Номера вопросов для контрольной работы № 6

Варианты Номера вопросов 01 1, 16, 24 02 2, 17, 25 03 3, 18, 26 04 4, 19, 27 05 5, 20, 28 06 6, 21, 29 07 7, 22, 30 08 8, 23, 1 09 9, 24, 2 10 10, 25, 3 11 11, 26, 4 12 12, 27, 5 13 13, 28, 6 14 14, 29, 7 15 15, 30, 8 16 6, 16, 22 17 7, 17, 23 18 8, 18, 24 19 9, 19, 25 20 10, 20, 26 21 11, 21, 27 22 12, 22, 28 23 13, 23, 9 24 14, 24, 4 25 15, 25, 5 26 1, 26, 17 27 2, 27, 18 28 3, 28, 19 29 4, 29, 15 30 5, 30, 14

Вопросы контрольного задания № 3.

1. Сущность одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов

одной скважиной.

2. Выбор объектов для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

3. Требования к оборудованию для ОРЭ.

4. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов по различным схемам.

5. Раздельная эксплуатация двух газовых пластов.

6. Назначение методов увеличения дебитов скважин.

7. Классификация и область применения методов увеличения проницаемости

призабойной зоны скважины.

8. Сущность кислотных обработок.

9. Реагенты, применяемые при солянокислотных обработках.

10. Приготовление солянокислотного раствора.

11. Оборудование, применяемое для солянокислотной обработки.

12. Технология проведения простой солянокислотной обработки.

13. Технология проведения солянокислотной обработки под давлением.

14. Назначение, техника и технология глинокислотной обработки.

15. Техника и технология пенокислотной обработки.

16. Сущность проведения гидравлического разрыва пласта, область

применения.

17. Жидкости, применяемые при ГРП.

18. Расклинивающие агенты для проведения ГРП.

19. Технология ГРП.

20. Оборудование, применяемое при ГРП.

21. Контроль процесса ГРП.

22. Технология гидропескоструйной перфорации.

23. Техника и технология виброобработки забоев скважин.

24. Обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью.

25. Обработка призабойной зоны пласта паром.

26. Электротепловая обработка призабойной зоны скважины.

27. Обработка призабойной зоны пласта ПАВ.

28. Термокислотная обработка призабойной зоны пласта

29. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта.

30. Внутрипластовая термохимическая обработка.

ЗАДАЧА 2.1.

Выбрать реагенты, их концентрацию и количество, необходимое оборудование для обработки призабойной зоны соляной кислотой. Данные взять из последующей таблицы.

параметры	Варианты
1 - 5	6 - 10	11 - 15	16 - 20	21 - 25	26 - 30
Продуктивный пласт	Плотные пористые известняки	Трещиновато-кавернозные известняки	Высокопроницаемые пористые известняки
Глубина скважины Нс, м
Диаметр эксплуатационной колонны Д, мм
Диаметр НКТ d, мм
Диаметр обвязки dоб, мм
Длина обвязки l, м
Пластовое давление Рпл, МПа	15,0	14,0	15,8	16,0	16,5	17,0
Диаметр дололта Ддол, м	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215
Пластовая температура Тпл, 0С
Глубина зумпфа hз, м
Обрабатываемая мощность пласта hф, м
Проницаемость k, мкм2	0,15	0,1	0,3	0,35	0,25	0,3

Указания к решению

1. Выбираем кислоту, концентрацию соляно-кислотного раствора и норму его расхода. Для соляно-кислотной обработки скважины выбираем техническую соляную кислоту синтетическую марки Б, имеющую достаточно высокую концентрацию – 31,5% и наименьшее количество вредных примесей (таблица №1). Концентрацию раствора выбираем в зависимости от проницаемости и пластового давления. Этими показателями руководствуемся при выборе нормы расхода на 1м обрабатываемой мощности пласта.

