Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Персам группа

Рис. 21.

Схема cojopa на месторождениях Западной Сибири:

J — скважины; 2 — замерные установки; 3 — блоки дозирования деэмульгатора; 4 — сепа

раторы I ступени; 5 — аппараты предварительного сброса; 6 — отстойники (электродегид

ратора 7 — блоки нагрева; 8 — дожимные насосные станции; 9, /0 — сепараторы II и

III ступеней сепарации; // — деэмульсаторы; / — газ на ГБЗ; // — вода на КНС; I II —

газ потребителю; I V — товарная нефть

группе относят схемы сбора, у которых на КСП полностью

подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии. В этом

случае на КСП, кроме сепараторов I ступени и напорных аппа

ратов предварительного сброса, имеются блочные (или стацио

нарные) нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для

глубокого обезвоживания нефти.

В этих схемах реагент-деэмульгатор и горячую воду из от

стойников обезвоживания нефти подают в трубопровод перед

сепараторами I ступени. Свободную воду отводят из сепарато

ров I ступени или аппаратов предварительного сброса, а ча

стично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит

блок нагрева, трубопровод-каплеобразователь, и окончательно

ее обезвоживают в отстойниках. Затем газонасыщенную обезво

женную нефть смешивают с аналогичным потоком безводной

нефти, прошедшей только I ступень сепарации, и откачивают

насосами на ЦППС, где происходит сепарация нефти II и

III ступени перед поступлением ее в магистральные трубопро

воды. Газ II и III ступеней на ЦПСС используют на собствен

ные нужды или подают на ГПЗ.

УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ

КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ,

ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора

и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

(РД 39-1-159—72) разработаны институтами Гипровостокнефть

и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения послед

них достижений и научных исследований в этой области, выпол

ненных институтами отрасли, а также отечественного и зару

бежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации

нефтяных месторождений (см. рис. 22).

В основу этих схем положено совмещение в системе нефте-

газосбора гидродинамических и физико-химических процессов

для подготовки продукции скважин (нефть, газ и вода) для ее

разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной

производительности, при максимальном концентрировании ос

новного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на

центральных нефтесборных пунктах [23]. Это дает возможность

реализации мероприятий по комплексной автоматизации нефте

промысловых объектов с наименьшими капиталовложениями и

Рис. 22.

Унифицированная технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа

и воды нефтедобывающих районов:

/ — скважина; 2 — групповая замерная установка (спутник); 3 — блок подачи реагента;

4 — сепаратор первой ступени; 5 — емкость предварительного сброса воды; 6 — печь; 7 —

каплеобразователь; 8 — отстойник; 9 — смеситель; 10— электродегидратор; // — сепаратор

горячей ступени; 12— насос; 13 — установка подготовки газа; 14 — узел учета товарной

нефти; 15 — узел качества; 16 — резервуар товарной нефти; 17 — резервуар некондицион

ной Нефти; 18 — резервуар пластовой воды; 19 — узел замера расхода воды; 20 — блок

дегазатора с насосом; 21 — блок приема и откачки стоков; 22 — емкость-шламонакопи-

тель; 23 — мультигидроциклон; 24 — блок приема и откачки уловленной нефти; 25 — блок

очистки; 26 — блок подачи ингибитора; 27 — септик

б Заказ JV? 144

Таблица 21

Допустимые пределы однотрубного транспортирования в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости

продукции (по данным Гипровостокнефти)

