ФНГ / РЭНГМ / КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по: дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»
(автор - student, добавлено - 24-11-2012, 12:45)
СКАЧАТЬ:
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по: дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Выполнили студент группы Проверил преподователь: Альметьевск 2011г. 1. Расчет трубопроводов Настоящая методика расчета распространяется на трубопроводы системы нефтесбора, транспортирующие смесь частично разгазированной эмульсии и выделившегося из нее газа. Методика предназначена для составления на ее основе программы расчета движения газожидкостных смесей в трубопроводах на персональных компьютерах. Методика не учитывает изменение компонентного состава газа по длине трубопровода. Кроме того, не учитывается изменение вязкости и плотности эмульсии по длине трубопровода (вследствие ее газонасыщения). Влияние этих аспектов будет проанализировано и учтено в дальнейшем при доработке методики. Расчет проводится по известному давлению в конце трубопровода, то есть от конца трубопровода к его началу. Для выполнения расчета должны быть заданы характеристика трубопровода и характеристика перекачиваемой по трубопроводу газожидкостной смеси. 1.2. Характеристика трубопровода Трубопровод разбивается на отдельные горизонтальные, восходящие и нисходящие участки (Li,м), длиной не более 100м. Нумерация ведется от конца трубопровода. Hi , Hi+1 – высотные отметки начала и конца i-го участка трубопровода, (Hi = 20 м, Hi+1 = 26 м); ∆H= Hi+1 - Hi (участок нисходящий при ∆H 0); Li – длины участков трубопровода, м (i = 1÷n) Li = 6 км; D – внутренний диаметр трубопровода, мм (D = 90 мм); kэ – коэффициент внутренней эквивалентной шероховатости трубы, мм; a – угол наклона трубопровода к горизонту, 1.3. Характеристика перекачиваемой по трубопроводу газожидкостной смеси Qж – расход жидкости (эмульсии), м3/сут; W – обводненность, % (объем.); Рнас. – давление насыщения, МПа; G – газовый фактор при стандартных условиях (760мм рт.ст., 20°С), ст.м3/т; н.ст. – плотность нефти при стандартных условиях (760мм рт.ст., 20°С), кг/м3; г.ст. – плотность отсепарированного газа при стандартных условиях, кг/м3; Mr – молекулярный вес газа (рассчитывается по плотности газа при наличии последнего Mr=24,05* г.ст. и наоборот, плотность газа при стандартных условиях рассчитывается по молекулярному весу газа, если в исходные данные задан молекулярный вес газа г.ст. = Mr(24,05); µж – динамическая вязкость жидкости (эмульсии), сП (мПа*с); σж-г – поверхностное натяжение на границе жидкость газ, Н/м; в – плотность воды при стандартных условиях, кг/м3 P1 – давления в конце трубопровода, МПа (изб.); Т – средняя температура перекачиваемой смеси, оС. ( предполагается, что течение изотермическое); Gраз. – объем выделившегося газа при давлении Рраз. ( принимается по кривой разгазирования плпстовой нефти). 1.4. Используемые константы π = 3,1416 (число Пи); g=9,81 м/c2 (ускорение свободного падения) σвод-воз = 0,072 Н/м (поверхностное натяжение на границе вода-воздух); 1.5. Теоретические основы методики Результаты исследования показали, что структура течения смеси определяется безразмерным числом Фруда Frсм, характеризующим соотношение инерционных сил и сил тяжести: Причем на восходящих и горизонтальных участках трубопровода может существовать только пробковый режим течения смеси. На нисходящих участках – пробковый и расслоенный режимы течения. Течения газожидкостной смеси на нисходящих участках может протекать с компенсацией и без компенсации потерь давления, затраченных на восходящих участках. 