Характеристика систем сбора продукции нефтегазодобывающих скважин на промыслах

Канализация промышленная.

Канализация факельная.

Контрольно-измерительные приборы и автоматика.

Противопожарные ёмкости.

Циркуляционная насосная.

Компрессорная воздуха.

Операторная печей.

Лаборатория химических анализов.

Лаборатория цеха автоматики.

Механическая мастерская.

ГСМ.

Сварочный пост.

В 1984 году в целях увеличения процента отбора ШФЛУ производилась реконструкция блоков стабилизации ЯУКПН. Отбор ШФЛУ при этом достиг 3,5 % от количества обессоленной нефти, поступающей на блоки стабилизации.

Обезвоженная (до 2 - 5 % воды) нефть из Чишминского и Сулеевского товарных парков поступает в технологический резервуар РВС - 5000 №7 Якеевского товарного парка, где происходит более глубокое обезвоживание и частичное обессоливание за счёт тепла дренажных вод шаровых и горизонтальных отстойников ЯУКПН. Сюда же поступает уловленная нефть с очистных сооружений и стоки технологических площадок.

После технологического резервуара №7 нефть (сырьё для ЯУКПН) поступает в резервуар-буфер РВС - 5000 №4, откуда насосами 10 НМК - 2 (Н - 1/13) подаётся в трубное пространство теплообменников ТП - 1400 (Т - 1/114). Перед Т - 1 смонтирован регулятор расхода сырья на установку. Количество постоянно работающих теплообменников 8 12 пар. Нагрев сырья в Т - 1 до температуры 60 - 90 С происходит за счёт тепла уходящей с установки готовой нефти. Далее нагретая эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ГО V =200 м3, где происходит обезвоживание и две ступени шаровых отстойников ШО V = 600 м3 - ступени обессоливания, электрическое поле ШО отключено.

Дозировка реагента - деэмульгатора производится на нефтепромыслах с помощью блочных реагентных установок БР - 2,5.

На площадке теплообменников Т - 1 установлен также БР - 2,5 для подачи реагента - деэмульгатора в сырьё ЯУКПН и готовую нефть в трубопровод перед резервуаром (на случай выхода установки из заданного режима).

Имеется возможность подачи пресной промывочной воды перед ступенями обессоливания, для этой цели смонтированы насосы ЦНС 60 x 165 (Н - 7/1 3).

В настоящее время пресная вода на ступени обессоливания перед ШО не подаётся - нет необходимости.

Рабочее давление в ГО - 4 6 кг/см2/

ШО - 2 4 кг/см2/

Обводнённость нефти после ГО - до 0,5 %, солей - 150 300 мг/л, после ступени ШО - воды - 0,1-0,3 %, солей - около 100 мг/л.

Дренаж воды с ГО и ШО осуществляется в автоматическом режиме. В целях исключения накопления сульфида железа в промежуточных слоях, процесс обезвоживания в ГО может осуществляться без "водяных" подушек.

Обессоленная нефть поступает в буферную ёмкость Е - 7/2 V = 32 м3, откуда насосами 8 НД 9 или АК-560/180 (Н-3/17) прокачивается через группу теплообменников Т - 2, где дополнительно нагревается до температуры 110 - 140 С за счёт тепла отходящей стабильной нефти и направляется в печь ПБ-20 (№2 или №3). В ПБ-20 нагревается до температуры 160 - 190 С и поступает в качестве питания в стабилизационную колонну К - 1 (или К - 2). В К - 1 поддерживается рабочее давление 68 кг/см2. Пары лёгких углеводородов (ШФЛУ или нестабильный бензин), уходящие с верха К - 1 конденсируются в аппаратах воздушного охлаждения (АВЗ №№ 1 - 3) и поступают в бензосепаратор С - 1 (или С - 2). ШФЛУ из С - 1 насосами НК-200/120, НК-7 6x1 (Н-6/13) подаётся на орошение колонны К - 1 на 39 тарелку, а балансовое количество откачивается на бензосклад. Для увеличения выработки ШФЛУ вместе с нефтью в колонну подаётся пресная вода (насосами Н-7) из расчёта 0,5 % от сырья в колонну. Несконденсировавшиеся газы из С-1 через регулятор давления отводится на ступень сепарации Якеевского товарного парка. Дренаж воды из С - 1 осуществляется в автоматическом режиме в промышленную канализацию. Уровень ШФЛУ в сепараторе поддерживается в автоматическом режиме при помощи регулирующего клапана, смонтированного на выкиде насосов Н-6 (на бензопроводе УКПН - бензопарк).

