Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды
Подождите немного. Документ загружается.
значение критерия Акр, оценивающего энергию пульсации по
тока для частоты а> = I Гц, будет
А р — 5 • Ю-s — £££— (75)
сРс„»с«
где с — скорость звука в газожидкостной среде; рСм — плот
ность газожидкостной смеси; осм — скорость газожидкостного
потока.
Подсчитанное по эмпирической формуле значение критерия А
должно быть меньше значения Лкр. Поскольку максимальные
по амплитуде макропульсации наблюдаются в области проб
ково-диспергированной структуры нефтегазоводяного потока, то
основными способами предотвращения образования особо опас
ных низкочастотных макропульсаций являются превентивные
методы:
поддержание такого режима движения газожидкостного по
тока, который исключал бы образование пробково-диспергиро
ванной структуры потока, что возможно регулированием абсо
лютного давления в системе сбора. Чем выше абсолютное дав
ление в системе сбора, тем меньше количество газа выделяется
в системе и меньше величина пульсаций;
поддержание высокой пропускной способности трубопрово
дов и нефтесборных коллекторов периодической очисткой их
от отложений парафина, солей и механических примесей;
применение перед сепарационными установками «успокои
тельных» участков из труб повышенного диаметра, так называе
мых концевых делителей фаз и депульсаторов [62, 82],
обеспечивающих расслоенное течение газожидкостной смеси и
возможность отбора газа из трубопроводов до поступления
газожидкостной смеси в сепарационные установки.
Область существования условий для получения раздельного
течения для горизонтального потока газожидкостной смеси при
диаметрах трубопровода более 0,2—0,3 м может быть опреде
лена скоростями смеси до 2 м/с (в диапазоне изменения расход
ного газосодержания р от 0,2 до 0,95). Как показали исследо
вания ВНИИСПТнефть и ТатНИПИнефть, проведенные на ме
сторождениях Татарии, Башкирии, Западной Сибири, п-ва
Мангышлак и других районах, при скорости движения в трубо
проводах газонефтяной смеси до 2 м/с нейтрализуется отрица
тельное влияние относительной скорости газа за счет устранения
различных явлений на границе раздела расслоенного газонеф
тяного потока (образование волн, гребней, пены и т. п.).
Расчет успокоительного коллектора. Для снижения пульса
ций и отрицательных последствий диспергирования газожид
костных смесей на процесс сепарации необходимо перед сепара
ционными установками предусмотреть специальные «успокои
тельные» коллекторы или концевые делители фаз (КДФ)
(табл. 22).
90
Таблица 22
Определение диаметра успокоительного коллектора перед сепарациониымк
установками по расходу жидкости и объемному газосодержанию
Расход
жидкости
Qt тыс.
М3/СУТ
Диаметр успокоительного коллектора, Djc, м
P <0,3
P =0,4 р-0,5
P-0,6
Р>0,7
1,0
0,15 0,16 0,17
0,19
0,22
2,0 0,20
0,22
0,24 0,27
0,31
3,0
0,24 0,27 0,30
0,33
0,38
5,0
0,30
0,35 0,38 0,43
0,50
10,0
0,43
0,49
0,54 0,61
0,70
15,0 0,52
0,60
0,66
0,74
0,86
20,0
0,61 0,70
0,77
0,86 0,99
30,0
0,74
0,86 0,95
1,10
1,20
Примечание. Найденные значения Dk округляются в большую сторону
до ближайшего диаметра по ГОСТу на сортамент труб.
Объемное газосодержание определяют по формуле
P = G np ( I - « 0 /G np (l — aO + l> (76>
где w — обводненность продукции скважин (доли единицы);
Gnp — количество свободного газа, приходящегося на I ма
нефти, приведенное к рабочим давлениям (р) и температуре
(Г) в трубопроводе:
Gnp = G oPqT cZ I P cT q, (77 )
где Po, T0 — параметры нормального состояния газа; Tc, рс —
параметры, соответствующие состоянию газа в трубопроводе;
2 — коэффициент сжимаемости газа (для большинства место
рождений в диапазоне реальных рабочих давлений в сепарато
рах может быть принят равным I); G0 — количество свободного1
газа в потоке, выделяющегося при рабочих условиях в трубо
проводе, U3Jm3 (в каждом конкретном случае определяется по
кривой разгазирования или непосредственным замером на сепа-
рационной установке).