1.6. Последовательность расчета Вариант 5 СИ Qж, м3/с 150 м3/сут 0,0017 W, % 89 0,89 доли единиц Pраз, МПа 5,0 G, м3/т 18 н.ст., кг/м3 890 г.ст., кг/м3 0,8 Мг 19,24 µж, мПа∙c 16,25 0,016 Па∙с σж-г, Н/м 70,8 P1, мПа 1,2 T, оК 25 298 К Gраз., м3 30 в, кг/м3 1050 Расчет можно разделить на ряд этапов. На 1-ом этапе производится расчет потерь давления, обусловленных динамическими причинами (потери на трение, структура течения) в предположении, что расчетный участок горизонтальный (п.1-27). 1. Количество свободного (выделившегося из нефти) газа (м3/т) определяется по формуле: =18∙0,400*1,017∙0,89=6,51 м3/т 2. Количество газа, растворенного в единице объема нефти, м3/м3: =18∙0,89 – 6,51= 9,51 м3/м3 3. Коэффициент объемного расширения нефти: bн=1+0,0035·Гр=1+0,0035∙9,51=1,033 4. Плотность дегазированной нефти при температуре перекачки, кг/м3: н= н.ст.-(1,825–0,00135 н.ст.)·(T–293)=890–(1,825 – 0,00135*890)∙(282,2-298)=890 – 0,6235∙ (- 15,8)=880,15 кг/м3 5. Плотность нефти с растворенным в ней газом, кг/м3: =887,75/1,033=859,39 кг/м3 6. Плотность обводненной нефти с растворенным в ней газом, кг/м3: =859,39∙(1- 0,89)+1050∙0,89=1029,03 кг/м3 7. Объемный расход обводненной нефти с растворенным в ней газом, м3/с : Qжг =Qж· [(1– W) ·(bн – 1)+1]= 0,0017∙[(1– 0,89) ·(1,033 – 1)+1]= =0,0017∙1,00353=0,00170 м3/с 8. Коэффициент динамической вязкости обводненной нефти с растворенным в ней газом, Па∙с: =0,1/-0,017∙9,51+1,009=0,11 Па∙с где: q=0,0029 – 0,008922∙ =0,0029 – 0,008922∙2,21= - 0,017 =1,009 d=0,1 при µж > 0,11 Па∙с d=0,001 при µж < 0,11 Па∙с 9. Коэффициент кинематической вязкости обводненной нефти с растворенным в ней газом, м2/с: =0,11/1023,03=0,000107 м2/с 10. Критерий Рейнольдса по жидкой фазе: =0,0068/0,0302=1225,16 Вывод: Reж=1225,16<2000 из этого следует что режим течения ламинарный. 11. Определяется перепад давления при движении по трубопроводу только жидкой фазы, МПа: = =4,15∙ Так как режим ламинарный из таблицы 1 берем следующие данные: ζ=4,15 c²/м λж= =0,0625 m=1 где коэффициенты ζ и m определяем по числу Recм из нижеприведенной таблицы 1. Таблица 1 Reж режим m ζ, c²/м λж Reж<2000 ламинарный 1 4,15 2000 трения 0,123 12. Определяем коэффициент сжимаемости газа: Z=1–0,02∙Р1=1–0,02∙1,2=0,976 13. Плотность газа в условиях перекачки, кг/м3: 14. Рассчитывается вязкость газа при рабочих условиях: где =1,3 15. Объемный расход газа при условиях перекачки, м3/с: 16. Объемный расход смеси, м3/с: Qсм=Qжг+Qг=0,00170 +0,00009=0,00179 м3/с 17. Скорость течения смеси, м/c: 18. Число Фруда смеси: 19. Расходное газосодержание: 20. Истинное газосодержание смеси рассчитывается по формулам: при Frсм < 4, µжг 4 где 21. Истинная средняя скорость движения жидкой фазы, м/с: 22. Истинная средняя скорость движения газовой фазы, м/с: м/с 23. Относительная скорость, м/с: V= Uг – Uж=3-0,12=2,88 24. Число Рейнольдса по относительной скорости: 25. Поверхностное натяжение на границе нефть-газ, Н/м: =0,02 26. Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления: 27. Потери давления на трение в предположении движения газожидкостной смеси по горизонтальному участку, МПа: Если расчетный участок трубопровода восходящий, то течение пробковое и потери давления определяются по уравнениям пунктов 28,29. Для восходящего участка потери давления складываются из потерь давления на трение (∆Ртр) и гравитационных потерь(∆Ргр). 