Температура верха К - 1 поддерживается в пределах 100 - 120 С в зависимости от требуемого качества и количества нестабильного бензина. Глубина отбора ШФЛУ-2,5-2,7 %. Стабильная нефть с низа К - 1, отдав тепло а Т - 2 обессоленной нефти и в Т - 1 готовой нефти, откачивается в товарный парк.

Схемой предусмотрена работа с печами ПБ-20 (№1 или №4), т.е. стабильная после К - 1 проходит змеевики печи №1, дополнительно нагревается до 110 - 125 С и только после этого проходит затрубную часть теплообменников Т - 1. Работа с печами №1 (№4) осуществляется в холодное (зимнее) время года.

Установка может работать и без блоков стабилизации. При этом работа до насосов Н-3 осуществляется по основной схеме. После Н-3 обессоленная нефть поступает в одну из печей, затем по байпасным трубам - в линию стабильной нефти - затрубное пространство теплообменников Т - 1.

В настоящее время работает правый блок установки.

Газовое хозяйство УКПН.

Топливный газ на УКПН при давлении 2,4 - 2,6 кг/см2 поступает из компрессорной станции КС-19 управления «Татнефтегаз». Для регулирования давления газа до необходимых величин и замера расхода имеется газорегулировочный пункт (ГРП). Топливный газ проходит через газосепаратор, фильтр Ду 600, Ру-16, замерные и регулирующие приборы и по трубопроводу подаётся на горелки ГБП-280, АГГ-2м, АГГ-3с печей ПБ-20.

Резервный источник газоснабжения - АО «Бугульмагаз».

Сброс с предохранительных клапанов.

Все сосуды, работающие под давлением, снабжены предохранительными клапанами для предотвращения повышения давления в них выше заданного. Сброс с ППК нефтесодержащих стоков ГО, ШО, Е-7 выполнен в аварийную ёмкость Е-9/1-2. Жидкость из Е-9 сливается в канализацию. Газовые сбросы осуществляются в подземную дренажную ёмкость с погружных насосов, откуда жидкость автоматически откачивается на приём насосов Н - 1, газ через огневой предохранитель подаётся на факел.

Освобождение аппаратов.

Для подготовки аппаратов и трубопроводов установки к ремонту, при аварийных ситуациях предусмотрена возможность их опорожнения.

Откачка жидкости из ГО и ШО предусмотрена насосами Н-3/6,7. Оставшаяся часть жидкости сливается в промышленную канализацию и через очистные сооружения снова возвращается на начало процесса. Слив нефти из К - 1, К - 2, буферных ёмкостей Е-7, теплообменников Т - 1, Т - 2, Т - 3 из технологических трубопроводов также предусмотрен в канализацию.

Слив нефти из змеевиков печей ПБ-20 предусмотрен в аварийную ёмкость с дальнейшей её откачкой на начало процесса.

Стравливание давления блоков стабилизации в аварийных ситуациях и ремонтно-восстановительных работах производится на факел сжигания.

2.2 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

За исходное сырьё принята водонефтяная эмульсия Чишминской, Ташлиярской и Сулеевской площадей.

Таблица 4 - Физико-химические свойства нефти

№ п/п	Наименование показателей	Сырья	Готовой нефти
1	Плотность, кг/м3, ГОСТ 3900-85	870	855
2	Вязкость кинематическая, мм2/с (ССТ), ГОСТ 33-82 при 20 °С при 50 °С	17,0 7,37	19,5 2,02
3	Содержание в нефти, % масс воды, ГОСТ 2477-65 солей, ГОСТ 21534-76 серы, ГОСТ 1437-75 парафина, ГОСТ 11851-85 смол, ГОСТ 11858-66 асфальтенов, ГОСТ 11858-66 сероводорода меркаптанов сульфида железа мех. примесей, ГОСТ 14891-69	2,0 4860 1,70 2,3 19,7 6,42 3,12 - 27100 0,02	0,2 40 1,55 2,2 19,5 6,60 2,82 - 2532 0,01
4	Фракционный состав, % по ГОСТ 2177-82 начало кипения, С до 100 С до 200 С до 300 С до 350 С	62 5,0 17,0 22,0 28,0	54 9,0 14,0 24,0 26,0
5	Температура застывания, С по ГОСТ 20287-71	- 37	- 37
6	Температура вспышки, С по ГОСТ 2356-83	- 30	- 30

Характеристика широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), получаемой на блоках стабилизации:

Параметры сдачи ШФЛУ:

давление, Мпа - 0,6;

температура, С - 20;

плотность, кг/м3 - 586 603.

Компонентный состав, % масс:

С2 - 2,20 0,95;

С3 - 15,62 10,36;

С4 - 26,20 23,30;

С5 - 31,50 20,38;

С6 + В - 24,47 45,02.

