- •Л.В.Шишмина сбор и подготовка продукции нефтяных скважин
- •IV курс
- •Содержание
- •Введение
- •Водонефтяные эмульсии. Образование. Устойчивость. Физико-химические свойства. Методы разрушения
- •1.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •Поверхностное натяжение
- •Типы эмульсий
- •1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •Факторы, влияющие на устойчивость эмульсий
- •Старение эмульсий
- •1.3. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •Химические методы
- •Деэмульгирование под действием электрического поля
- •Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •Электродегидратор
- •Механические методы
- •Отстаивание
- •Центрифугирование
- •Фильтрация
- •2 Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции
- •2.1. Системы сбора и транспорта нефти и газа
- •Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к комплексному сборному пункту (ксп).
- •2.2. Системы сбора продукции скважин в западной сибири
- •2.3. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •2.4 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
- •3. Установки для измерения продукции скважин
- •4. Предварительное разделение продукции скважин
- •4.1. Сепарация нефти от газа
- •Назначение, классификация и конструкции сепараторов
- •Принципиальное устройство сепараторов
- •Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу
- •Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости
- •Расчет горизонтального сепаратора по газу
- •Эффективность процесса сепарации нефти от газа
- •Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти
- •4.2. Расчеты фазовых равновесий нефти и газа
- •4.3. Предварительный сброс пластовой воды
- •Разрушение эмульсий
- •Аппараты для предварительного сброса воды
- •5 Технологические расчеты промысловых трубопроводов
- •5.1. Классификации трубопроводов
- •Основные принципы проектирования трубопроводов
- •5.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов
- •Определение потерь напора на трение
- •Из (5.11) следует, что
- •Если учесть, что
- •Определение потерь напора на местные сопротивления
- •5.3. Графоаналитический способ решения задач
- •5.4 Гидравлические расчеты сложных трубопроводов
- •Гидравлический расчет трубопровода I категории
- •Гидравлический расчет трубопровода II категории
- •Гидравлический расчет трубопровода III категории
- •5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
- •5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
- •5.7. Расчет трубопроводов при неизотермическом движении однофазной жидкости
- •5.8. Структуры газожидкостного потока в горизонтальных и наклонных трубопроводах
- •5.9. Газопроводы для сбора нефтяного газа
- •5.10 Расчет простого газопровода
- •Гидравлический расчет
- •Изменение температуры газа по длине газопровода
- •Изменение давления по длине газопровода
- •5.11 Расчет сложного газопровода
- •6 Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов
- •6.1. Внутренняя коррозия трубопроводов
- •6.1.1. Теоретические основы электрохимической коррозии металлов
- •Факторы коррозионного разрушения трубопроводов
- •1. Температура и рН воды
- •Минерализация воды
- •6.1.2 Способы защиты трубопроводов от внутренней коррозии
- •Механические способы защиты
- •Технологическая защита трубопроводов
- •Химическая защита трубопроводов
- •6.1.3. Особенности внутренней коррозии трубопроводов в условиях западной сибири
- •6.2. Защита трубопроводов от внешней коррозии
- •6.3. Причины и механизм образования парафиновых отложений в трубопроводах
- •6.3.1. Состав парафиновых отложений
- •6.3.2. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- •Также имеет значение:
- •6.3.3. Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- •6.3.4. Химические методы борьбы с отложениями парафина
- •6.3.5. Предотвращение отложений парафина с помощью магнитного поля
- •6 Рис.6.7. Схема установки магнитоактиватора на трубопроводе 1-магнитоактиватор; 2,3-задвижки; 4-устройство с образцами-свидетелями; 5-трубопровод .4. Осложнения за счет выпадения солей
- •Методы борьбы с отложениями солей
- •6.5. Образование жидкостных и гидратных пробок в газопроводах
- •6.5.1. Газовые гидраты: структура, состав, свойства
- •Элементарные ячейки гидрата: а — структуры I, б — структуры II
- •6.5.2. Условия образования газовых гидратов
- •6.5.3. Определение места образования гидратов
- •6.5.4. Предупреждение образования и ликвидация гидратов
- •7. Подготовка нефти на промыслах
- •7.1. Технологические схемы процессов обезвоживания и обессоливания нефти
- •7.2. Технологические схемы стабилизации нефти
- •7.3. Оборудование установок стабилизации нефти
- •8. Подготовка воды для системы поддержания пластового давления.
- •8.1. Требования к воде, закачиваемой в пласт
- •8.2. Технологические схемы установок по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов
- •Техническая характеристика коалесцирующего фильтра-отстойника типа фж-2973
- •9. Процессы подготовки нефтяного газа. Технологические схемы
- •9.1 Способы осушки нефтяного газа
- •9.2. Отбензинивание нефтяного газа
- •Выделение из нефтяного газа пропан-бутанов на абсорбционных установках
- •Компрессионный способ извлечения жидких углеводородов из нефтяного газа
- •9.3. Осушка газа жидкими сорбентами
- •9.4. Очистка газа от сероводорода и углекислоты Аминовая очистка газа
- •Очистка гидроокисью железа
- •9.5 Типовые схемы установок подготовки нефтяных газов
- •Список использованной литературы
Гидравлический расчет трубопровода III категории
Ответвления от основной магистрали могут быть замкнутыми и разомкнутыми.