28. Вычисляется плотность смеси на подъемном участке, кг/м3: 29. Гравитационные потери на участке подъема, МПа: -0,05 30. Полные потери давления на восходящем участке: =2,35 Если участок трубопровода нисходящий, то течение может быть как пробковым так и расслоенным в зависимости от числа Фруда смеси (Frсм). Поэтому, для нисходящего участка выполняются пункты 1-18 расчета – определяется значение числа Фруда смеси (Frсм). После чего расчет продолжается по пунктам 19-30: определяются потери давления на трение при движении газожидкостной смеси по горизонтальному участку и компенсация потери давления на нисходящем участке за счет сил гравитации. Следует заметить, что для нисходящего участка в выражении для суммарных потерь давления ∆Ргр – величина отрицательная, так как для нисходящего участка ∆H < 0. 31. Если Frсм < 6, то течение расслоенное и истинное газосодержание на нисходящем участке определяется по формуле: где а φ – истинное газосодержание для горизонтального участка, определяемое по уравнению п. 20. 32. Для расслоенного течения определяем отношение площадей: где Fж – площадь, занятая жидкой фазой, - площадь поперечного сечения трубы. 33. Площадь, занятая жидкой фазой: =0,005 34. По отношению площадей находим отношение , где hж – высота жидкостного сектора в площади сечения трубы: =0,85 35. Определяем смоченный периметр по формуле: =0,08 36. Гидравлический радиус, м: =0,625 37. Истинная скорость жидкой фазы на нисходящем участке, м/с: =0,34 38. Число Рейнольдса по истинной скорости жидкой фазы: =7943 39. Коэффициент гидравлического сопротивления λ= f(Re) вычисляется по таблице 1. 40. Потери давления на нисходящем участке, обусловленные силами трения, МПа: 41. Средняя плотность смеси на нисходящем участке, кг/м3: =896 42. Компенсация потери давления на нисходящем участке за счет сил гравитации, МПа: 43. Потери давления на нисходящем участке за счет Архимедовой подъемной силы, МПа: 44. Полные потери давления на нисходящем участке: =0,9-(-0,05)+(-0,0065)=0,9435 Использование методики предполагает разбиение всей длины трубопровода отдельные участки и использование вышеприведенного алгоритма на каждом участке. Однако для приближенных расчетов ее можно применить и ко всему трубопроводу. Для этого необходимо собрать вместе отдельно восходящие и отдельно нисходящие участки. Внутреннюю эквивалентную шероховатость стальных труб следует принимать в соответствии с таблицей 2: Таблица 2. Материалы и вид труб Состояние трубы kэ, мм (пределы измерения) kэ, мм (среднее значение) Бесшовные стальные Новые и чистые 0,01-0,02 0,014 После нескольких дней эксплуатации 0,15-0,30 0,2 Сварные стальные Новые и чистые 0,03-0,12 0,05 С незначительной коррозией после очистки 0,1-0,2 0,15 Умеренно заржавленные 0,3-0,7 0,5 Старые заржавленные 0,8-1,5 1,0 Сильно заржавленные или с отложениями 2,0-4,0 3,0 Внутренние диаметры футерованных труб с внутренним покрытием (МПТ, ППТ) следует принимать с учетом толщины покрытия. Толщина покрытия труб ППТ составляет 0,3¸0,5мм и не зависит от диаметра. Толщина покрытия труб МПТ приведена в нижеприведенной таблице 3. Таблица 3 Наружный диаметр трубы, мм Толщина покрытия, мм 89 3,6 114 4,2 159 5,0 219 6,0 273 6,1 2. Состав и устройство ШСНУ В процессе выполнения теоретической части студент изучает состав и устройство типовой установки скважинного штангового насоса, методы выбора основных элементов ШСНУ. Установка скважинного штангового насоса (УСШН) включает следующие обязательные части (рис. 1 ): 1) привод штангового насоса; 2) канатная подвеска; 3) устьевой шток; 4) сальник; 5) устьевая арматура; 6) колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 7) колонна штанг; 8) скважинный насос; 9) станция управления; 10) фундамент. Такой состав скважинной штанговой насосной установки является минимально необходимым для эксплуатации неосложненных скважин. Привод штангового насоса 1 служит для сообщения возвратно поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески привод соединяется с устьевым штоком 3.Устьевой шток движется в сальнике 4, который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ 6. К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг 7, которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб. Насосно-компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью. Скважинный насос 8 —плунжерного типа. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер— нагнетательный. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ. При движении штанг вниз плунжер опускается в цилиндр насоса, а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и, соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт. При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх находящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается и жидкость из скважины входит в цилиндр.__ 1--привод скважинного штангового насоса 2— канатная подвеска Установка скважинного штангового насоса (УСШН) 3— устьевой шток 4— сальниковое устройство 5— устьевая арматура 6— колонна НКТ 7— колонна штанг 8— скважинный насос 9— станция управления 10— фундамент 11— ограждение 12 —рабочая площадка 2. 1. Проверочный расчёт конструкции колонны штанг. дебит по жидкости, м3/сут 19 дебит по нефти, м3/сут 12,33 тип насоса 175-RHAM длина хода 2,5 число качаний 5,4 Pmax, кН 5420 Pmin, кН 607 ρн, кг/м3 840 горизонт Пашийский диаметр штанг 1-й ступени, мм 22 длина 1-й ступени, м 460 диаметр штанг 2-й ступени, мм 19 длина 2-й ступени, м 512 При работе ШСНУ колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока. Режим работы ШСНУ принято делить на статический и динамический по критерию динамического подобия (критерий Коши) (49) где а – скорость звука в штанговой колонне, м/с; а = 4600 м/с – для одноразмерной колонны штанг; а = 4900 м/с – для двух ступенчатой колонны штанг; а = 5300 м/с – для трехступенчатой колонны штанг. w=2πN – частота вращения вала кривошипа, с-1; N – число двойных ходов, с-1; н L - длина колонны штанг, м. Определим частоту вращения вала кривошипа w и параметр динамического подобия μд: w=2πN=2•3,14•0,0824=0,517 (50) μд=wLн/а μд=0,517•972/4900=0,102 где а=4900м/с – скорость звука в двухступенчатой штанговой колонне. При μд 0,3–0,4 режим работы установки считается статическим, при больших μд –динамическим. Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера. В течение цикла работы скважинного насоса на колонну насосных штанг действуют нагрузки как постоянные по величине и направлению на протяжении всего цикла или значительной части его, так и переменные. К постоянным или статическим нагрузкам принято относить собственный вес колонны штанг в жидкости и в воздухе, и гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх .К переменным нагрузкам относятся следующие: инерционная, вызванная переменной по величине и направлению скоростью движения системы штанга—плунжер ; вибрационная, обусловленная колебательными процессами в колонне штанг вследствие приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер ; При статическом режиме работы насосной установки, т. е. при (0,30-0,40), расчёт проводится по следующим зависимостям формула И. М. Муравьева Рmах= (А + m) + = 1115,2∙(0,858+3,38)+1000=5726,2кН -где n = N× 60 — число ходов плунжера, мин -1; -А - коэффициент плавучести штанг; А=( - )/ =(7800 – 1106)/7800=0,858 - -плотность материала штанг; - -плотность жидкости в НКТ; -m-динамический фактор; m= /1440=200∙24,4/1440=3,38 формула Д. С. Слоннеджера = ( + )(1+ Sn/137)=5845,7кН где =q1l1+ q2l2=1,2∙460+1,1∙512=1115,2 q1,q2 - вес 1м штанги в воздухе по ступеням; l1, l2 - длина ступеней.; Упрощенные формулы для определения минимальной нагрузки: формула К. Милса = (1 – /1790)=695,8 (65) При работе штанговой насосной установки возникают различные силы сопротивления.