Внутрен

ний диа

метр тру

бопровода,

Расчетное расстояние однотрубного трубопровода,

км, при h км

Объем

продукции,

млн. T

в год

Давление в

начале тру

бопровода ,

МПа

15 30

Вязкость продукции

10* 10”*м*/с

Вязкость продукции

80 • IO- * м*/с

Вязкость продукции

200*10-* м2/С

0,1

1,5

0,255

21,6

11,8 8,3

20,0 11,5 8,2

17,3

10,3

7,3

0,3

0,357

21,0

11,6

8,2

19,4

11,3 8,0

18,0 10,6

7,4

1.0

0,509

19,7

11,3

8,1

17,9

19,8 7,8 16,3 10,0

7,2

0,1

2,0 0,255

36,7

19,6 14,6

34,0 19,0 14,3

29,1 17,0

12,5

0,3

0,357 35,7 19,4 14,5

33,3

18,7

14,1 30,0

17,4 12,7

1,0

0,509

33,7

18,9 14,2 30,6 18,0

13,7

27,8 16,7

12,4

ОЛ

3,0

0,255

70,0

38,1 33,8 63,8

37,4 32,0

54,6

31,7

25,0

0,3

0,357

66,3 37,9 33,5

64,8

37,0

32,3

56,4

32,6

25,6

1 ,0

0,509

65,5

37,2

32,2 60,0 36,6 31,5 53,5

31,5

25,0

эксплуатационными расходами, с повышением надежности всей

системы в целом.

В связи с разнообразными условиями размещения и разра

ботки месторождений, их энергетических возможностей, физико

химических свойств продукции скважин, а также особых усло

вий отдельных нефтедобывающих районов возможно примене

ние насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и

бескомпрессорного транспортирования газа I ступени сепарации

на центральный нефтесборный пункт. В этом случае комплекс

сбора может иметь два варианта технологической схемы.

Вариант I предусматривает размещение на месторождении

I ступени сепарации с дожимной насосной станцией (ДНС),

с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс

предварительного обезвоживания необходимо проводить при

давлении I ступени сепарации. В процессе предварительного

обезвоживания нефти необходимо обеспечивать такое качество

сбрасываемой пластовой воды, которое удовлетворяло бы тре

бованиям при закачке ее в трещиновато-пористые коллекторы

(как наиболее распространенные).

Вариант 2 предусматривает размещение на месторождении

сепарационной установки с насосной откачкой без сброса воды.

При выборе варианта технологической схемы сбора учиты

вают:

энергетические возможности месторождения в основной пе

риод его разработки;

способ эксплуатации скважин;

физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии;

рельеф местности, который характеризуется суммой геоде

зических подъемов на один километр трассы (параметр

По принятому в технологической схеме сбора давлению на

устье эксплуатационных скважин и другим параметрам, харак

теризующим месторождение, возможное расстояние однотруб

ного транспортирования может быть определено из данных

табл. 21.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ

НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Пропускная способность выкидных линий от скважины до

групповых замерных установок и нефтегазопроводов после них

зависит от площади поперечного сечения трубопровода F и сред

ней скорости движения потока иср, м3/сут или м3/ч:

Q ^ v cpF (45)

или

Q = ЗбОООср/ч (46)

Теоретически из формул (45), (46) следует, что за счет уве

личения средней скорости потока можно неограниченно повы

шать пропускную способность выкидных линий. Однако этого

сделать нельзя, так как при увеличении средней скорости по

тока из-за повышения гидравлического сопротивления значи

тельно возрастают общие энергетические затраты на перекачку

газожидкостной смеси.

При определении диаметра нефтегазопровода определяющим

параметром является располагаемый (допустимый) перепад

давления Ap-р[—р2 в его начальной и конечной точках. Для

заданного расхода жидкости (нефти и воды) определяют газо-

содержание смеси, соответствующее рабочим условиям (р, Т)

в трубопроводе, и, задаваясь различными значениями иср, мето

дом проб и ошибок рассчитывают значение диаметра трубо

провода, потери давления в котором не должны превышать

допустимого предела.

Общие потери давления в трубопроводах определяют по

формуле

Ap = Д/?Тр + Д/?см» (47)

где Дрхр — потери давления на трение, зависящие от средней

скорости движения перекачиваемой системы (иср), ее вязкостной

характеристики (v), плотности (р), коэффициента гидравличе

ского сопротивления (трения) (Я) и длины (L) трубопровода.