Объем соляно-кислотного раствора составит:

Vp = n∙h, м³

где n – норма расхода раствора на 1 м мощности пласта, м³/м

h_ф – мощность обрабатываемого интервала пласта, м

Таблица 1 – Характеристика соляной кислоты

Наименование	Нормы, обусловленные стандартом
Абгазовая соляная кислота	Синтетическая НСI (техническая)
Марка А	Марка Б	Марка А	Марка Б
Содержание НСI, %				31,5
Содержание НF %	-	До 1	-	-
Содержание серной кислоты, %	-	-	Не более 0,005	Не более 0,005
Содержание железа, %	0,03	0,03	0,015	0,015
Действующий ГОСТ	ТУ6-01-714-77	ГОСТ 857-78

Таблица 2- Рекомендуемые концентрации раствора и норма расхода

Характеристика пласта	НСI, %	Норма расхода, м3/1м
Для карбонатной породы с высокой проницаемостью, при низком пластовом давлении	10-12	1,0 – 1,5
Для карбонатной породы с низкой проницаемостью, при высоком пластовом давлении	12-15	0,5 - 0,6
Для песчаников с карбонатным цементом при средних показателях проницаемости и пластового давления	8-10	0,8 – 1,0

2. Расчет количества концентрированной кислоты, воды и добавок. Объем товарной кислоты определяем по формуле:

V_к = V_p/а, м³

где: V_p – объем соляно-кислотного раствора, м³

а – переводной коэффициент (берется из таблицы №3 в зависимости от

концентрации товарной кислоты и концентрации раствора)

3. В качестве химическихреагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы.

3.1 В выбранной нами технической соляной кислоте содержание серной кислоты не более 0,005 %, поэтому нет необходимости в добавке в раствор хлористого бария для её нейтрализации.

Таблица 3- Значение переводного коэффициента а

Концентрация кислотного раствора, %	Концентрация товарной кислоты, %
	4,470	4,325	4,160	3,847	3,690	3,236	2,938	2,647
	3,954	3,820	3,680	3,400	3,260	2,861	2,599	2,341
	3,541	3,420	3,295	3,047	2,920	2,563	2,328	2,097
	3,204	3,100	2,980	2,755	2,645	2,298	2,106	1,892
	2,923	2,825	2,720	2,514	2,412	2,097	1,921	1,730
	2,685	2,600	2,500	2,312	2,217	1,943	1,765	1,590
	2,481	2,400	2,310	2,1335	2,048	1,803	1,631	1,469
	2,305	2,230	2,145	1,983	1,903	1,669	1,515	1,365
	2,151	2,075	1,998	1,849	1,775	1,556	1,414	1,273
	2,015	1,943	1,872	1,732	1,663	1,458	1,324	1,193
	1,894	1,827	1,760	1,628	1,563	1,370	1,245	2,121

3.2 В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой расчитывают по формуле:

V_у.к= в_у.к.∙V_р/с_у.к., м³

где в_у.к. – норма добавки 100% уксусной кислоты = 3%

с_у.к. – объемная доля товарной уксусной кислоты = 80%

3.3 В качестве ингибитора используют реагент В –2. Объем определяют по формуле:

V_ин.= в_ин..∙V_р/с_ин., м³

где в_ин. – норма добавки ингибитора, % = 0,2%

с_ин. – объемная доля товарного ингибитора,% = 100%

3.4 В качестве интенсификатора используют Марвелан-К. Его объем определяют по формуле:

V_и.= в_и..∙V_р/с_и., м³

где в_и. – норма добавки интенсификатора 0,5%

с_и. – объемная доля товарного интенсификатора 100%

При необходимости в качестве ингибитора и интенсификатора можно взять другие вещества, нормы добавки которых представлены в таблицах № 4, 5.