Наиболее существенное влияние на cиловые и энергетические показатели и надежность установки оказывают следующие силы: механического трения колонны штанг о стенки НКТ , гидродинамического трения штанг трения плунжера о стенки цилиндра гидравлического сопротивления от перепада давления в нагнетательном клапане насоса Абсолютная величина каждой из этих сил, а также энергия, которую необходимо затратить на их преодоление, и степень относительного их влияния на показатели эксплуатации ШСНУ сильно зависят от физических свойств добываемой продукции,конструкции скважины, компоновки и режима работы оборудования. Ниже приведены зависимости, используемые для расчета сил сопротивления. Механическое трение штанг обусловлено тем, что вследствие отклонения ствола скважины от вертикали, колонна штанг с определенной силой прижимается к стенкам колонны НКТ. В большинстве случаев профиль скважины может быть схематизирован плоской кривой, имеющей несколько интервалов с различными (но постоянными в пределах данного интервала) углами наклона. В этом случае для расчета силы механического трения штанг может быть использована зависимость, предложенная А. А. Песляком и упрощенная А. X. Шариповым (67) где — коэффициент трения штанг о трубы; — максимальный угол отклонения ствола скважины от вертикали, рад; Коэффициент трения , по данным ряда авторов, колеблется в широких пределах:от 0,1 до 0,7 и зависит от свойств жидкости, заполняющей подъемные трубы, в первую очередь от ее вязкости и содержания воды. В. М. Троицкий рекомендует принимать при расчетах следующие средние значения коэффициента трения : для обводненной нефти с вязкостью — /с = 0,25, для легкой нефти с вязкостью менее 3 /с = 0,20, для легкой нефти с вязкостью более 3 /с =0,16. Для расчета силы сопротивления движению штанговой колонны в потоке вязкой жидкости, т. е. силы гидродинамического трения предложено большое число приближенных формул, отличающихся друг от друга упрощающими допущениями и степенью учета различных факторов. А. М. Пирвердян получил формулу для расчета для гладкой, т. е. безмуфтовой, штанговой колонны и при отсутствии потока жидкости в подъемных трубах, т. е. когда трубы заглушены на нижнем конце =2∙9,8∙972∙0,000128∙840∙200∙0,0824∙ ∙0,06=2037 (68) Где =0,06 m= =3,38 (69) Рассчитать с учетом движения жидкости в насосно-компрессорных трубах можно по следующей формуле: (70) где знак + соответствует ходу штанг вверх, а знак – ходу вниз; , — числовые коэффициенты, зависящие от размеров кольцевого сечения между штангами и подъемными трубами; = B1 U= = =98,64/60,65=1,62 βв = Qcм=Qж+Qнд=19+12,33=31,33 м3/с Общую силу гидродинамического трения для ступенчатой колонны определяют суммированием величин, полученных для каждой из ступеней. Сила трения плунжера о стенки цилиндра согласно рекомендациям А. Н. Адонина может быть приближенно оценена по эмпирическим формулам В. И. Сердюка. При смазке водой =0,92∙176-137=24,92 (72) -группа посадки (табл. 4) Fit (группа посадки) Зазор, мм Fit1 0,025 Fit2 0,050 Fit3 0,075 Fit4 0,100 Fit5 0,125 При смазке трансформаторным маслом =0,82∙190-127=28,8 (73) Однако в реальных условиях эксплуатации сила трения в насосе, работающем в скважине, может оказаться больше рассчитанной вследствие наличия песка в откачиваемой жидкости, отложения парафино-смолистых веществ в зазоре плунжерной пары и др. Сила гидравлического сопротивления обусловлена перепадом давления , возникающем при движении добываемой жидкости через нагнетательные