При рекомендуемых предельно допустимых значениях ско
рости газожидкостной смеси до 2 м/с, обеспечивающих расслое
ние нефти и газа и предотвращающих их дополнительное
диспергирование, длина конечного успокоительного участка вы
бирают из условия I—3-минутного пребывания смеси в этом
участке.
При неблагоприятном сочетании факторов (большая вяз
кость, высокая дисперсность газовых пузырьков и т. д.) в пер
вом приближении длина конечного успокоительного участка мо
жет быть принята в пределах 100—200 м.
91
В работе [82] для расчета концевого делителя фаз (КДФ)
приведены графики, охватывающие диапазон газосодержаний
смеси до 120 м3/м3.
Расчеты и рекомендуемые размеры депульсаторов. Депуль
сатор— узел предварительного разделения потоков нефти и
газа, в сочетании с конечным «успокоительным» участком трубо
провода предназначается для снижения пульсаций давлений,
а также вибрации входных технологических трубопроводов пе
ред сепаратором, что достигается предварительным отводом
газа из верхнего участка наклонного нисходящего трубопровода
депульсатора (разработан во ВНИИСПТнефть) [66].
При определении геометрических размеров депульсатора
(рис. 24) высоты, угла наклона и длины трубопроводов исходят
из того, что восходящий участок (а—с) должен иметь уклон
не более 45°. Горизонтальный участок (с—d) длиной в преде
лах 2—3 м должен располагаться на одном уровне с верхней
образующей сепарационной емкости.
Наклонный участок (d—е) должен обеспечивать сток жидко
сти в сепаратор под собственной массой и отвод основного ко
личества газа из трубопровода до сепаратора. Для этого дина
мический уровень жидкости в наклонном трубопроводе необхо
димо устанавливать выше уровня жидкости в сепараторе на
величину ДА»:
Дhq, I ж ж ж г
тс2 q
f Qi
V
Тж
(78)
где Qm — расход жидкости, м3/с; Qr— расход газа, приведенный
к рабочим условиям в депульсаторе, м3/с; vm, vr — кинематиче-
Рис. 24.
Узел предварительного отбора газа (депульсатор):
i — конечный участок подводящего коллектора; 2 — газосборный коллектор; 3 — газоот
водящие патрубки; 4 — разделительный трубопровод; 5 — газопровод; 6 — отвод газа
в газосепаратор; 7 — подвижные зонды; 8 — патрубок сброса воды
92
ская вязкость, соответственно, для жидкости и газа, м2/с;
Dmy Lm — диаметр и длина наклонного участка депульсатора,
заполненного жидкостью, м; DVy Lv— диаметр и длина газоот
водящего коллектора депульсатора, м; Лмж, hMV— местные гид
равлические сопротивления на жидкостном и газовом потоках.
Величины ф и т при турбулентном режиме в области числа
Resg: 100 000, характерном для работы депульсаторов, состав
ляют: ф«0,0246 с2/м; 0,25. При ламинарном режиме ф =
=4,13 с2/м; т— 1.
При выборе размеров депульсаторов (табл. 23) задаются
такими значениями Dm и Dvy которым при заданных расходах
Qm и Qr соответствует минимальное значение Ahq (порядка
0,05—0,1 м).
Таблица 23
Рекомендуемые размеры депульсаторов и входных патрубков
сепарационных емкостей
Диапазон
условной
производи
тельности
по жидкости
^max/ ^min,
м3/сут
Диапазон
депульсатора
D t м
Рекомендуемый ряд сепара
ционных емкостей
Рекомендуе
мый набор
входных
патрубков
(см. рис. 24)
Диаметр
входных
патрубков, м
объем, м3
диаметр, м
6000/1000
0,5
25
2,0
А
0,3
Б
0,3
В
0,3
Г
0,2
12000/2000
0,5—0,7
50 2,6
А
0,5
Б
0,5
В
0,3
Г
0,3
24 000/4000 0,7
100
3,0
А
0,5
Б
0,5
В
0,3
Г
0,3
48 000/8000
1,0—1,20
200 3,4
А
0,5
Б
0,5
В
0,3
Г
0,3
Угол наклонной части депульсатора при общей длине его
15—20 м должен быть в пределах 6—9°.
Депульсаторы прошли промышленные испытания, и их ус
пешно применяют в Татарии, Чечено-Ингушетии, Башкирии,
на п-ове Мангышлак и особенно в Западной Сибири при газо
вых факторах от 20 до 120 м3/м3 и выше [29].
