Гидравлический расчет промысловых трубопроводов
Системы сбора продукции нефтяных скважин.
2. Системы сбора продукции газовых скважин.
3. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
4. Дожимные насосные станции.
5. Технологические схемы установок подготовки нефти.
6. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
7. Оборудование установок подготовки нефти и газа к дальнему транспорту.
8. Особенности расчёта нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
9. Стабилизация нефти.
10. Гидраты природных газов и методы борьбы с ними.
11. Подготовка газа и конденсата к трубопроводному транспорту.
12. Принципрасчёта нефтегазовых коллекторов.
Системы сбора продукции нефтяных скважин
Общими особенностями для системы нефтесбора Западной Сибири является значительная удаленность месторождений от установок подготовки и значительная протяженность нефтесборных сетей.
Можно выделить три вида однотрубных систем сбора продукции нефтяных скважин: 1. система сбора с ДНС. Такая система используется в том случае, когда подготовка нефти осуществляется на центральном пункте сбора, на который нефть поступает с группы месторождений удаленных на 20 и более км. Первая ступень сепарации, в этом случае, осуществляется на ДНС при давлении достаточном для без компрессорной подачи для отделившегося газа в следствии сепарации потребителю. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти производится с рециркуляцией дренажной воды или горячей нефти. На ЦПС отсутствуют насосы => давление нефти на установках подготовки должно компенсировать потери напора при подаче ее на ГНПС (Мегионское). 2. однотрубная система нефтегазосбора. Эта система характерна для месторождений, отличающихся высоким давлением на устье скважины и небольшом расстоянии от скважины до ЦПС (менее 20 км). Давлении на устье скважины должно обеспечивать транспорт нефтегазовой смеси до установки предварительного сброса воды. Сырьевой насос обеспечивает транспорт нефтегазовой смеси через технологическое оборудование. Обезвоживание и обессоливание применяется с использованием многократной рециркуляции дренажной воды или горячей нефти. Для данной схемы характерно компактное расположение оборудования всех стадий подготовки (Усть-Балыкское). 3. система сбора с комплексными сборными пунктами. Такие схемы используются на крупных месторождениях характеризующимися большими дебетами скважин и большой протяженностью. На таких месторождениях кроме ЦПС имеются обычно несколько первичных сборных пунктов, которые превращаются в комплексные сборные пункты, на которых подготовка нефти может осуществляться до стадии на которой продукция подается на концевую сепарационную установку (Самотлорское).
|
|
|
На крупных нефтяных месторождениях могут быть использованы двухтрубные системы сбора продукции скважин. В таких системах потеря легких фракций составляет до 3-х процентов от количества всей добываемой продукции. Особенности: 1. на ГЗУ производится сепарация первой ступени и отделившийся нефтяной газ по отдельному трубопроводу транспортируется либо на ГПЗ либо на УПГ; 2. нефть самотеком поступает в сырьевой резервуар, в который в следствии нестабильности продукции нефтяных скважин возможны незначительные потери легких фракций ; 3. потеря легких фракций наиболее вероятна в резервуарах ЦПС. Два участка систем сбора являются наиболее неблагоприятными с точки зрения гидравлических потерь.
|
|
|
Системы сбора продукции газовых скважин
На сегодняшний день, наиболее известны следующие системы сбора газа и конденсата:
1. Лучевая
1 – скважина;
2 – трубопровод-шлейф;
3 – коллектор;
ГСП – газосборный пункт.
2. Линейная
3. Групповая
ПГСП – промежуточный газосборный пункт.
4. Кольцевая
1 – скважина;
2 – трубопровод-шлейф;
3 – коллектор;
4 – перемычка.
Лучевая и линейная схемы обычно применяются на средних и мелких месторождениях с вытянутой формой залежи. Эти системы являются замкнутыми и в случае аварии на каком либо трубопроводе коллекторе возможна недостаточная подача газа потребителю.
|
|
|
Наиболее широкое распространение, за счет своей надежности, по сравнению с другими системами, получили групповая и кольцевая системы сбора.
