной нефти.

6.Требования к качеству газа, закачиваемого в магистральный газопровод. Опасные свойства газа.

7. Изменение состава и свойств скважинной продукции

впроцессе разработки залежи.

8.Общие требования к системе сбора и подготовки скважинной продукции.

9.Состав системы сбораиподготовки скважиннойпродукции.

10. Исходные данные для проектирования системы сбора

иподготовки скважинной продукции.

11.Принципиальная схема безнапорного (самотечного) сбора

нефти.

12.Индивидуальная и групповая замерные установки (неавтоматизированные).

13.Схема сбора нефти и газа Бароняна–Везирова.

14.Грозненская схема сбора нефти и газа.

15.Схема сбора нефти и газа института «ТатНИПИнефть».

16.Схема сбора нефти и газа института «Гипровостокнефть».

17.Индивидуальный и групповой сбор продукции скважин.

18.Измерение дебитов скважин с помощью мерников открытого типа.

19.Определение дебитов обводненных скважин по нефти.

20.Влияние окклюдированного газа на определение дебита

игазового фактора скважины.

21.Автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник».

28

elib.pstu.ru

22.АГЗУ «Спутник-Б».

23.АГЗУ «Спутник-В».

24.АГЗУ «Спутник-ВМР».

25.Сепарация нефти (отделение попутного газа). Виды сепа-

рации.

26.Характеристика газосепараторовдляотделениягаза отнефти.

27.Факторы, определяющие эффективность сепарации.

28.Вывод уравнений содержания компонентов при фазовом равновесии газожидкостных смесей (определение мольных долей газа и жидкости при заданных термодинамических условиях).

29.Методика расчета мольных долей с использованием уравнений содержания компонентов.

30.Эмпирический расчет сепарации нефти на промысле (построение кривой сепарации).

31.Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу.

32.Расчет гидроциклонногосепаратора(основныеположения).

33.Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по жидкости.

34.Автоматизированные сепарационные установки. Состав, схема, работа.

35.Схемы нефтесборных коллекторов. Характеристика промысловых нефтепроводов.

36.Гидравлический расчет нефтепроводов. Цели и задачи.

37.Гидравлический расчет сложных нефтепроводов.

38.Гидравлический расчет нефтепроводов при перекачке нефтегазовых смесей.

39.Гидравлический расчет нефтепроводов при неизотермическом движении нефти.

40.Гидравлический расчет нефтепроводов при перекачке неньютоновских жидкостей.

41.Увеличение пропускной способности нефтепроводов.

42.Осложненияприэксплуатации промысловыхнефтепроводов.

43.Парафинизация нефтесборныхсистем. Основныеположения.

29

elib.pstu.ru

44.Депарафинизация промысловых нефтепроводов.

45.Выводформулы длягидравлическогорасчетагазопроводов.

46.Гидравлический расчет газопроводов, цели и задачи.

47.Увеличение пропускной способности газопроводов.

48.Подготовка нефти на промысле. Цели и задачи.

49.Характеристика нефтяных эмульсий.

50.Разрушение нефтяных эмульсий (деэмульсация).

51.Характеристика и применение дезмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий.

52.Предварительное обезвоживание нефти. Трубная деэмуль-

сация.

53.Термохимическое обезвоживание нефти.

54.Электродеэмульсация нефти.

55.Термохимическое обессоливание нефти.

56.Испарениенефти. Потеринефтиотиспаренияна промыслах.

57.Стабилизация нефти на промысле.

58.Нефтепромысловые резервуары.

59.Сбор, подготовка и утилизация сточных вод на промыслах.

60.Сбор природного газа на газовых промыслах.

61.Промысловая подготовка природного газа.

62.Механический расчет трубопроводов.

63.Газовые кристаллогидраты. Гидратообразование, основные положения. Предупреждение образования гидратов. Разрушение гидратов.

30

elib.pstu.ru