WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Аналіз і перспективи розробки та експлуатації Гринівського газового родовища - Курсова робота

Аналіз і перспективи розробки та експлуатації Гринівського газового родовища - Курсова робота

динамічна в'язкість газу.
6. Визначаємо теоретичне значення коефіцієнта гідравлічного опору шлейфу:
де 1к - абсолютна шорсткість труб, для старих труб 1к=0.12 мм
7. Знаходимо фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опор) шлейфу з виразу.
де E - поправочний коефіцієнт, який враховує вплив рідини на зниження пропускної здатності;
Pн, Рк -тиск на початку і в кінці газопроводу,
Dвн - внутрішній діаметр газопроводу,
L - довжина газопроводу
де ?к - водогазове відношення;
Ucp - середня швидкість газового потоку в газопроводі:
Тоді
Результати розрахунку теоретичних і фактичних коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів інших свердловин заносимо в табл. 3.1
Таблиця 3.1. - Результати розрахунку теоретичних і фактичних значень коефіцієнтів гідравлічних опорів шлейфів свердловин
№ свердло-вин Тиск і на гирлі, MПa Тиск на вході в УКПГ,
MПа Темпера-тура на І гирлі, °С Температура на вході в УКПІ, 0C ?ф ?т
1 0,1 0.2 7 6 0,035 0.0201
2 0,8 0,7 7 6 0,0321 0,018
9 38 3,7 8 5 0.062 0.022
19 0,9 07 6 5 0.056 0,023
25 1,1 1.0 6 5 0,048 0,020
40 0,5 0.5 5 4 0,054 0.018
42 1.4 07 5 4 0,078 0,021
43 0,6 06 4 3 0,021 0.022
47 1.5 1.0 6 5 0.023 0,022
50 0,15 0.15 6 5 0,020 0,02
51 1,2 1,0 6 4 0,0 0.019
52 1,5 1,0 5 4 0,053 0,018
53 1.4 0.7 5 6 0,063 0.024
54 1 5 0,7 7 5 0,072 0.026
56 1.4 1.0 6 5 0,048 0,0215
57 1.2 0,7 7 3 0,052 0.024
59 1,3 1,0 5 4 0,036 0,021
61 1.2 0.6 5 3 0,075 10.020
63 1.2 1,0 5 3 0,036 0,03
64 1,0 1.0 8 5 0,031 10,026
65 0,8 07 5 3 0,018 0,021
66 1,3 0.7 7 5 0.037 0,025
67 1.3 07 7 5 0,037 0.023
58 1 5 1.0 7 5 0,046 0,0202
Як видно з розрахунку у шлейфі свердловини 9 виникають додаткові втрати. Ці втрати можуть бути пов'язані як зі скупченням рідини, так і зі Купченням гідратів. Визначимо можливість гідратоутворювання у шлейфі свердловини.
Дані для розрахунків беремо з таблиць 4.1 і 4.2. Для прикладу, Приведемо обрахунки втрат тиску по довжині шлейфу. Для цього скористаємось формулою 4.1.
Для розрахунку температури газу в певній точці шлейфу скористаємось формулою :
Tх- температура газу в певній точці, K.
Тгр - температура грунту на глибині прокладки шлейфу, K.
Т1 - температура на початку шлейфу, K.
D - діаметр шлейфу, м.
X - віддаль від початку шлейфу до розрахункової точки, м.
к - коефіцієнт теплопередачі від грунту до газу, дорівнює
0.5-2.0 , приймаємо 1.2 ;
? - густина газу, дорівнює 0.728 кг/м3;
Ср=2220 Дж/(кг?К) - теплоємність газу;
Q - витрата газу, тис.м3/добу.
Розраховуємо температури на віддалі х від початку шлейфу.
Температуру гідратоутворення визначаємо за формулою:
де ? - коефіцієнт, який залежить від відносної густини газу і визначається по таблицях (для р=0.563 (? = 17,54)
Тоді температура гідратоутворепня (в Кельвінах) дорівнює:
Тr(500) = 18,47o(1 + log 3,77)- 17,54 + 273 = 278,45 K;
Тr(1000) = 18,47o(1+ log 3,74)-17,54+ 273 = 278,28 K;
Тr(1500) = 18,47o(1 + log 3,71)-17,54 + 273 = 278,23 K;
Графік розподілу тиску і температур по довжині шлейфу приведений на рисунку 3.1.
На ділянці графіка, де температура газу менша або дорівнює температурі гідратоутворення знаходиться зона, де можуть утворюватись гідрати. Як видно з графіка 3.1, в свердловині 9 гідрати можуть утворюватись на ділянці 1150 м від початку шлейф).
3.2. Проектування заходів з попередження накопичення рідини і боротьба з гідратоутворениями у викидних лініях свердловин.
Для запобігання утворення гідратів у викидній лінії свердловини 9 доцільно тепло ізолювати викидну лінію цієї свердловин Якщо ж гідрати вже утворились, то потрібно в шлейф свердловини закачувати інгібітор