Для замкнутых ответвлений – лупингов (от англ. – петля) – справедливы соотношения:
Расход, проходящий через весь разветвленный участок, равен сумме расходов в отдельных ветвях:
(5.41)
Потери напора для всего разветвления и в любой его ветви равны между собой, так как разность напоров в точках A и B одинакова для всех ветвей:
(5.42)
г
Рис.5.5.
Гидравлическая характеристика сложного
трубопровода, имеющего замкнутое
ответвление
Гидравлическую характеристику всего разветвленного участка можно найти графоаналитическим способом (рис.5.5). Для этого потребуется построить гидравлические характеристики для каждой из параллельных ветвей и, исходя из соотношений 5.41 и 5.42, сложить абсциссы для ряда точек этих кривых.
5.5. Увеличение пропускной способности трубопровода
Для увеличения пропускной способности трубопровода можно использовать или вставку большего диаметра или лупинг. Ответить на вопрос: «Что лучше?» поможет расчет гидравлического уклона: лучшим будет тот вариант, где i - минимально.
Если трубопровод имеет вставку другого диаметра dB, то гидравлический уклон в этой вставке определяется через гидравлический уклон и диаметр основной трубы:
(5.43)
при этом QB = Q.
Если на трубопроводе есть замкнутый параллельный участок (лупинг), диаметром dл , то его гидравлический уклон также определяется через гидравлический уклон и диаметр основного трубопровода:
(5.44)
В этих формулах предполагается, что характер течения в основной трубе, во вставке и лупинге одинаков, то есть m – одинаково.
Если dЛ = d, тогда при ламинарном течении (m = 1):
(5.45)
при турбулентном, если m = 0,25:
(5.46)
если m = 0:
. (5.47)
Чтобы проверить режим в лупинге, нужно знать расход жидкости через него. Как рассчитать его, зная расход в основной магистрали и диаметры трубопроводов?
Суммарный расход на сдвоенном участке:
, (5.48)
где QЛ - расход в лупинге;
QM - расход в основной магистрали на сдвоенном участке;
Q - расход в одиночном трубопроводе.
Исходя из равенства потерь напора (или давления) на сдвоенном участке (100): ΔPЛ = Δ PM и воспользовавшись формулой Лейбензона для расчета потери давления (5.37), можно записать для основного и параллельного трубопроводов:
Сделаем преобразования:
Общий расход:
Отсюда:
(5.49)
(5.50)
5.6 Расчет оптимального диаметра трубопровода
Внутренний диаметр трубопровода круглого сечения рассчитывают по формуле:
(5.51)
Расход перекачиваемой жидкости Q обычно известен.
Поэтому для расчета требуется определить только скорость жидкости . Ее можно принять ориентировочно, исходя из практического опыта. Так, например, жидкость при движении самотеком имеет скорость 0,1-0,5 м/с, а поток жидкости в напорных трубопроводах – 0,5-2,5 м/с.
Приняв значение скорости, можно вычислить внутренний диаметр по (5.51) и далее выбрать трубу из сортамента.
Рассчитанный таким образом диаметр трубопровода вряд ли окажется наиболее выгодным. Оптимальный диаметр может быть найден на основе технико-экономических расчетов. Очевидно, что чем больше скорость, тем меньше требуемый диаметр трубы, то есть меньше стоимость трубопровода, его монтажа и ремонта, K1. Однако с увеличением скорости резко возрастают потери напора на трение и местные сопротивления. Это ведет к росту затрат на перемещение жидкости, K2.
По мере увеличения диаметра трубопровода затраты K1 будут возрастать, а эксплуатационные расходы K2 уменьшатся. Если просуммировать K1 и K2, получим общие затраты K, которые имеют минимум, соответствующий оптимальному (наиболее выгодному) диаметру трубопровода. При этом затраты K1 и K2 должны быть приведены к одному и тому же отрезку времени, например, к одному году.
Приведенные капитальные затраты для трубопровода:
(5.52)
где m – масса трубопровода, т;
CM - стоимость 1 тонны труб, руб/т;
KM - коэффициент, учитывающий стоимость монтажа, например 1,8;
n - срок эксплуатации, лет.
Приведенные эксплуатационные затраты, связанные с расходом энергии:
(5.53)
где N – мощность, кВт;
nДН - количество рабочих дней в году;
СЭ- стоимость одного киловатт-часа энергии, руб/кВт ∙ч.