Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.10.2024

Просмотров: 247

Скачиваний: 3

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

8.

Динамическая вязкость жидкости в условиях перекачки опре­

деляется по анализу: цж =

2 спз.

 

Кинематическая

вязкость

жидкости в тех же условиях

 

V

_ Рж

2

2,5 • ІО"3 Ст.

 

 

 

 

 

 

Рж

805

 

9. Принимая приближенное значение А,см = 0,015, по номограмме (см. рис. 39) находим (при ß = 0,879, D = 0,15 м) пропускную способность трубопровода по нефти при минимальных затратах энергии:

<?жнн = 210 м3/сут;

sm U -

100 - 0,879 + 100 (1 —0,879)

_ п ш

1ÖÖ5Ö

’

10.Коэффициент гидравлического трения определяется по' номо­

граммам

(см.

рис. 40,

41) при (>жш = 210 м3/сут, D = 0,15 м,

ѵж = 2,5

Ст,

ß = 0,879,

= 0,019, ф = 2,2;

Я,см = Л«ф = 0,019 • 2,2 = 0,042.

И . Потери давления на трение по номограмме (см. рис. 42)

при <?«»» = 210 м3/сут, D = 0,15 м, рсм = Ри + РгсвС° -

830+ і ^ ° ^ -

 

Ь„

 

1,05

= 885 кг/м3, Л,см = 0,042, ß = 0,879 будут

 

 

АРтр _ о 21 кгс/сма

 

 

L

км

 

 

Поэтому

 

 

 

ДРтр = 0,21L = 0,21 • 10 = 2,1 кгс/см2.

 

12. Истинное объемное газосодержание по

номограмме (см.

рис. 43) при (?жш — 210 м3/сут,

D = 0,15 м, ß

=

0,879 составит

Фпод==0,5,

Фсп = 0,94.

 

 

13. Гидростатический перепад давления на подъемных и спуско­ вых участках трубопровода определяется по формуле

АРсТ -- 2 -^ПОдёРпОД S Т^сп^Рспі

где Рпод = Рж (1 - Фпод) + Ргфпод= 805 • (1 - 0,5) +11,3 • 0,5 = 409,15 кг/м3;

Реп = Рж (1 — Фсп) + Ргфст = 805 • (1 — 0,94) +11,3 • 0,94 = 59 кг/м3.

Тогда

АРст= 100• 9,81 • 409,15 —100 • 9,81 • 59 = 3,4 кгс/см2 (3,4- 10Б Н/м2). 14. Общий перепад давления

Арсм = АРтр + ДРст = 2,1 + 3,4 = 5,5 кгс/см2.

271

=

15.

 

Перепад

давления

по

номограмме (см. рис.

42) при @ж =

2,5

<?,7Н= 2,5 ■210 = 525

м3/сут,

D =

0,15

м,

Рсм =

885,

ß

=

=

0,879,

Я,см = 0-042

будет

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

L

=

0,9 кгс/см2,

 

 

 

 

 

 

 

 

откуда

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ар —0,9 • 10 =

9 кгс/см2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16.

 

Строим

корреляционную

 

кривую

Арсы = f (г>см), для

чего

определим

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

„ M 1 IH ___

 

 

 

 

 

 

 

4

• 210

 

 

 

1,14 м/с;

 

 

 

Ѵсм

-- я£2 (1 —р)

 

3,14 • 0,152 ■(1 —0,879) 86 400

 

 

 

 

 

4 (/ж

 

__

 

 

 

 

4 ■525

 

 

 

: 2,86 м/с.

 

 

 

 

 

я£2(і — ß)

—

 

3,14 • 0.152 - (1 —0,879) - 86 400

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Перепад давления

при

ѵс

 

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АрСМ-- 2 -^под^Рж

 

^сп^ГРг

 

 

 

 

 

 

 

 

= 100.9,81-805-100-9,81-11,3 = 7,8 кгс/см2

(7,8-ІО5 Н/м2).

 

 

47.

Из

рис.

71

при

Арсмп

— Рі — Рг =

18 — 8 =

10 кгс/см2

имеем

г-££п = 3,1

м/с,

а

 

потому

расход жидкости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

<?жоп = 0,785D2ü?Sn (1 — ß) =

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= 0,785 • 0.152 - 3,1 - (1 - 0,879) ■86 400 = 575 м3/сут,

 

 

 

или

при нормальных

условиях

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

<?„ =

ОТ:

 

— 550 м3/сут.

 

 

 

 

 

 

 

Задача

76

 

ь»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

способность

трубопровода

по

газу.