Для оценки этой величины используют уравнение Дарси—

Вейсбаха

(48)

Арсм — статическое давление, определяемое по разности отме

ток от начального и конечного пунктов перекачки. АРСм берут

со знаком плюс, когда замерная установка располагается по

геодезической отметке выше места расположения скважин.

Статическое давление рассчитывают по формуле

&Рсм ~ А//смP*7» (49)

где р — плотность перекачиваемой системы, кг/м3; q — ускоре

ние свободного падения, м/с2.

В формуле (48) коэффициент гидравлического сопротивле

ния Я в зависимости от режима движения системы для одного

и того же трубопровода может принимать разные значения:

при ламинарном режиме движения потока, определяемом

безразмерным параметром Рейнольдса,

Re = < 2320 (50)

коэффициент гидравлического сопротивления (трения) рассчи

тывают по формуле Стокса

Л = 64/Re; (51)

при переходном режиме движения потока (2320 < Re <2800)

X = (0,16Re — 13) 10-4; (52)

при турбулентном режиме (Re>2800) коэффициент трения

рассчитывают по формуле Блазиуса

. 0,3164 0,3164

5РЭГ- <53>

Эти формулы применимы для определения потерь напора

от трения при транспортировании однофазных жидких сред.

Согласно исследованиям [13], уравнение установившегося

движения газожидкостных смесей в трубах с переменным

рельефом местности имеет вид

v CM

&Рт = ^ "gо ?См ^ "I” Фн^н] +

rt п

+ Ya h ^Q [рж — ¥*в (Рж — Pr)] — Yu ИЬ& TfH (Рж — Pr)] ,

I=0 i=0

(54)

где Рж, Pr, рем — плотность жидкости (нефти или эмульсии),

газа и газожидкостной смеси:

Рем ^ (I ?) Рж 4“ РРг» (55)

р — объемное газосодержание; Lr, LBy Lb — соответственно

длины горизонтального, восходящего и нисходящего участков

трубопровода; фв, <рн — истинное газосодержание для восходя

щих и нисходящих трубопроводов; *фн — приведенные коэф

фициенты сопротивления,

^ I + 0,5 ^ <рж ~ рг)

------

(56)

Рем ^CM

4^ = 1 + 0 ,5

-------(57)

Рем ^cm

^ot. в, ^OT. н— скорости движения потоков в восходящей и

п п

нисходящей части трубопроводов; 2j *b, — сумма высот вос-

i— О /=O

ходящих и нисходящих участков трубопроводов.

В уравнении (54) известными (определяемыми) парамет

рами являются:

инстинное газосодержание для восходящих и нисходящих

трубопроводов фв и фн, его определяют по формулам

(58)

(59)

где

vOT. В

---

./1 +

l/l I

U I ♦ D

VCM ’

vOT. H

г 1

vCM

Рж Pr

Рж

L d

Рж Pr

(60)

(61)

Коэффициент газонасыщенности k0 определяется в зависи

мости от коэффициента растворимости газа kp по формуле

Ac = (I + M 0'5. (62)

Jty — коэффициент, учитывающий степень дробления газовых

пузырьков:

' (63)

где р — давление в трубопроводе; а —- поверхностное (межфаз

ное) натяжение; D — диаметр трубопровода.

Коэффициент с зависит от осредненного угла наклона вос

ходящих и нисходящих участков на расчетном отрезке трубо

провода: /— ===

-----

= = г

с = 0 ,35 V 2 V ^oie+ Vstolj- (64)

Приведенные формулы применимы для пробковой и эмуль

сионной структуры движения газоводонефтяной систем при

р<0,9 и критерии Фруда

F r= »2/до > 16.