Таблица 4 - Применяемые ингибиторы

Ингибитор	Оптимальное дозирование,% объема раствора кислоты	Пластовая температура °С
Формалин	0,6 –0,8	20-40
Уникол ПБ-5	0,25-0,5	20-40
Катапин-А	0,05-0,1	20-40
Катапин-К	0,05-0,1	20-40
Катамин-А	0,05-0,1	20-40
Уротропин	0,2-0,25	20-40
U-1-А+уротропин U-1-А+уротропин+ Йодистый калий	(0,1+0,2)-(0,4+0,8)   0,4+0,8+0,01	20-40

Таблица 5 - Применяемые интенсификаторы

ПАВ	Оптимальное дозирование,%	Необходимость ингибитора
Катапин-А	0,3	Не нужен
Катамин-А	0,3	Не нужен
Карбозолин-О	0,5	Не нужен
Марвелан-КО	0,5	Желательно
Са-Дс	0,3	Обязательно
УФЭ8	0,3	Желательно
ОП-10	0,3	Обязательно

4. Объем воды для приготовления кислотного раствора равен:

V_в = V_р – V_к - (V_х.б.+V_у.к.+V_ин.+V_н)

5. Расчет процесса обработки скважины. В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

5.1 При наличии зумпфа его необходимо изолировать. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета – концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы спускают до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ – 160 – 50К закачивают раствор СаСI₂ плотностью

1200 кг/м³. Объем закачиваемого бланкета определяется следующим образом:

V_бл.=0,785∙D²∙h_з, м³

где D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

h_з – глубина зумпфа, м

Для получения 1м³ раствора СаСI₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540кг СаСI₂ и 0,66м³ воды.

Таким образом, для изоляции зумпфа потребуется:

СаСI₂ – V_бл.∙540, кг

Воды - V_бл.∙0,66,м³

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 25м и НКТ длиной:

L_з=H-h_з,м

Объем выкидной линии с внутренним диаметром 0,05 м определяется:

V_вык.=0,785∙d²_вн.∙ l_, м³

Объем НКТ рассчитывается следующим образом:

V_нкт..=0,785∙d²∙L_з, м³

Общий объем продавочной нефти составляет:

V_п=V_вык.+V_нкт

5.2 Трубы приподнимают и устанавливают на ∆ =1–2 м выше нижних отверстий перфорации, размещают и обвязывают оборудование:

L_п = L_з - ∆, м

5.3 Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации:

V_р^' = V_вык.+0,785∙d²_вн. ∙L_п+0,785∙H∙ (D²_вн.-d²),м³

5.3 После подъема кислотного раствора в затрубном пространстве до кровли пласта, необходимо закрыть задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивать продавочную жидкость с целью задавки кислотного раствора в пласт.

5.4 Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации. Объем продавочной нефти составит:

V_пр= V_р^', м³

Закрываю задвижку на выкидной линии и оставляют скважину на реакцию. Продолжительность реагирования кислоты 2-10 часов.

ЗАДАЧА 2.2

Произвести расчет основных показателей процесса гидравлического разрыва пласта (ГРП), осуществляемого в скважине. Исходные данные приведены в таблице.

Для решения задачи нужно воспользоваться следующими исходными данными таблица 1.

Таблица 1

Наименование исходных данных

Варианты

Глубина скважины Н, м

Толщина пласта h, м

Пластовое давление Рпл, МПа

Плотность жидкости песконосителя ρж.п, кг/м3

Вязкость жидкости песконосителя μж.п., кг/м3

Наименование исходных данных

Варианты

Глубина скважины Н, м

Толщина пласта h, м

Пластовое давление Рпл, МПа

Плотность жидкости песконосителя ρж.п, кг/м3

Вязкость жидкости песконосителя μж.п., кг/м3

Примечание:

1 В качестве жидкости – песконосителя используется промысловая нефть

2 Диаметр эксплуатационной колонны D_э = 168 мм

3 Диаметр НКТ d = 89 мм, толщина стенок δ = 6 мм

4 Тип насосных агрегатов выбирается по справочной литературе или на основе данных

5 Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником.

Основными расчетными показателями процесса ГРП является давление пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, число насосных агрегатов и автоцистерн.