 

Определить пропускную

 

Исходные данные: длина трубопровода L =

20 000

м; диаметр

тру­

бопровода D = 0,2

м; начальное давление перекачки рх =

40 кгс/см2;

конечное давление перекачки р 2 = 16

кгс/см2; средняя температура

перекачки

Тср = 340 К;

 

объемный расход нефти Qn =

1200 м3/сут;

плотность нефти рн =

830 кг/м3;

плотность свободного газа рг.св

—

= 1 кг/м3; вязкость дегазированной

 

нефти

при

Тср цн

= 1,5

спз;

коэффициент растворимости газа

к =

1,4

 

 

 

суммарная высо­

та

подъемных и

спусковых участков трубопровода соответственно

2 # П0Д =

300 м и 2 Ж п =

300 м.

 

 

 

 

фактора

G0 =

500;

 

Для

расчета

принимаем

значения газового

250 и 125 м3/м3. Определим возможный перецад давления при пере­

качке газо-нефтяной смеси с газовым

фактором G0 =

500 м3/м3.

При расчете

используем следующие

параметры.

 

1. Среднее

давление перекачки рс?= 4 ° ^ 16- = 28

кгс/см2.

272

2. Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти,

Гр - крСр= 1,4 • 28 = 39,2 м3/м3.

3.

Объемный коэффициент нефти 5Н =

1,15

(определяется в ла­

бораторных

условиях).

 

 

 

= 0,972 при рс

= 28 кгс/сма

4.

Коэффициент сжимаемости газа z

и Тср = 340 К

(см. рис.

1

и

2).

газа в

смеси

нефти и газа

5.

Расходное

объемное

содержание

Р = ----------

г1— ?-------

=

--------------

 

о7о------------------

 

 

= 0,945.

 

_t"

z (Go -

Гр) p 0T cp

 

 

0,972 • (500 - 3 9 , 2 )

* 1 - 3 4 0

 

6.

Плотность

жидкости

в

условиях

перекачки

 

 

 

Рж

Ри + Рг. СпГр

 

83 0 + 1 - 3 9 ,2

= 755 кг/м3.

 

 

Ьп

 

 

1,15

 

7.

Плотность

газа в

условиях перекачки

 

 

Рг -- Рг,

РсрТ'о

л _

СВРо^ср2

1

28 • 273

= 23,1 кг/м3.

340 • 0,972

 

8.

Динамическая

вязкость

жидкости в

условиях перекачки

|д„ = 1 ,5

спз.

 

 

 

 

Кинематическая вязкость жидкости в тех же условиях

 

ѵ ж =

=

_ М - =

1,2 • ІО'3 Ст.

 

 

ж

Рж

755

 

 

9. Объемный расход

жидкости

в условиях

перекачки

<?ж = QJ)» — 1200* 1,15 = 1380 м8/сут.

10. Коэффициент гидравлического трения по номограммам (см.

рис. 40, 41) при QM= 1380

м3/сут, D = 0,2

м,

ѵж = 1,2 • ІО-3 Ст,

ß = 0,945,

Х 'см

= 0,01,

ф =

1,15

будет

 

 

 

 

Ясм = Я,смф = 0,01 • 1,15 = 0,0115.

11. Потери

давления на

трение по номограмме (см. рис. 42)

при @ж =

1380 м3/сут,

D =

0,2 м,

 

 

 

 

Рн +

Рг. св^ о

830 + 1 - 5 0 0

 

\ л

 

 

Рсм _ --------- Ь~я

~

+ 1 5

“

11Ö U ’

ß = 0,945;

Лс„ = 0,0115:

 

 

 

 

 

 

АРтр _ ^5 кгс/км*см2,

 

 

 

 

 

Lj

 

 

 

 

откуда

Артр= l,5Zr = 1,5 *20 — 30 кгс/см2.

18 Заказ 625

273

12. Истинное объемное газосодержание по

номограмме (см.

рис. 43) при @ж =. 1380 м3/сут,

D = 0,2 м, ß

= 0,945

Фпод = 0.86;

срсп = 0,953.

 

13. Гидростатический перепад давления на подъемных и спуско­

вых участках трубопровода

 

Арсп — 2 -^подйРпод 2

^cnSPcn--

= 300 • 9,81 • 125,6-300 • 9,81 • 57,5 =

2 кгс/см2 (2 • ІО5 Н/м2),

где

 

Рпод= Рж (! — Фпод) + Ргфпод= 755 • (1 — 0,86) + 23,1 • 0,86 = 125,6 кг/м3;

Рсп = Рж (1 — фсп) + РгФсп = 755 • (1 — 0,953) + 23,1 • 0,953 = 57,5 кг/м3.

А рсм, к і с / с м г

Рис. 72. График зависи­ мости Дрсм = / (Go)

14. Общий перепад давления

4Рсм= АРтр + Арст = 30 + 2 = 32 кгс/см2.

15. В таком же порядке определяем общий перепад давления при G0 = 250 м3/м3:

Арсм= 25 кгс/см2

и при G0 — 125 м3/м3

Арен = 19,2 кгс/см2.

16. Строим график Арсы = / (G0) (рис. 72), откуда при Др§£п =

= р г — р 2 = 40 — 16 = 24 кгс/см2 имеем Gf}on — 225 м3/м3 и, сле­ довательно, расход газа при нормальных условиях (р0 и Т0) будет

Qr= G$°nQH= 225 • 1200 = 270 тыс. м3/сут.

Р А З Д Е Л III

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ НЕФТИ И ГАЗА

([16] с изменениями, утвержденными МНИ СССР

№ 35/п от 23/VII 1969 г.)

Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа включает следу­ ющие виды затрат.

I. Энергетические затраты.

II. Заработная плата производственного персонала (основная

идополнительная) и отчисления на социальное страхование. III. Амортизация:

1)скважин;

2)прочих основных средств.

IV. Расходы по текущему ремонту основных средств:

1)подземного оборудования скважии;

2)наземного оборудования и прочих производственных основных

средств.

V. Расходы по увеличению отдачи пластов. VI. Расходы по подготовке нефти.

VII. Расходы по внутрппромысдовой перекачке и хранению нефти.

VIII. Расходы по сбору и транспортировке газа.

IX. Общепроизводственные (цеховые) расходы.

X. Общехозяйственные (общепромысловые) расходы.

XI. Оплата за нефть, полученную от буровых и геологоразведоч­

ных организаций.

нефти и газа.

XII. Промысловая себестоимость добычи

1. Промысловая себестоимость добычи 1

т нефти:

а) глубиннонасосным способом;.

 

б) компрессорным способом;

 

в) фонтанным способом.

 

2.Промысловая себестоимость добычи 1000 м3 газа.

3.Промысловая себестоимость товарной продукции (нефти и газа). К основному производству в нефтегазодобывающей промышлен­

ности

относится добыча нефти

и газа.

К вспомогательному производству в НГДУ относятся следующие

подразделения.

цех

эксплуатационного оборудования.J

1.

Прокатно-ремонтный

2.

Прокатно-ремонтный

цех

электрооборудования и электро­

снабжения.

18*

275

3. Цех по прокату и ремонту погружных насосных установок. 4. Цех по подготовке и перекачке нефти.

5.Цех по сбору и перекачке газа.

6.Цех поддержания пластового давления.

7.Цех антикоррозионных покрытий.

8.Цех пароводоснабжения.

9.Цех автоматизации производства.

10.Цех подземного и капитального ремонта скважин.

11.Цех научно-исследовательских производственных работ.

Энергетические затраты включают в себя стоимость электро­ энергии при глубиннонасосиой добыче, стоимость энергии сжатого газа или воздуха при компрессорной эксплуатации, оплату за уста­ новленную мощность и затраты энергоцеха по обслуживанию электро­ моторов и промысловой электросети.

Заработная плата производственного персонала включает основ­ ную и дополнительную плату рабочих и ИТР, непосредственно заня­ тых в добыче нефти и газа, и отчисления на социальное страхование

вразмере 8,4% общего фонда заработной платы. Амортизационные отчисления производятся от балансовой стои­

мости эксплуатационных скважин (нефтяных и контрольных) и стоимости прочих основных средств, непосредственно занятых в про­ изводственном процессе добычи нефти и газа.

Для нефтяных скважин установлена средняя норма амортизации на погашение балансовой их стоимости 6,7% в год из расчета 15-лет- него срока службы скважин, а на капитальный ремонт 0,5—2,5% в зависимости от района.

Амортизация нагнетательных скважин исчисляется и включается в расходы по увеличению отдачи пластов по прямому признаку. Амортизация прочих основных средств, стоимость электроэнергии и другие расходы на данную статью относятся через себестоимость услуг прокатно-ремонтных цехов, цеха пароводоснабжения и др.

По ликвидированным скважинам амортизация на погашение стоимости их продолжает начисляться до ее полного погашения, а амортизационные отчисления на капитальный ремонт не произво­ дятся. Отчисления на капитальный ремонт скважин учитывают также затраты на совершенствование вскрытия пласта (гидроразрыв, кислотные обработки и др.). Расходы по амортизации следующих основных средств: станки-качалки, фонтанная арматура, трапы и групповые трапные установки, мерники при скважинах, трубы насосно-компрессорные, штанги насосные, погружные насосы, выкидные (от скважин) трубопроводы — относятся на затраты соот­ ветствующих прокатно-ремонтных и других вспомогательных цехов, за которыми закреплены эти основные средства.

Амортизация других основных средств (депарафинизаторы, ре­ гуляторы, дебитомеры, аппараты Яковлева и др.) не относятся к амор­ тизации прочих основных средств и включаются в затраты прокатноэксплуатационных цехов, за которыми эти средства закреплены.

К расходам по текущему ремонту подземного оборудования от­

276

Смотрите также файлы