Потери напора при раздельной структуре потока, которая

существует при низких скоростях движения газожидкостных

смесей, определяют по формуле В. А. Мамаева и Г. Э. Одиша-

рия (1966) или А. И. Гужова [13].

При проектировании объектов внутрипромыслового сбора

приходится также рассчитывать нефтепроводы для перекачки

жидкостей, не содержащих свободного газа. При этом необхо

димо учитывать ограничения по скорости жидкости, связанные

с необходимостью минимальных потерь давления в приемных

трубопроводах перекачивающих насосов, с тем, чтобы не вы

звать разгазирования нефти перед ними. В выкидных линиях на

сосов следует учитывать возможность нежелательного передис-

пергирования (или расслое

ния) водонефтяных эмульсий.

Практикой установлены оп

тимальные скорости пере

качки жидкостей в зависимо

сти от их вязкостных харак

теристик.

Из данных оптимальных

скоростей движения маловяз

ких газонасыщенных нефтей

и вязких водонефтяных эмуль-

Рис. 23. сий (рис. 23) следует, что

Рекомендуемые скорости движения в широком интервале вязкост-

жидкости в трубопроводах в зависи- г ‘

мости ОТ HX вязкостных характера ных характеристик продукции

стяк: скважин (от 0,01 до 1,50 см2/с)

/ —для нагнетания; 2 — для всасывания ЭКОНОМИЧеСКИ ВЫГОДНЫв CKO-

рости движения потока находятся в пределах от I до 1,5 м/с.

С повышением вязкости системы более 4—5 см2/с оптимальная

скорость потока снижается до 0,5 м/с.

В уравнении (54) характеристики расхода и физические

свойства газа и жидкости вычисляют при среднем давлении и

средней температуре перекачки. В связи с этим предлагается

[13] расчет длинных трубопроводов (более 3 км) проводить

по отдельным участкам, для которых по прямолинейному за

кону изменения давления можно применять уравнение

P = P i

-----

£-(/>! — Дг). (65)

где L — общая длина трубопровода; I — длина участка, отсчи

тываемая от начала трубопровода; р\ — давление в начале

трубопровода (например, на устье скважины); р2 — давление

в конце трубопровода (на групповой замерной установке).

Длину расчетных участков ориентировочно рассчитывают

по формуле

t /

PI Рч

где pi —давление в начале расчетного участка; р2 —давление

в конце расчетного участка, равное

P2= 2IsP^', (67)

здесь р' — расходное газосодержание при давлении р\.

ПРОБЛЕМА ПУЛЬСАЦИИ ДАВЛЕНИИ В СИСТЕМЕ СБОРА

И МЕТОДЫ ЕЕ СНИЖЕНИЯ

Пульсация давления неизбежна при совместном транспорти

ровании по трубопроводам газожидкостных смесей.

Возникновение при некоторых режимах течения продукции

скважин пульсации давления связаны с образованием по длине

трубопровода газовых пробок [13].

Пульсация давления определяется амплитудой и частотой:

■^==Ртах — Pmlat (68)

«= 1 Л . (69)

где А — амплитуда, т. е. разность между максимальным и ми

нимальным значениями давления в данной точке трубопровода;

ю — частота колебаний давления в единицу времени.

Интенсивность пульсаций заметно возрастает с увеличением

длины коллекторов до 1500 м и далее выравнивается.

Основной причиной, вызывающей случайные пульсации по

тока жидкости, является выделение газа из газожидкостной

смеси в подъемных трубах нефтяных скважин и образование

газовых пробок, размеры которых увеличиваются по пути дви

жения от скважины до замерной установки.

На пульсацию потока оказывает влияние абсолютное дав

ление в системе сбора. Чем оно выше, тем меньше газа выде

ляется в системе и ниже величина пульсаций.