1 Определяем давление разрыва пласта:

Р_р = Р_в.г. – Р_пл + σ_р, МПа,

где Р_в.г. – вертикальное горное давление, МПа

σ_р – давление расслоения горных пород, принимают = 1,5 МПа

Вертикальное горное давление составит в МПа:

Р_в.г = ρ_n · g · Н,

где ρ_n – плотность вышележащих пород, ρ_n = 2500 кг/м³,

2 Давление на устье скважины в (кг/м³):

Р_у = Р_р – ρ_ж.п. · g · Н + ΔР,

где: ρ_ж.п. – плотность жидкости песком, кг/м³

ρ_ж.п. = ρ_ж.п. · (1 – β_n) + ρ_n · β_n,

где ρ_ж.п. – плотность жидкости песконосителя, кг/м³

β_n – объемная концентрация песка в смеси

ρ_n – плотность песка, принимаем ρ_n = 2600 кг/м³

Р_тр – потери давления на трение

где С_n – концентрация песка в смеси – зависит от вязкости жидкости – песконосителя и темпа ее закачки, С_n = 250…300 кг/м³

Потери давления на трение рассчитывают по формуле Дарси-Вейсбаха в (МПа).

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления, определяется в зависимости от числа Рейнольдса (для облегчения расчета можно воспользоваться таблицей VIII. 1 [13, стр. 150]).

υ – скорость движения жидкости в трубах, м/с

При отсутствии необходимой литературы можно принять приближенно υ = 5,5 м/с

λ = 0,035 при μ_ж.п. = 150 МПа · с

λ = 0,05 при μ_ж.п. = 250 МПа · с

λ = 0,1 при μ_ж.п. = 500 МПа · с

3 Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 4 до 6 м³ на 10 м толщины.

4 Определяют объем жидкости – песконосителя в (м³).

где Q_n – количество песка, кг (считается целесообразным закачивать 6 – 10 т песка).

5 Определяем объем продавочной жидкости при закачке в НКТ в (м³).

V_пр = 0,785 · d²_вн · Н,

6 Определяем необходимое число насосных агрегатов

где Q = 0,015 м³/с – темп закачки

Р_агр – рабочее давление агрегата, МПа [3, стр. 257]

q – подача агрегата при данном давлении, м³/с

k = 0,5…0,8 – коэффициент технического состояния агрегата.

Вывод

Контрольная работа № 7

Сбор и подготовка скважинной продукции.

ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ.

В процессе изучения предмета студенты должны выполнить контрольную работу, имеющую целью закрепление изученного материала.

Контрольные задания составлены в десяти вариантах. Каждым вариантом предусматриваются ответы на теоретические вопросы и решение задач. Выбор варианта производится в зависимости от последней цифры шифра студента.

Контрольное задание охватывает все изучаемые темы.

Прежде чем приступить к выполнению контрольной работы, студенты должны хорошо изучить весь материал по рекомендуемой литературе. Следует, также, хорошо разобраться в решении задач.

Контрольную работу следует выполнять в отдельной тетради, на обложке которой необходимо написать свою фамилию и инициалы, шифр, вариант. Объем контрольной работы не должен превышать 20 – 25 страниц рукописного текста. Работа должна быть выполнена аккуратно и грамотно. Ответы на вопросы должны быть краткими, но точными и ясными. Совершенно не допустимо механическое переписывание книжного текста. Ответы на вопросы должны быть в достаточной степени проиллюстрированы схемами, рисунками.

При решении задач необходимо обязательно полностью переписать текст каждой задачи и сделать, при необходимости, к ней схему. В ответе должен быть приведен полностью ход решения задачи, математические преобразования. Решение задач должно обязательно сопровождаться пояснениями, написанными четко, аккуратно и без сокращения слов. В конце контрольной работы необходимо указать литературные источники, использованные при её выполнении, указать дату выполнения работы и поставить свою подпись.

Работа, выполненная не по своему варианту, возвращается студенту без проверки. При сдаче экзамена студент должен предъявить преподавателю проверенную и зачтенную контрольную работу.

ВОПРОСЫ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ

Вариант №1

1. Сущность самотечной схемы сбора продукции скважин. Достоинства и недостатки схемы.

2. Старые методы измерения продукции скважин, их недостатки.