93
Испытания сепараторов первой ступени и узла предваритель
ного отбора газа (с депульсатором) и без него (табл. 24), про
веденные на КСП-9 Самотлорского месторождения, показали,
что с применением депульсаторов производительность сепара
торов увеличивается в 1,5—2 раза.
Таблица 24
Результаты сравнительных испытаний сепараторов (по данным СибНИИНП)
Нагрузка на сепаратор по
жидкости, м3/сут
Унос KanewibHoA жидкости в газе, мг/м8
без депульсаторов
с депульсаторами
6200
7300
—
12800
13500
60
25700
20000
50—100
Испытания депульсаторов в различных нефтедобывающих
районах показали принципиальную возможность его примене
ния в качестве самостоятельной ступени сепарации [13, 29].
Применение депульсаторов позволяет резко улучшить качество
отделяемого газа.
Так, непосредственные замеры качества на объектах сепара
ции, проведенные в 1974 г. на Самотлорской месторождении, по
казали, что содержание капельной нефти в газе составляет
250—20000 мг/м3, т. е. во много раз превосходит допустимые
нормы. Внедрение депульсаторов позволило снизить содержа
ние капельной нефти в газе практически до нормы (50—
100 мг/м3). При этом повысилась и стабильность загрузки всех
сепарационных блоков.
На месторождениях Башкирии использование эффекта раз
деления газонефтяной смеси в подводящих трубопроводах и
отвод газа из них с помощью депульсаторов также позволили
значительно уменьшить число сепараторов, исключить пульса
ции и пенообразование, снизить унос капельной жидкости в газе
из сепараторов до 10—20 мг/м3.
Институтом ВНИИСПТнефть совместно с СибНИИНП и
Грозненским нефтяным институтом разработаны соответствую
щие руководства и рекомендации по компоновке депульсаторов
для отдельных сепарационных блоков емкостью 25—50, 100 и
200 м3.
Сепараторы. Выбор расчетных параметров. Исходными дан
ными для выбора сепараторов служат время пребывания
жидкости в аппарате тз и допустимая скорость газа в газовой
зоне V1.
94
Суммарный объем сепараторов по каждому потоку в от
дельности определяют по уравнению
^О бЩ ^ t Q c = k V c t ( 7 9 )
где ^общ — суммарный объем сепараторов, м3; Qm — производи
тельность сепарационного узла или отдельного потока по
жидкости, м3/сут; тз — время пребывания жидкости в сепара
торе, мин; с — коэффициент, характеризующий степень заполне
ния сепарационной емкости (доли единицы); Vc — объем сепа
ратора, м3; k — число сепараторов в сепарационном узле.
Время пребывания жидкости в сепараторах в каждом кон
кретном случае необходимо определять экспериментальное по
мощью пилотных сепарационных установок в период опытно
п
ромышленной эксплуатации месторождения.
При отсутствии экспериментальных данных, например, при
обустройстве первоочередных объектов, время пребывания
жидкости может быть принято на основании имеющегося опыта
сепарации нефтей с аналогичными физико-химическими свойст
вами на других месторождениях.
В табл. 25 в качестве примера приведены данные по необ
ходимому времени пребывания жидкости в сепараторах для не
которых групп нефтей, полученные по результатам испытаний
сепараторов.
Таблица 25
Результаты определения необходимого времени пребывания
различных нефтей в сепараторе
Группа нефтей
Необходимое время
пребывания, мин
Данные
Грозненская (непенящаяся)
1,5
ГНИ
Ромашкинская (пенящаяся умеренно) 1,5—3,0 ТатНИПИ
Сергеевская (пенящаяся)
5,0
ВНИИСПТнефти
Усть-Балыкская (непенящаяся)
2,5—3,0 То же
Самотлорская (непенящаяся) 3,0—5,0
То же
Арланская (эмульсационная пеня
15,0—20,0
*
щаяся)
То же
Мангышлакская (пенящаяся)
.