При такой системе газ от группы скважин (от 6 до 12 в группе), без дросселирования на устье, по шлейфам высокого давления поступает на установку комплексной подготовки газа. УКПГ подключены к газосборному коллектору, откуда газ направляют на головные сооружения.
При такой системе газосбора гарантируется надежность поставки газа. При выходе из строя одного из газосборных пунктов, его функцию возьмут на себя другие и обеспечат необходимую производительность.
Число УКПГ зависит от размеров площади газоносности, ее формы, дебита и температуры скважин. При групповой системе большинство операций производится централизованно. Эта система требует меньше затрат на сооружение водопровода, систем теплоснабжения, линий теплопередач, установок по вводу и регенерации различных ингибиторов. Она наиболее экономична и легче поддается контролю и диагностике.
|
|
|
Кольцевые системы используются на крупных месторождениях(кольцевых или занимающих значительную площадь), с запасами газа порядка.
Гидравлический расчет промысловых трубопроводов
При проектировании промысловых нефтепроводов основной задачей является оценка потерь напора или давления на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих при движении реальных жидкостей. Потери давления ( напора ) зависят от диаметра трубопровода, состояния его внутренней поверхности стенок ( гладкие, шероховатые ), количества прокачиваемой жидкости и ее физических свойств ( вязкости и плотности ) и определяются по известной формуле Дарси - Вейсбаха:
или
где 
- перепад давления обусловленный трением, Па;
h - потеря напора на трение, м;
Lи D - соответственно длина трубопровода и его внутренний диаметр, м;
- средняя скорость жидкости, м/с;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
- плотность жидкости, кг/м3;
- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения жидкости и шероховатости внутренней стенки трубы, то есть = f ( Re, Кэ ).
Режим движения жидкости в трубопроводе характеризуется известным критерием Рейнольдса:
где Q - объемный расход жидкости, м3/с;
- кинематическая вязкость жидкости, м3/с;
- динамическая вязкость жидкости, Па с;
- плотность жидкости, кг/м3.
Если течение жидкости в трубе ламинарное ( Re < 3220 ), то коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса:
При турбулентном режиме течения жидкости, когда Re > 2320, для определения имеется целый ряд полуэмпирических формул.
В зависимости от конфигурации промысловые трубопроводы делятся на простые и сложные. Простым называется трубопровод с постоянным диаметром без ответвлений на пути движения жидкости, сложным - трубопровод, который имеет участки с различными диаметрами и отводы по длине.
Перепад давления в простом “рельефном” трубопроводе определяется по формуле:
где 
Z - разность высотных отметок конца и начала трубопровода ( z2 - z1 ),м.
При гидравлических расчетах трубопроводов небольшой длины необходимо учитывать местные сопротивления, к которым относятся задвижки, регулирующие клапана, повороты, тройники и так далее.
Потери на местные сопротивления hм.с. определяются по формуле:
13.58
где v - средняя скорость движения жидкости в сечении потока в трубопроводе;
- коэффициент местного сопротивления, зависящий от режима движения, формы местного сопротивления, а для запорных устройств - степени их открытия.
Таким образом перепад давления с учетом местных сопротивлений и рельефа местности определяется из формулы:
Гидравлический расчет простого трубопровода сводится к определению одного из следующих параметров: пропускной способности Q, необходимого начального давления Рн, диаметра трубопровода D.
Дожимные насосные станции
ДНС используется на месторождениях с низким пластовым давлением. Из скважины в промысловые трубопроводы поступает многокомпонентная трехфазная среда, которая перекачивается ЦБН (центробежными насосами), которые в свою очередь не могут перемещать жидкость с газовыми включениями. Данная специфика требует применения на ДНС, кроме собственно НС, еще целый ряд технологических объектов.
На ДНС возможно применение двух технологических цепочек.
*1-я цепочка: От скважины продукция, содержащая воду, нефть, свободные и растворенные газы, твердых частиц и направляется в сепаратор, где под давлением от продукции отделяется свободный газ, который транспортируется далее. Затем частично разгазированная нефть поступает в буферную емкость (для гашения пульсаций потока возникающих в сепараторе).
*2-я цепочка используется при аварии на ДНС или в нефтесборном коллекторе. Продукция скважины поступает в кольцевую сепарационную установку КСУ, где полностью дегазируется, далее поступает в аварийную емкость. После ликвидации аварии нефть откачивается из аварийной емкости.
5.
| |
| |
| |
Процесс подготовки нефти включает в себя несколько последовательных стадий:
1. сепарация нефти;
2. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;
3. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1,0%.
4. стабилизация нефти.
Сепарация нефти (отделение газа) осуществляется на дожимных насосных станциях и установках предварительного сброса воды, на УПСВ также производят предварительное обезвоживание нефти. Окончательная сепарация, глубокое обезвоживание и обессоливание и стабилизация нефти осуществляется на установках подготовки нефти. Схема подготовки нефти определяется конкретно для каждого месторождения, в зависимости от свойств нефти, расположения объектов подготовки и т.д.
На рисунке приведена принципиальная технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для крупных нефтяных месторождений или для группы нефтяных месторождений с объемами добычи нефти свыше 5 – 6 млн. т/год. В некоторых случаях производительность таких установок может достигать 12млн. т/год (до 36 тыс. т/сут).
Эта принципиальная схема не отличается от предыдущей схемы, за исключением того, что вместо подогревателя-деэмульсатора здесь установлены два аппарата: нагреватель 3 и отстойник 6 со встроенным в него сепаратором 5.
На установках большой производительности из-за ограниченной мощности одного подогревателя-деэмульсатора их требуется устанавливать несколько (иногда до 10 – 12), что создает определенные трудности при эксплуатации, поэтому на установках большой производительности вместо подогревателей-деэмульсаторов устанавливают отдельно блочные печи большой мощности и отстойники с встроенными сепараторами. При рациональном наборе небольшого числа аппаратов можно обеспечить подготовку в них значительных объемов обезвоженной нефти. С уменьшением общего числа устанавливаемых аппаратов на установках подготовки нефти значительно сокращается площадка под установку, что имеет большое значение в условиях Западной Сибири, где большинство нефтяных месторождений расположено на заболоченной местности с ограниченными возможностями выбора относительно сухих незаболоченных участков для строительства центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Технологическая схема подготовки нефти с использованием раздельных аппаратов для нагрева и отстоя:
1 – сепаратор первой ступени; 2 – сепаратор-делитель потока; 3 – печь; 4 – вакуумный сепаратор; 5 – встроенный сепаратор отстойника; 6 – отстойник. Линии: I – ввод эмульсии; II, IV, VI, VIII, IX – газ; III – эмульсия после первой ступени сепарации; V – эмульсия после сепаратора-делителя; VII, XI – вода; X – подготовленная нефть; XII – подача реагента
В той и другой установках обычно перед первой ступенью сепарации по линии XII подается химический реагент (деэмульгатор). При подаче реагента в этой точке в сепараторе 1 достигается хорошее перемешивание его с эмульсией, что является одним из условий глубокого разрушения ее до поступления в отстойные емкости.
В качестве сепараторов первой ступени применяются сепараторы СУ-2 производительностью 5000 м3/сут. и рабочим давлением 1 МПа или сепараторы с раздельным вводом нефти и газа в аппарат производительностью до 16 000 м3/сут.
В некоторых случаях, когда нефтяная эмульсия, поступающая со скважин, содержит значительное количество свободной воды, на первой ступени могут быть установлены сепараторы с предварительным сбросом свободной воды. Большое количество свободной воды может отделиться из продукции скважин в случае, если химический реагент подается на значительном удалении от центрального пункта сбора и подготовки нефти (например, на автоматизированной блочной замерной установке, на ДНС и т. п.).
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 1750; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!