3. Порядок проведения работ при сооружении промысловых трубопроводов.

4. Нефтяные эмульсии, их свойства и условия образования.

5. Безрезервуарная сдача нефти в магистральный нефтепровод и ее экономическая эффективность.

6. Требования, предъявляемые к качеству воды, заканчиваемой в пласты с целью ППД.

7. Назначение и устройство нефтеловушек.

8. Принципиальная схема маслоабсорбционной установки для выделения конденсата из газа и ее описание.

Вариант №2

1. Сущность современных систем сбора, зависящих от величины и конфигурации площади нефтяного месторождения.

2. Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник-А» и ее описание.

3. Классификация и назначение промысловых трубопроводов.

4. Блочные автоматизированные нагреватели типа НН, БН, ПТБ.

5. Стальные вертикальные резервуары, их конструкция и монтаж.

6. Подготовка и сброс промысловых сточных вод в поглощающие горизонты.

7. Системы сбора природного газа и их технико-экономические показатели.

8. Осушка природного газа и выделение конденсата за счет холода, получаемого в турбодетандерах.

Вариант №3

1. Основной вариант унифицированной схемы комплексов сбора и подготовки нефти и воды нефтеперерабатывающих районов. Описание схемы и рекомендации по применению.

2. Методы измерения расхода газа и жидкости (нефти, воды) непосредственно в трубопроводе. Краткое описание приборов, применяемых для измерения.

3. Сепарационная установка с насосной откачкой типа УБСН. Описание установки и условия применения.

4. Электрические способы обезвоживания и обессоливания нефти. Электродегидраторы.

5. Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах, экономическая оценка мероприятий.

6. Открытая схема установки очистки сточных вод, ее сущность и недостатки.

7. Техника безопасности при сборе и подготовке газа.

8. Схема установки низкотемпературной сепарации газа с использованием дроссель-эффекта.

Вариант №4

1. Исходные данные, необходимые для составления проекта обустройства нефтяного месторождения.

2. Принципиальная технологическая схема автоматизированной замерной установки «Спутник-Б40».

3. Методика расчета газопроводов.

4. Блочные нефтяные насосные станции типа БННС, их устройство и техническая характеристика.

5. Отстойники для обезвоживания нефти ОГ, их устройство и принцип работы.

6. Установки очистки сточных вод закрытого типа, их сущность, оборудование и преимущества.

7. Основные различия сепараторов для природного газа от сепараторов для нефти.

8. Осушка газа на абсорбционных установках, технологическая схема, оборудование, входящее в состав установок.

Вариант №5

1. Краткий обзор применяемых схем сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях нашей страны, их преимущества и недостатки.

2. Нефтегазовые сепараторы, их назначение и описание конструкции.

3. Методика расчета напорных нефтепроводов.

4. Узел реагентного хозяйства установки промысловой подготовки нефти, назначение, состав оборудования.

5. Автоматизация измерения количества и качества товарной нефти.

6. Чистка и ремонт стальных резервуаров. Применяемое оборудование.

7. Схемы водоснабжения нефтедобывающих предприятий, условия их применения.

8. Технологический расчет гравитационных газовых сепараторов.

Вариант №6

1. Сущность системы сбора высоковязкой и парафиновой нефти.

2. Сепарационные установки с предварительным отбором газа. Описание установки и ее работы.

3. Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений.

4. Технологическая схема установки подготовки нефти с блочным оборудованием, применяемая при герметизированной системе сбора нефти. Описание схемы и оборудования.

5. Методы замера и учета продукции в резервуарах.

6. Закрытые и открытые схемы установок очистки сточных вод, их оборудование и сооружения, преимущества и недостатки.

7. Основы переработки попутных газов.

8. Технологический расчет инерционных газовых сепараторов.

Вариант №7

1. Этапы развития нефтяного месторождения. Их характеристика.

2. Промысловый транспорт парафинистых и высоковязких нефтей.

3. Сепарационные установки с предварительным сбросом воды, их устройство, работа и условия применения.