20—25
ВНИИСПТнефти
Соответствие скорости газа в сепараторе выбранного объема
допустимому пределу скорости проверяется из условия
QuGnp ^ Vr. доп /опч
г— 86 400Sr < V ’ ( *
где Gnp — рабочий газовый фактор, приведенный к р и T сепа
рации, м3/м3 (определяют по формуле (77)); Qa— нагрузка се
паратора по нефти, м3/сут; Sr — площадь сечения газового
95
потока в аппарате, которая для горизонтальной емкости при с =
= 0,5 равна j lD 2/8 ; v t , доп — допустимая скорость набегания газа
на каплеулавливающую насадку, определяется эксперименталь
ным путем или ориентировочно по данным, приведенным
в табл. 26; <р — коэффициент, учитывающий «живое» сечение
каплеулавливающей насадки.
Таблица 26
Допустимые скорости набегания газа в сепараторах при vH ^50-10_G м2/с
Сетчатый
каплеотбойник
v T доп ПРИ Ра^очем Давлении в сепараторе, МПа
Рабочий пе
репад давле
ний при нор
мальной ра
боте
0,2
0,4 0,6 0,8
1,0 .
2,0
4,0
6,0
Горизонталь
ный
Вертикальный
1,20
1,45
1,80
2,20
0,90
1,10
1,35
1,65
0,80
0,95
1,20
1,45
0,70
0,85
1,05
1,30
0,62
0,75
0,95
1,15
0,45
0,55
0,67
0,83
0,30
0,35
0,45
0,53
0,21
0,26
0,32
0,38
20—
60
30—
100
Допустимые значения коэффициентов уноса капельной
жидкости из сепараторов в потоке газа km и свободного газа
в потоке жидкости kr устанавливают в каждом конкретном слу
чае в зависимости от требований, предъявляемых к ним в тех
нологическом процессе на данном нефтяном месторождении.
Определяют km и Ar в соответствии с «Методическим руковод
ством по исследованию сепарационных установок» РД 39-1-61—
78 (ВНИИСПТнефть, Уфа, 1978).
Требования к компоновочным схемам сепарационных узлов.
В основу современных технологических схем сепарационных
установок заложен принцип осуществления начальной стадии
процесса разделения газонефтяной смеси в подводящих ком
муникациях с последующим завершением его в сепарационной
емкости, которые рассматривают в схеме как единое целое [66,
821.
Технологическая схема сепарационного узла (рис. 25) ком
понуется из блочных агрегатированных элементов, а трубная
обвязка должна обеспечивать возможность эффективного ис
пользования, наращивания или отключения отдельных аппа
ратов.
Схема должна предусматривать возможность осуществле
ния технологических процессов:
перераспределение продукции скважин по аппаратам в лю
бых сочетаниях для эксплуатации их при оптимальной нагрузке
с учетом обводненности нефти;
перераспределение потоков газа, выходящих из депульсатора,
между основными сепараторами и выносными газосепараторами
96
I П F U I П
Рис. 25.
Технологическая схема компоновки сепарационного блока:
I — узел распределения потоков и технологического воздействия; 2 — блочная установка
для дозирования реагента; 3 — успокоительные участки депульсаторов; 4 — депульсатор;
5 — газонефтяные сепараторы; 6 — газосепараторы выносные; 7 — узел замера жидкости
после сепаратора; 8 — отбор проб жидкости для определения свободного газа; / — обвод
ненная нефть; // — безводная нефть; JII — газ на ГПЗ; IV t V — нефть и эмульсия на
УПН; V I — горячая дренажная вода или нефть на рециркуляцию
для обеспечения качественной очистки газа от капельной жид
кости (нефти);
ввод реагентов-деэмульгаторов, пеногасителей, рециркуляции
горячей воды или нефти через сепарационный узел;
переоборудование аппаратов и компоновочных схем устано
вок за счет использования принципа блочности и агрегатиро
вания.
Конструкции газонефтяных сепараторов. Конструкции газо
нефтяных сепараторов должны обеспечить высокую надежность
и универсальность работы сепарационного узла в изменяющихся
во времени условиях эксплуатации нефтяного месторождения.
Унифицированными технологическими схемами сбора и под
готовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов
(РД 39-1-159—79) рекомендованы два типа нефтегазовых сепа
раторов (рис. 26):
УБС — блочные автоматизированные сепарационные уста
новки с предварительным отбором газа и выносными каплеуло-
вителями;
а ; ? .1 5
Рис. 26.
Технологические схемы газонефтяных сепараторов:
а — типа УБС; б — типа НГС; I — выравнивающие перегородки; 2 — выносной газосепа-
ратор; 3 — сетчатые каплеуловители; 4 — дефлектор; I — газ из депульсатора; I I —
жидкость из депульсатора; IIl — очищенный газ; IV — отсепарированная жидкость
7 Заказ № 144
97
НГС— нефтегазовые сепараторы со встроенными каплеуло-
вителями (в настоящее время находятся в стадии модерни
зации).