Волны пульсаций нефтегазоводяйого потока распростра

няются по трубопроводу со скоростью звука. Энергия пульса

ций вследствие взаимодействия между потоком и трубой может

вызвать колебания трубопровода, связанного с ними оборудова

ния и опор. На прямолинейном участке трубопровода пульса

ции нефтегазового потока распространяются равномерно по пе

риметру трубы, поэтому там возникают незначительные коле

бания трубопроводов.

Значительные колебания трубопровода появляются на нали

чии резонанса, когда даже небольшие усилия, вызванные шеро

ховатостью или овальностью поперечного сечения трубы (на

пример, при отложении песка, солей, парафина и т. д.), могут

возбудить опасные колебания. Колебания, возникающие вслед

ствие пульсации потока газонефтяной смеси, особенно сильно

заметны в местах резкого изменения направления трубопровода

и вызывают значительные реактивные силы. Разветвленность

трубопровода и связанное с ним оборудование способствуют по

явлению собственных колебаний отдельных участков трубопро

водов, близких к колебаниям резонансного характера.

Существует два основных вида пульсаций: высокочастотные

микропульсации и низкочастотные макропульсации.

Высокочастотные микропульсации связаны со структурой

движения газожидкостного потока, зависят от скорости и ча

стоты прохождения газовых пробок и некоторых физических

свойств жидкости и газа.

Установлено, что с понижением поверхностного натяжения

на границе газ — жидкость амплитуда пульсации давления

уменьшается. Повышение плотности газа также приводит

к уменьшению амплитуды пульсации и наоборот— с возраста

нием плотности жидкости амплитуда пульсаций возрастает.

На амплитуду пульсации вязкость жидкости практически не

влияет.

Возникновение низкочастотных микропульсаций обусловлено,

как правило, накоплением жидкости в трубопроводе и пе

риодическим ее выбросом потоком газа или другими явле

ниями.

Максимальные по амплитуде микропульсации наблюдаются

в области пробково-диспергированной структуры потока при

значениях р « 0,7—0,95 и FrCM = 10-н 100. С увеличением FrCM

более 100 амплитуда микропульсаций резко уменьшается, что

обусловлено интенсивным дроблением фаз и переходом струк

туры потока в эмульсионную или пленочно-дисперсную форму.

Эмпирическая формула расчета амплитуды макропульса

ций (с точностью ± 15 %) имеет вид

^ - = 4 0 M l- ? ) F r CMe -* , (70)

где

k ^ [0,067 (I — 3) Frcw]3- (71)

Во ВНИИТБ проведены работы по оценке энергии пульса-

ционного газожидкостного потока в трубе. На основе анализа

дифференциальных уравнений движения газожидкостной смеси,

а также теории размерностей и подобия для оценки энергии

пульсационного потока газонефтяной смеси в трубе получено

уравнение

/(F rCM; We; А; Р; v ) = 0 , (72).

где

FrCM==v^M/qD — KpHfepHii Фруда;

У/е=а/д/(рж — рг) D2 — критерий Вебера;

P — расходное (объемное) газосодержание,

? = Qr/(Qr + <3ж);

V — приведенная вязкость

( ^ = ^г/^ж);

А — критерий, учитывающий параметры пульсаций давления,,

амплитуды (А) и частоты (о>).

По результатам экспериментальных исследований подсчи

таны значения введенного критерия А для различных значений

FrCM; We; Р; v и получена эмпирическая зависимость:

А - s,« „ м 1 -ь м ■ (73)

Для нефтегазопроводов допустимую неравномерность (8а)

высокочастотных пульсаций давлений принимают не более

6d=0,01. Допустимое значение амплитуды пульсаций давления

оценивают по формуле

Anax-Tfotn (74)

Pср Pcp

ИЛИ

Ad=Apd=bdpcp; Ad Ж 0,01/?ср.

где Pmax — максимальное значение давления в трубопроводе;

Pmm — минимальное значение давления; Ad — допустимое зна

чение амплитуды высокочастотной пульсации давления; рср —

среднее рабочее давление в трубопроводе. Тогда критическое