4. Безрезервуарная сдача товарной нефти в магистральный нефтепровод.

5. Существующие установки подготовки сточных вод по закрытой схеме.

6. Мероприятия по снижения коррозии труб и оборудования сточными водами.

7. Сточные воды и необходимость их утилизации.

8. Одоризация газа.

Вариант №8

1. Охрана окружающей среды при сборе и подготовке нефти, газа и воды.

2. Выбор числа ступеней сепарации нефти от газа.

3. Методика расчета трубопроводов для транспорта нефтегазовой смеси.

4. Оборудование для промысловой подготовки нефти: нагревательные печи, теплообменники, отстойники их назначение и конструкции.

5. Нефтяные эмульсии. Их свойства и условия образования.

6. Блочные кустовые насосные станции, их схемы и оборудование.

7. Закачка сточных вод в поглощающие горизонты.

8. Принципиальная технологическая схема адсорбционной установки для осушки и выделения конденсата из газа.

Вариант №9

1. Требования к современным системам сбора.

2. Значение измерения продукции скважин.

3. Расчет нефтегазовых сепараторов на пропускную способность.

4. Запорная предохранительная арматура трубопроводов.

5. Методика расчета теплообменников.

6. Автоматизация измерения количества и качества товарной нефти.

7. Гидратные пробки в газопроводах, условия их образования и методы борьбы с гидратообразованием.

8. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа.

Вариант №10

1. Основные требования, предъявляемые к проектам обустройства нефтяных месторождений.

2. Нефтегазовые сепараторы, их типы, конструкция и работа.

3. Методы защиты от коррозии внутренней и наружной поверхности промысловых трубопроводов.

4. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий.

5. Арматура и оборудование резервуаров для хранения нефти и их значение.

6. Способы очистки и подготовки сточных вод.

7. Способы борьбы с гидратами и их экономическая эффективность.

8. Технологическая схема промысловой компрессорной станции и ее описание.

КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАЧИ

Задача 1.Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность по газу вертикального гравитационного сепаратора, а также определить толщины стенок цилиндрической части (корпуса) и днища по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

Наименование величин	Варианты
Давление в сепараторе Р, МПа	2,2	2,6	2,5	2,8	2,4	2,0	2,7	2,6	1,8	1,9
Температура в сепараторе Т, К
Диаметр сепаратора Д, м	1,0	0,9	1,2	1,3	1,5	1,0	1,2	1,3	1,0	1,3
Плотность нефти ρН кг/м3
Плотность газа при нормальных условиях ρо кг/м3	1,0	1,1	1,2	1,15	1,21	1,25	1,05	1,11	1,13	1,18
Вязкость газа в рабочих условиях μГ Па×с	1,2 10-6	1,4 10-6	1,3 10-6	1,3 10-6	1,4 10-6	1,1 10-6	1,1 10-6	1,4 10-6	1,1 10-6	1,1 10-6
Диаметр капелек нефти dн, мкм
Коэффициент сжимаемости газа Z	0,98	0,97	0,97	0,97	0,96	0,98	1,0	0,96	1,0	1,0
Давление опрессовки Роп	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р	2Р
Допустимое напряжение стали разрыв G доп. , кг/см
Коэф. прочности сварного шва, j	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85
Радиус сферы днища Rq, м.		3,5			3,5		3,5			3,5
Запас на коррозию металла С, см.	0,2	0,2	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2	0,3	0,3

Задача 2.Определить диаметр трубопровода, потребный напор насоса, выразив его в м, кгс/см² и Па, и мощность насосной станции на центральном пункте сбора (ЦПС) по данным, приведенным в таблице 2.