В основу сепараторов типа УБС и модернизированных НГС
заложены следующие принципы:
возможность раздельного ввода предварительно расслоенных
газожидкостных потоков;
обеспечение спокойных, с минимальными перепадами давле
ний, условий ввода продукции в аппарат;
применение выравнивающих перегородок и экранов (лами-
низаторов) для повышения эффективности использования объ
ема аппарата. В зависимости от принятой технологии очистки
нефтяного газа от капельной жидкости (нефти) сепараторы
могут иметь встроенные или выносные каплеуловители.
Для применения в технологических комплексах сбора и под
готовки нефти рекомендуются сепараторы разных типов
(табл. 27). Сепараторы типа УБС и НГС могут использоваться
в качестве аппаратов I, II и т. д. ступеней сепарации, а также
на концевой ступени и в блоках термической (горяче-вакуумной)
сепарации.
Варианты технологических схем установок подготовки нефти.
В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих
районов и физико-химических свойств обрабатываемой продук
ции скважин возможны разные варианты технологических схем
установок подготовки нефти (рис. 27).
Вариант I. Обезвоживающие установки с раздельной подго
товкой безводной и обводненной нефти с предварительным сбро
сом пластовой воды и применением совмещенных блочных подо
гревателей-деэмульсаторов. Режим деэмульсации до 40 °С.
Насос подачи частично обезвоженной нефти отсутствует.
Вариант II. То же, но с применением раздельных блоков
подогрева и отстаивания. Режим деэмульсации до 60 °С. Реге
нерация теплоты товарной нефти отсутствует.
Вариант
III.
То же, с предварительной сепарацией нагретой
нефти перед аппаратами-водоотделителями, в качестве которых
используют электродегидраторы (типа ЭГ-200-10). Каплеобра-
зователь между блоком нагрева и отстоя отсутствует.
Вариант IV. Обессоливание и обезвоживание с предвари
тельным сбросом пластовой воды в напорных отстойниках, на
сосной откачки частично обезвоженной нефти через раздельные
блоки нагрева и отстоя, каплеобразователи и аппараты обес
соливания нефти.
Температура деэмульсации выше 60 0C с регенерацией теп
лоты товарной нефти.
Вариант V. То же, с использованием в качестве аппаратов
предварительного обезвоживания резервуаров-отстойников с при
менением печей (нагревателей) и электродегидраторов на сту
пени обезвоживания и обессоливания с последующей регекгра-
93
Таблица 27
Основные параметры блочных автоматизированных сепараторов типа УБС
и НГС
Параметры
Условная производительность сепараторов
по жидкости, мэ/сут
Тип УБС
1500
3000
6300
10000
16000
Нагрузка по газу, м3/м:
I
I
I
при р=?= 1,6 МПа
120
120 120
120
120
при р = 0,6 МПа
30
30 30
30
30
Объем аппарата, м3
25
32
32
50
100
Тип каплеуловителя:
выносной
4-
4-
4-
4* 4-
встроенный
— .
■
Условная производительность сепараторов
по жидкости, M1ZcyT
Пзраметры
Тип НГС
2000
5000
10000 20000 30000
Нагрузка по газу, м3/м:
при р = 1,6 МПа
120 120 100
90
90
при р = 0,6 МПа
75
85
60
50
50
Объем аппарата, м3 8
14
28
56
80
Тип каплеуловителя:
выносной
— —
—
— —
встроенный
+
+
+ +
4-
Примечание. Максимальное рабочее давление составляет 1,6 МПа.
цией теплоты товарной нефти. Температура деэмульсадии выше
60 °С.
В соответствии с унифицированной технологической схемой
(вариант I, см. рис. 27), подготовка нефти в режиме обезвожи
вания осуществляется следующим образом: в поток обводнен
ной нефти перед входом в сепаратор 2 или перед успокоитель
ным участком депульсатора I подают реагент-деэмульгатор и
горячую дренажную воду с блока обезвоживания 5. Воздей
ствия деэмульгатора, теплоты, избытка водной фазы, опреде
ленных режимов и времени движения обрабатываемого потока
эмульсии способствуют снижению ее устойчивости. В идеальном
99