Файл: 1. Назначение систем сбора и подготовки нефти, газа и воды. Существующие схемы сбора и подготовки.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 09.12.2023

Просмотров: 851

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

= 64/Re.


  1. Турбулентный режим движения Re > 2300
Для определения оперируют несколькими экспериментальными формулами:

  • 2300 < Re < 105 Формула Блазиуса для переходного и смешанного режима

  • Re ˃ 105 Формула А. Д. Альтшуля
16. Гидравлический расчет сложных нефтесборных трубопроводов.17. Расчет нефтепровода с трехфазным составом – обводненной и газированной нефти.Расчетными элементами промысловых нефтепроводов являются:- нефтепровод от скважины до АГЗУ;- нефтесборный коллектор от АГЗУ до ДНС или УПСВ;Задача Рассчитать величину необходимого давления на АГЗУ чтобы обеспечить перекачку трехфазной смеси до УПСВ одного из НГДУ 1. Расчет необходимого давления на выходе АГЗУ, то есть на начале нефтепровода найдем балансу давления на рассматриваемом трубопроводе: В коэффициенте гидравлического сопротивления трехфазной смеси участвует вязкость такой смеси, поэтому все расчеты начнем с определения вязкости «водо-нефтяной части» такой трехфазной смеси.1. Вязкость «водо-нефтяной части» ГЖС находим по формуле Бринкмана:2. Газовый фактор, приведенный к условиям трубопроводы:3. Газосодержание потока:4. Вязкость трехфазной смеси:5. Плотность водонефтяной смеси: ρВН = ρн + (ρв - ρн)∙b = 880 + (1080- 880) ∙0,4 = 960 кг/ м36. Суммарный массовый расход трехфазной смеси: 7. Коэффициент гидравлического сопротивления для трехфазной смеси:8. Плотность газа в трубопроводе: ρг = ρо∙Ркон / Ратм = 1,1∙3 /1,0 = 3,3 кг/м3 .9. Плотность (расходная) трехфазной смеси:10. Давления на выходе АГЗУ (на начале нефтепровода) находим по первой в задаче формуле:
РАГЗУ = 3∙105 + 9,81∙306∙150∙1,15 - 9,81∙306∙155∙0,55 + = 3∙105 + 5,18∙105 - 2,56∙105 + 3,94∙105 = 9,6 атм. Давление на выходе из АГЗУ должно быть не менее 9,6 атм или 0,96 МПа с тем чтобы успешно транспортировать трехфазную продукцию в УПСВ с конечным давлением не менее 3 атм. Ниже приведены результаты расчетов разных исполнителей:1. На рисунке 1 – расчеты специалистов БашНИПинефть2. На рисунке 2 – студента УГНТУ в 2018 году. 3. На рисунке 3 – выполненная работа для одного диаметра нефтегазопроводаРисунок 1Рисунок 2Рисунок 318. Способы увеличения производительности трубопроводов.Способы увеличения производительности трубопроводов:1) уменьше­ние вязкости перекачиваемой нефти путем ее подогрева; 2) по­дача в поток обводненной нефти на АГЗУ(Автоматизированная групповая замерная установка) ПАВ => в результате этого происходит инверсия эмульсии и внешней фазой становится вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть;(ДЛЯ ОБРАТНОЙ ЭМУЛЬСИИ) 3) прокладка параллельного нефтепровода (лупинга) => увеличение площади сечения, снижение соответ­ствующим образом скорости течения Ж => снижение потерь напора на трение; 4) повышение Р на устье скважины или установка дополнительного насоса (на ДНС-дожимная насосная станция), работающего параллельно с ос­новным;5) комбинация способовСуществует несколько способов увеличения производительности трубопроводов, включая:Увеличение диаметра труб:Увеличение диаметра трубопровода позволяет увеличить пропускную способность и, следовательно, увеличить производительность трубопровода. Однако это может требовать значительных инвестиций и изменений в конструкции трубопровода.Использование смазочных веществ:Добавление специальных смазочных веществ в трубопровод может снизить трение жидкости о стенки трубы и увеличить скорость движения жидкости. Это позволяет увеличить производительность трубопровода без изменения его конструкции.
Использование насосов:Использование насосов позволяет увеличить давление жидкости в трубопроводе и, следовательно, увеличить производительность. Насосы могут быть установлены на протяжении всего маршрута трубопровода или только на отдельных участках.Оптимизация маршрута трубопровода:Оптимизация маршрута трубопровода может позволить снизить сопротивление жидкости и увеличить производительность трубопровода. Это может включать в себя выбор более прямого маршрута, избегание участков с большим количеством поворотов и уклонов, и т.д.19. Тепловой расчет нефтепровода с подогревом. Вывод формулы Шухова. Вывод формулы Шухова В.Г.Для установления закона изменения температуры жидкости по длине трубопровода выделим на расстоянии х от начала трубопровода элементарный участок длиной dx и составим для него уравнение теплового баланса (рис. 7).Рисунок 7 – Движение элементарного участка жидкости по трубопроводуПотери теплоты от этого элементарного участка dx в единицу времени в окружающую среду составят: (1)где: К – коэффициент теплопередачи от жидкости в окружающую среду, Вт/(м2· ºС); tо – температура окружающей среды.7С другой стороны, при движении жидкости через рассматриваемый участок dx он охладится на температуру dt в ºС и потеряет определенное количество теплоты: (2)Знак минус в формуле означает, что температура жидкости по мере удаления от начала трубопровода постепенно снижается. При стационарном, то есть постоянном режиме течения жидкости потери теплоты жидкостью должны быть равны теплоте (1), отдаваемой в окружающую среду, то есть: = (3)Отметим что коэффициент К по длине трубопровода меняется в связи со снижением температуры перекачиваемой жидкости при постоянстве температуры окружающей среды, но по данным Лутошкина Г.С. эти изменения незначительны – не более 2 %, поэтому этим изменением коэффициента можно пренебречь и взять за К – постоянную величину. Тогда равенство (3) можно представить в удобном виде:
(4)где: (5)Остается только вспомнить граничные условия, то есть коридор изменения температуры и длины трубопровода и взять интеграл с обеих сторон равенства: (6) Подставляя пределы, получим: (7) (8)Откуда имеем: (9)Температура однородной жидкости (нефти) при стационарном перекачивании по трубопроводу оценивают по формуле академика Шухова В.Г. (1883 год):где:tx- средняя по сечению трубопровода температура на расстоянии х от начала трубопровода;tо- температура окружающей среды (грунта);tн- начальная температура потока;К - полный коэффициент теплопередачи от потока в окружающую среду, Вт/(м2 · ºС);Dн - наружный диаметр трубопровода;G - объемный расход жидкости, м3/час;ρж - плотность жидкости, кг/м3;ср - коэффициент удельной теплоемкости, Дж /(кг· ºС); е - основание натурального логарифма, равное 2,72.В общем случае в нефтепроводе могут существовать два режима течения жидкости: на начальном участке – турбулентный, а в последующем – ламинарный. Турбулентный режим течения переходит в ламинарный из-за снижения температуры и повышения вязкости нефти. Длину турбулентного участка находят по формуле:где:tкр - критическая температура, которая соответствует переходу режима течения из турбулентного в ламинарный. 20. Борьба с отложениями парафина и солей при эксплуатации сборных трубопроводов.Отложения парафина и солей в трубопроводах могут привести к снижению пропускной способности трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Для борьбы с этими отложениями можно использовать различные методы.
Для предотвращения отложения парафина можно применять термические методы, такие как прогрев трубопроводов, что способствует расплавлению парафина и его удалению из трубопровода. Также могут использоваться химические реагенты, которые помогают разрушать отложения и снижают их скорость образования.Для борьбы с отложениями солей могут применяться методы, такие как обратный осмос и ионообменная очистка, которые позволяют удалить соли из воды, используемой для транспортировки по трубопроводу. Также можно использовать метод ингибирования, который заключается в добавлении в трубопроводы специальных химических добавок, которые предотвращают образование отложений.Важно отметить, что выбор метода борьбы с отложениями зависит от типа отложений, характеристик транспортируемой жидкости и условий эксплуатации трубопровода. Поэтому перед выбором метода необходимо провести анализ состояния трубопровода и определить наиболее эффективный метод для его очистки.21. Методы диагностики количественного распределения отложений в трубопроводе. Для диагностики количественного распределения отложений в трубопроводе можно использовать несколько методов. Рассмотрим некоторые из них:

  1. Ультразвуковая диагностика (УЗД)
УЗД позволяет оценить толщину отложений и определить их распределение вдоль трубопровода. Для этого на трубопровод наносятся ультразвуковые датчики, которые измеряют время прохождения ультразвуковых волн через стенку трубы и отложения. Измерения позволяют определить толщину отложений и их распределение вдоль трубопровода.

  1. Рентгеновская диагностика
Рентгеновская диагностика применяется для оценки толщины и состава отложений в трубопроводе. Для этого на трубопровод наносится рентгеновский датчик, который измеряет поглощение рентгеновских лучей при прохождении через трубу и отложения. Измерения позволяют определить толщину отложений и их состав.

  1. Магнитно-индукционная диагностика (МИД)
МИД применяется для определения толщины и распределения магнитных отложений в трубопроводе. Для этого на трубопровод наносится магнитный датчик, который измеряет изменение магнитного поля при прохождении через трубу и отложения. Измерения позволяют определить толщину и распределение магнитных отложений вдоль трубопровода.

Смотрите также файлы