Файл: Кочергиной Марины Андреевны идо, группа р 520 Вид работы Аттестационная работа слушателя идо пояснительная записка.docx

Принимаем расчетную формулу параметра В:

(2.6)

Определим потери напора по длине трубопровода в следствии трения:

(2.7)

где:

- длина трубопровода, м;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

- плотность жидкости, кг/м³;

_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:

(2.8)

Режим течения жидкости определяется критерием Рейнольдса:

(2.9)

Критерий Рейнольдса меньше 2320 – ламинарный режим течения жидкости.

Для ламинарного течения _λ определяется по формуле Стокса:

(2.10)

Тогда:



Определим потери давления:

---

2.7 Материальный баланс УПН.

Текущая производительность установки составляет:

- по товарной нефти – 7 млн. 913,343 тыс. тонн / год;

- по жидкости – 12 млн. 439,8 тыс. тонн / год;

- по воде – 4 млн. 526, 6 тыс. тонн / год;

- по газу 85 млн. м³ / год.

Материальный баланс УПН Покровская по основному оборудованию, выполненный в ПО Aspen Hysys представлен на рисунке 2.8:


Рисунок 2.8 - Материальный баланс

2.8 Технологический расчет сепаратора.

Для расчета выбираем ТФС-1.

Цель расчета - определение времени пребывания жидкой фазы в сепараторе и минимального диаметра сепаратора и сравнение его с фактическим

Таблица 2.17 - Исходные данные для расчета:

1	2	3
Реальный расход жидкости	∑Gi, кг/ч.	1424600
Рабочее давление	Рраб, МПа	0,35
Рабочая температура	Траб, 0С	20
Длина сепаратора	l, м	15
Диаметр сепаратора	d, м	3,0

Все необходимые исходные данные для расчета получены из ПО Aspen Hysys

Диаметр сепаратора определяем по формуле:

(2.11)

где d – диаметр сепаратора, м;

S – площадь поперечного сечения сепаратора, м².

Площадь поперечного сечения сепаратора определяем по формуле:

(2.12)

где V_п – объемный расход газовой фазы, м³/с;

0,5 – коэффициент заполнения сепаратора;

W_доп

---

– допустимая линейная скорость газовой фазы в сепараторе, м/с

(2.13)

где W_доп – допустимая линейная скорость газовой фазы в сепараторе, м/с;

_ж – плотность жидкой фазы, кг/м³;

_п – плотность газопаровой фазы, кг/м³

м/с.

м²

м

Фактическую скорость газового потока рассчитаем по формуле:

(2.14)

где W_фак – фактическая линейная скорость газовой фазы, м/с;

S_р – сечение реального сепаратора, м²

Сечение реального сепаратора определяем по формуле:

(2.15)

м²

м/с

Фактический диаметр ТФС равен d_ф =3 м. Так как фактический диаметр ТФС больше минимального, следовательно условие d_ф > d_min выполняется.

Время пребывания жидкой фазы в сепараторе рассчитаем по формуле:

(2.16)

где  - время пребывания жидкой фазы в сепараторе, мин;

l – длина сепаратора, м;

---

l = 17 м (паспортные данные);

W_жф – линейная скорость жидкой фазы в сепараторе, м/мин.

Линейную скорость жидкой фазы в сепараторе рассчитаем по формуле:

(2.17)

где W_жф – линейная скорость жидкой фазы в сепараторе, м/мин;

V_жф – объемный расход жидкой фазы, м³/мин;

S – площадь сечения сепаратора, м².

м/с

Рассчитываем время пребывания жидкой фазы в сепараторе:

мин

Время пребывания жидкой фазы в сепараторе τ =1,89 мин., W_фак= 0.217 м/с < W_доп = 0,5 м/с, условия эксплуатации сепаратора обеспечивают получение газовой и жидкой фаз необходимого качества.

Время пребывания жидкой фазы в сепараторе при условии одновременной работы двух ТФС τ =3,76 мин.

Вывод: в связи с наличием на УПН Покровская трех ТФС оптимальным решением будет одновременная параллельная работа двух ТФС.

Сепаратор изображен на рисунке 2.9.


Рисунок 2.9 - Суператор

---

2.9 Выводы по технико-технологической части.

Выводы по анализу замерных установок

1. 
   На месторождении реализована герметизированная напорная система сбора.
   
2. 
   От каждой скважины проложены выкидные линии, выкидные линии попарно не соединяются, известен точный дебит каждой скважины. Это большой плюс.
   
3. 
   Степень правдоподобности получаемой информации. АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %. Свойства добываемой продукции входят в допустимые пределы измерений. Замена АГЗУ не требуется. Осуществляется замер по нефти, газу и воде каждой скважины.
   
4. 
   Промысловые трубопроводы отработали свой нормативный срок эксплуатации 10 лет. Необходимо провести ЭПБ для определения технического стостояния трубопроводов и при необходимости произвести замену.
   
5. 
   Применяется ингибитор сероводородной коррозии НОРУСТ 760, хорошие результаты показали ингибиторы коррозии «Север-1», СНПХ – 1002, СНПХ-6012. Применяемые ингибиторы хорошо справляются с поставленной задачей, их замена не требуется. Также используются деэмульгаторы DEMTROL, марка «СПГК-Д 1/4». Ингибиторы коррозии подаются на каждой АГЗУ, деэмульгаторы на входе продукции на УПН.
   

Выводы по УПН Бобровская

Покровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:

• 
  обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти 1 группы качества;
  
• 
  газа I, II и III (термической) ступени сепарации, направляемого в качестве сырья на Покровскую газокомпрессорную станцию (ГКС);
  
• 
  очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Покровского месторождения.
  

Готовой продукцией установки являются:

• 
  газ с давлением 0,25– 0,6 МПа и точкой росы плюс 11 ^оС;
  
• 
  обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества;
  

Пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Покровского месторождения, так как пластовая вода содержит сероводород, ее не рекомендуется использовать для заводнения продуктивных пластов, не содержащих сероводород.

---