гідратоутворення - метанол. Досвід експлуатації багатьох газових родовищ свідчить, що цей метод ліквідації гідратів досить ефективний і дозволяє значно покращити якість підготовки газу на УКПГ.
Технологія введення метанолу у шлейф свердловини полягає в наступному :
1. Біля свердловини встановлюємо бачок для метанолу, об'ємом 120 л і пересувну ємність для метанолу. Бачок для метанолу розрахований па робочий тиск Pp=10 MПа.
2. Ємність наповнюємо метанолом.
3. Метанол періодично перекачуємо ручним насосом БКФ - 2 в метанольний бачок, звідки він самопливом поступає у шлейф свердловини.
4. Мінімальний робочий рівень метанолу в бачку визначаємо контрольним вентилем.
5.Такі операції, як регулювання і контроль кількості метанолу, а також періодичне наповнення метанольного бачка вимагають постійного обслуговування.
Скупчення рідини у викидних лініях свердловин призводить до зниження їх пропускної здатності, а також посилює корозію труб. Джерелом скупчення води є крапельна вода, що поступає із свердловин разом із газом. Інтенсивність скупчення води у викидних лініях свердловин залежить від швидкості руху газу і профілю траси викидних ліній.
Для попередження скупчень води у викидних лініях свердловин намагаються їх прокладатитак, щоб рельєф на шляху їх прокладки був рівний, або ж прокладають викидні лінії з постійним нахилом в бік руху газу, що запобігає нагромадженню води.
Крім того, для попередження нагромадження води у викидних лініях свердловин можна запроектувати такі заходи :
1. Вибрати і освоїти оптимальний режим роботи викидної лінії, який би забезпечував необхідну швидкість руху газу для не допущення нагромадження води. Оптимальний режим роботи викидної лінії відповідає швидкості газу 5 - 10м/с. Цю умову можна виконати шляхом правильного вибору діаметра викидної лінії. Однак, треба відмітити, що збільшення швидкості газу призводить до збільшення втрат тиску і посилення ерозійного зносу труб. Тому, робимо висновок, що цей метод попередження нагромадження води для умов Гринівського родовища не підходить.
2. Введення у викидних лініях свердловин спінюючих ПАР. Це можна здійснити при введенні ПАР на вибій свердловини, бо спінена вода виноситься з свердловини у шлейф і спінює воду, що нагромадилась до корозії труб і не впливає па пропускну здатність викидної лінії
Як вже було сказано, для ліквідації гідратів на шлейфах свердловин необхідно вводити інгібітор гідратоутворення - метанол. Цей захід дозволяє підвищити ефективність роботи системи підготовки газу. Розрахунок даного методу покращення роботи шлейфів свердловин зводиться до визначення добової витрати метанолу.
Визначимо добову витрату метанолу для ліквідації гідратів в шлейфах свердловин.
qдоб=q?Q
де Q -добовий приріст газу, тис.м3/доб.
q - питома витрата метанолу, кг/тис.м3.
qдоб - добова витрата метанолу, кг.
Питому витрату метанолу визначаємо :
де W1,W2 - вологоємність газу до вводу метанолу і необхідна вологоємність газу відповідно, г/м3.
с1,с2 - концентрації свіжого і відпрацьованого метанолу, %.
а - відношення вмісту метанолу в газі до концентрації метанолу в рідині, г/тис.м3.
Для свердловини 9 маємо:
Тиск на гирлі Р1=3.8 МПа, тиск на вході в УКПГ P2=3.7 МПа. Температура на гирлі t1=80C, а па вході в УКПГ - t2=5°C.
Для забезпечення безгідратиого режиму роботи шлейфа необхідно, щоб температура на вході в УКПГ t2=6.5°С.По графіку визначаємо вологоємність W1 при P1 і t1 та W2 при P2 і t2.
W1=0.23 г/м3, W2=0.18г/м3
Концентрація свіжого метанолу складає 36% (прийнято на основі досвіду проведення робіт по вводу метанолу у викидні лінії свердловин). Концентрацію відпрацьованого метанолу визначаємо по графіку в [ ] в залежності від зниження рівноважної температури гідрат оутворення. Остання дорівнює різниці між рівноважною температурою гідратоутворення tгідр і температурою газу в точці, де вилучається відпрацьований метанол tвид.
tгідр=5.4oC, tвид=6.0°C. Отже, ?t=0.6°С.
Тоді с2=16 %.
Відношення вмісту метанолу
Loading...

 
 

Цікаве