Таблица 2

Наименование величин	Варианты
Количество перекачиваемой нефти Q, м3/сут
Длина нефтепровода L, м.
Геодезическая отметка конца трубопровода Z1, м
Геодезическая отметка начала трубопровода Z2, м
Плотность нефти rН , кг/м3
Кинематическая вязкость нефти n, м2/с	1,5 10-4	1,5 10-4	2,1 10-4	2,0 10-4	2,0 10-4	1,5 10-4	1,5 10-4	1,5 10-4	2,0 10-4	2,0 10-4
Скорость движения нефти в трубопроводе υ, м/с	1,0	1,0	0,8	0,8	1,0	1,0	1,0	1,0	0,8	0,8
Коэффициент полезного действия насоса, h	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Коэффициент запаса мощности привода насоса, К	1,3	1,3	1,3	1,3	1,2	1,2	1,2	1,4	1,4	1,4

Задача 3.Рассчитать расход охлаждающей воды и поверхность теплообмена при охлаждении нефти. Исходные данные в таблице 3.

Таблица 2

Наименование величин	Варианты
Количество охлаждаемой нефти G в кг/ч
Начальная температура нефти Тн в 0С
Конечная температура нефти Тк в 0С
Теплоемкость нефти Сн в Дж
Начальная температура охлаждающей воды tн в 0С
Теплоемкость воды Св в Дж
Конечная температура воды при прямотоке tк в 0С
Конечная температура воды при противотоке tк в 0С
Коэффициент теплопередачи К в Вт

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ

К задаче 1.Определяем плотность газа в условиях сепаратора по формуле:

кг/м³

где Р и Р₀ – соответственно давление в сепараторе и давление при нор

мальных условиях в Па;

Т₀ и Т – абсолютная нормальная температура (Т₀=273) и абсолютная

температура в сепараторе в ⁰К;

Z - коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реаль

ных газов от идеального.

Скорость осаждения капли определяем по формуле:

м/с

где υ_К – скорость осаждения капли, м/с;

d – расчетный диаметр капелек, м;

r_н и r_г – соответственно плотность нефти и газа в условиях сепаратора,

кг/м³;

g – ускорение свободного падения 9,81 м/с²

μ_U- динамическая вязкость газа в условиях сепаратора, Па

Скорость выходящего напора будет равна

м/с

Определим суточную производительность сепаратора по газу по формуле:

м³

где Д – внутренний диаметр сепаратора в м.

Толщина стенки корпуса сепаратора определяется по формуле:

см

Толщина днища

см

где Роп – избыточное внутреннее давление в кгс/см² (давление опрессовки)

Д – наружный диаметр сепаратора в см;

Gдоп – допустимое напряжение материала сепаратора в кг/см²;

j - коэффициент прочности сварного шва;

С – прибавка к расчетной толщине для компенсации коррозии в см;

R – радиус кривизны в вершине днища в см.

К задаче 2.Определяем площадь сечения нефтепровода по формуле:

м²

где Q – производительность нефтепровода в м³/сут,

υ – средняя скорость движения нефти в нефтепроводе в м/с,

Находим диаметр нефтепровода :

Принимают ближайший диаметр по ГОСТу.

Для принятого диаметра средняя скорость движения нефти будет:

м/с

где F_ф – площадь сечения принятого диаметра нефтепровода в м²

Далее находят параметр Рейнольдса и режим движения нефти:

где υ_СР – средняя скорость движения нефти в нефтепроводе в м/с,

d - стандартный диаметр нефтепровода, м

ν – кинематическая вязкость нефти, м²/с

При R_е < 2320 режим ламинарный, а при R_е > 2800 режим турбулентный.

Потери напора на преодоление сил трения в м определяются по формуле:

в м. ст. ж.

где L - длина нефтепровода в м.;

d – внутренний диаметр нефтепровода в м.;

V_ср – средняя скорость движения нефти в м/с.;

g – ускорение силы тяжести в м/с².;

l - коэффициент гидравлического сопротивления,

который определяется:

для ламинарного режима: ;

для турбулентного режима: ;

для неопределенного режима: l = (0,16 R_e - 13) × 10^-4

С учетом разности нивелирных отметок начального и конечного пунктов перекачки находят общий напор:

Н = h (Z₂ – Z₁) в м. ст. ж.

Общие потери напора, выражение в Па определяется по формуле:

, Па

Общие потери напора, выраженные в кгс/см², равны: