Тсер – середня температура по довжині шлейфу, К;

L – довжина шлейфу, м.

Значення Е визначимо в залежності від конденсато-газового відно-шення к і середньої швидкості газового потоку в шлейфі Vсер.

Визначимо конденсато-газове відношення

(8.2)

де: qк – дебіт конденсату, м3/добу;

qг – дебіт газу, м3/добу;

qк = 2,1 м3/добу – за промисловими даними;

qг = 3000 м3/добу;

к = 2,1*106/3000 = 700 см3/м3.

Знайдемо середню швидкість газового потоку в шлейфі

(8.3)

Знайдемо невідому величину Zсер

а) Визначимо середньоарифметичні параметри газу

МПа (8.4)

К; (8.5)

; ;

К

Тоді коефіцієнт стисливості газу обчислюємо за формулою

(8.6)

Підставивши значення відповідних величин у формулу (8.3), визначимо середню швидкість газового потоку в шлейфі

м/с

Оскільки 180 к 1500 см3/м3 і 1 Vсер 6, то обираємо наступну формулу згідно [4]:

(8.7)

Число Рейнольдса обчислюємо за формулою

(8.8)

де: dв – внутрішній діаметр шлейфу, см;

г – динамічна в’язкість газу, мПа*с;

Re – 1777*3*0,603/10/0,012=26788,3

Рух газу знаходиться в області зони змішаного режиму – це видно з визначеного числа Рейнольда, тому

(8.9)

де м – відносна шорсткість труб;

lк – абсолютна шорсткість труб, приймаємо 0,012м.

Отже, за наведеною вище методикою знаходимо коефіцієнт гідроопору

Приймаючи до уваги, що довжина шлейфу становить 1615 м, знаходимо розподіл тиску на певній відстані за формулою, яку виведемо з формули (8.1)

(8.10)

МПа

або

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

МПа

Середній тиск по шлейфу знаходимо з формули

(8.11)

Визначимо розподіл температури по шлейфу за формулою:

(8.12)

де: Т0 – температура навколишнього середовища (ґрунту), К;

Тп – температура на вході в трубопровід, К;

L – довжина шлейфу, м;

Dі – коефіцієнт Джоуля-Томсона, К/МПа.

Визначимо теплоємність газу за формулою:

(8.13)

де: кг/кмоль – молярна маса газу

8,018 кДж/кмоль

Визначаємо коефіцієнт Джоуля-Томсона

(8.14)

де: - масова теплоємність газу, кДж/кгК;

кДж/кгК;

(8.15)

Підставивши значення величин знайдемо коефіцієнт Джоуля-Томсона

К/МПа

Знайдемо коефіцієнт, який враховує зміну температури по довжині

шлейфу

(8.16)

де: k = 1,25 кВт/м*К – повний коефіцієнт теплопередачі від газу до навколишнього середовища;

d3 = 0,114 – зовнішній діаметр труб,м.

К/км.

Температуру навколишнього середовища приймаємо рівній температу-рі грунту на глибині прокладки газопроводу Тгр = 0 С = 273 К.

Отже температура на віддалі 100 м від початку шлейфа буде

К

К

К

К

К

К

Температуру гідратоутворення визначаємо (в залежності від відно-шення суми парціальних густин):

(8.18)

де В – коефіцієнт, що визначається в залежності від відношення суми парціальних густин компонентів газу до суми їх об’ємних концентрацій за виключенням компонентів, що не є гідратоутворюючими.

(8.19)

Такому значенню згідно з графіком В = f() відповідає значення 18,53 [9]

Тепер можна визначити температуру гідратоутворення на різних віддалях від гирла свердловини:

К

К

К

К

К

К

За значеннями, які були знайдені будуємо графік розподілу температури по шлейфу, а також рівноважну криву гідратоутворення в одній системі координат.

Як видно з графіка криві не перетинаються, отже гідрати утворюються в середині НКТ на певній глибині. Отже розрахуємо на якій глибині утворюються гідрати в стовбурі свердловини. Для цього побудуємо графік залежностей T і Tp від глибини свердловини (H = 1552 м).

Рисунок 8.1. – Графік залежностей Т = f(L) та Тр = f(L)

Визначимо значення Tp для устьового та вибійного тисків за форму-лою (8.18).

К

К

Величину Т на гирлі свердловини приймаємо для найгірших умов в холодні пори року, тобто Ту = 273 К. Значення Твиб вважаємо незмінним і рівним (згідно промислових даних 327 К).

Знаючі всі необхідні дані побудуємо графік.

Рисунок 8.2. – Графік залежностей Т = f(H), Tp = f(H)

Як видно з графіка на рис.8.2 гідрати утворюються на глибині 130 м. Отже подачу інгібітора гідратоутворення необхідно здійснювати на вибій свердловини.

2.2. Проектування заходів з попередження скупчень рідини і боротьбі

з гідратоутвореннями у викидних лініях свердловин.

Так як в нашому випадку гідрати утворюються в свердловині на глибині 130 м, то інгібітор гідратоутворення подаємо на вибій свердловини. Подачу здійснюємо по інгібіторопроводах, прокладених паралельно шлей-фам. В якості інгібітора використовуємо ДЕГ.

Накопичення рідини у викидних лініях не відбувається, так як в свердловини на вибій подаємо вспінюючі ПАР, які перетворюючись на піну рухаються до входу на УКПГ.

2.3. Обґрунтування заходів з підвищення ефективності підготовки вуглеводневої продукції і зменшенню втрат газу, вуглеводневого конденсату та інгібітору гідратоутворення на УКПГ.

Виконаємо перевірочний розрахунок і визначимо чи забезпечується пропускна здатність сепараторів, і чи достатньо технологічних ліній УНТС газу.

(8.20)

де Qг – пропускна здатність сепаратора, тис.м3/добу;

- швидкість газового потоку в сепараторі, м/с;

Двн – внутрішній діаметр сепаратора, м;

Рвх - тиск на вході в сепаратор, МПа;

tвх – температура на вході в сепаратор, С;

Zвх - коефіцієнт стисливості газу при tвх та Рвх.

Знайдемо коефіцієнт Zвх за формулою:

(8.21)

(8.22)

Визначимо значення за формулою:

(8.23)

де - оптимальна швидкість, м/с знаходимо за формулою:

м/с при P1 = 6 МПа (8.24)

де: Р1 – тиск на виході в УНТС, МПа;

м/с

м/с

Отже знайдемо пропускну здатність сепараторів

тис.м3/добу

Знайдемо кількість технологічних ліній:

,

де Qг1 – кількість газу, що поступає на УНТС, тис.м3/добу;

Qг – пропускна здатність сепаратора, тис.м3/добу;

На УКПГ 5 ліній, а необхідно 4, значить достатньо технологічних ліній.

Так як для родовищ з вмістом вуглеводнів до 1 г/м3 точка роси в літній період 0С, в зимовий до -5С [4], а на Шебелинському ГКР вміст вугле-воднів менший 1 г/м3 (станом на 1.01.2003р. 0,7 г/м3) з температурою сепарації 10 - 12С, то доцільно запроектувати для якісної підготовки газу абсорбційну осушку газу.

2.4. Технологічні розрахунки запроектованої технологічної

підготовки газу.

Виконаємо абсорбційний розрахунок осушки газу, виходячи з даних: відносна густина ;

кількість газу (сумарний середньодобовий дебіт свердловин на УКПГ) Q = 0,35*106 м3/добу.

тиск осушення Р = 1,5 МПа;

температура газу Тг = 293 К;

точка роси Тт.р. = 268 К;

Продуктивність абсорбера Qабс = 1,2*106 м3/добу.

Визначимо кількість абсорберів

(8.25)

Приймаємо n0 = 1

Визначимо