клапаны насоса и может быть определена по формуле (74) – потери давления в клапане; – площадь сечения плунжера Силы сопротивления при определении экстремальных нагрузок в точке подвеса штанг учитывают следующим образом. Сосредоточенные у плунжера силы пл и не влияют на динамические нагрузки и поэтому могут входить как отдельные слагаемые с соответствующим знаком в формулы для расчета экстремальных нагрузок Силу механического трения также можно учитывать в этих формулах как отдельное слагаемое, хотя она распределена по длине колонны штанг и, очевидно, влияет на динамические нагрузки, несколько уменьшая их. Формулы для расчета экстремальных нагрузок в точке подвеса штанг с учетом сил сопротивления при откачивании маловязкой жидкости имеют следующий вид: (75) При подъеме из скважин высоковязких жидкостей действие гидродинамического трения штанг приводит к изменению отдельных составляющих нагрузок на них и соответствующему изменению экстремальных нагрузок в точке подвеса штанг и . Так, при откачке высоковязких жидкостей наблюдается быстрое затухание колебаний нагрузки, возникающих при смене направлений движения плунжера. При ходе штанг вверх нагрузка от гидродинамического трения последних максимальна приблизительно в середине хода и может превысить динамические нагрузки, возникающие в начале хода. Усилия от гидродинамического трения штанг в средней части хода вниз существенно превышают динамическую нагрузку, возникающую в начале этого хода. В некоторых случаях сила гидродинамического трения штанг оказывается настолько большой, что происходит отставание движения полированного штока от движения головки балансира с последующим резким ударом, что приводит к обрыву канатной подвески или штанговой колонны.Максимальная и минимальная нагрузки в точке подвеса штанг при откачке жидкости высокой вязкости могут быть приближенно оценены по следующим формулам: (76) Расчеты минимальной и максимальной нагрузки проводится по всем формулам. Расчет напряжений в штангах Усилия и напряжения, действующие в произвольном поперечном сечении штанговой колонны, циклически изменяются. Для характеристики цикла изменения напряжения используются следующие величины: максимальное напряжение цикла =5420/57,05=95,7 (77) минимальное напряжение цикла =607/57,05=10,6 (78) амплитудное и среднее напряжения =95,7-10,6=85,1 =85,1 (79) Здесь индекс i означает, что напряжения рассчитывают для произвольного поперечного сечения колонны. При работе штанговых колонн, цикл изменения напряжения в произвольном поперечном сечении, как правило, несимметричен, т. е. . В этом случае надежность работы колонны определяют не только максимальным напряжением, но и амплитудой его изменения.В качестве единой характеристики цикла изменения напряжения используют условную величину, приведенное напряжение, цикла , для расчета которого в штангах насосных установок используются следующие формулы: формулу И. А. Одинга =90,24 (80) формулуМ. П. Марковца = =102,12 (81) формулу, полученную на основе модифицированной диаграммы Д. Гудмена =95,7-0,56∙10,6=89,76 (82) Следует отметить, что использование последних двух формул позволяет разработать достаточно простые методики расчета конструкции штанговой колонны.При расчете конструкций штанговых колонн используются предельно допускаемые значения приведенного напряжения для различных марок штанг (табл. 5). Предельно допускаемые значения приведенного напряжения для различных марок штанг Марка стали Термообработка [σпр о] [σпр м] 40 Нормализация 70 57 20НМ Нормализация 90 74 40 Закалка ТВЧ 120 98 40 Закалка ТВЧ 100 82 20НМ Закалка ТВЧ 130 106 20НМ Закалка ТВЧ 110 90 Похожие статьи:
|
|