Содержание, % масс:

серы по ГОСТ 1437-76 - отсутствие;

сероводорода - отсутствие;

меркаптанов - отсутствие;

цветность по ГОСТ 2667-82 - бесцветный;

содержание влаги - отсутствие.

Физико-химические свойства попутно-добываемых пластовых вод:

плотность по ГОСТ 3900-85, кг/м3 - 10801095;

рН - 5,8 6,0;

ионный состав воды, МГ - эквивалент/л

Пластовые воды хлор - кальциевого типа склонны к отложению солей на внутренних стенках отстойного и теплообменного оборудования

Таблица 5 - Физико-химические свойства попутно-добываемого нефтяного газа

Наименование	Количество
показателей	в попутно-добываемом газе	в сухом газе
1. Плотность, кг/м3	2,244	0,6804
2. Состав газа, ГОСТ 13379-77: метан этан пропан бутан пентан гексан О2 N2 CO2 H2S, г/100 м3	42,3 21,5 18,6 4,9 1,2 0,4 - 10,7 0,4 18,30	98,46 0,58 0,26 0,16 - - - 0,54 - -
3. Теплотворная способность газа, КДж/м3 (ккал/м3)	12157	8037

Краткая характеристика деэмульгатора - ингибитора коррозии Реапон - ИФ.

Деэмульгатор - ингибитор коррозии Реапон - РФ предназначен для деэмульсации нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии обладает также бактерицидными свойствами.

Реапон - ИФ - жидкость от светло - жёлтого до коричневого цвета, кинематическая вязкость при 20 С - не более 60 мм2/с, температура застывания - не ниже минус 25 С, представляет собой композиционную смесь, состоящую из неиногенного ПАВ, катионоактивного ПАВ и растворителей.

В качестве растворителей применяются изопропиловый спирт, который действует на организм как наркотик, ПДК в воздухе рабочей зоны составляет 10 мг/м3.

Другой растворитель - метанол - действует на организм как нервный и сосудистый яд, ПДК паров метанола в воздухе составляет 5 мг/м3.

Реапон - ИФ обладает слабовыраженным кожнораздражаюшим воздействием, действует на слизистые оболочки глаз, проявляет кумулятивную активность.

2.3 Недостатки и узкие места производственного процесса подготовки нефти в НГДУ Джалильнефть

В НГДУ Джалильнефть процесс подготовки нефти на УПН отлажен и работает согласно технологическому регламенту, приведённому выше. Однако процессы, происходящие в системе сбора, зачастую приводят к нарушениям режима и регламента работы УПН из-за недостатков в схеме стыковки этих двух систем. Например, не являются исключением гидравлические удары на коммуникациях и трубопроводах при вводе газожидкостной смеси в нефтепарк и на установку. Это происходит при повышении газа в трубопроводах системы сбора и не всегда гасится существующим оборудованием.

К недостаткам собственно установки подготовки нефти необходимо отнести большую энерго- и материалоёмкость процесса обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти. Поэтому, решая вопросы интенсификации процессов, в первую очередь надо обратить внимание на проблемы снижения расхода реагентов - деэмульгаторов, пресной воды на обессоливание и экономию энергетических затрат.

Приводимые ниже предложения направлены на частичное решение именно этих вопросов.

3. Предложения по интенсификации процесса подготовки нефти

3.1 Применение депульсаторов потока на вводе газожидкостной смеси в УПН

Требования к работе узла ввода.

Эффект расслоения потока в конечном участке подводяшего трубопровода должен быть сохранён и использован, при вводе продукции скважин в сепаратор должен быть плавным, спокойным, с минимальным перепадом давления, что предотвращает её дополнительное диспергирование и вспенивание и решающим образом влияет на эффективность разделения в сепараторе.

Выполнение требуемых условий ввода ГЖС обеспечивается за счёт создания необходимых гидродинамических условий в зоне предварительного разделения и отбора газа, которая состоит из трёх элементов:

а) узла распределения ГЖС по сепараторам;

б) узла предварительного сброса газа (депульсатора);

в) узла ввода продукции в сепаратор.

Распределение ГЖС по сепараторам.

При проектировании сепарационных узлов особое внимание должно быть уделено вопросу равномерного распределения ГЖС по сепараторам. При коллекторной схеме подключения сепараторов, применяемой на большинстве месторождений, как равномерную нагрузку аппаратов и её регулирование осуществить практически невозможно. Установлено, что перегрузки сепараторов по газу или жидкости могут достигнуть 300-400 %.

Наиболее целесообразно исключить неравномерность распределения ГЖС по аппаратам путём упрощения технологических схем сепарационных узлов за счёт формирования их из автономных сепарационных установок, каждая из которых подключается к отдельному подводящему коллектору.

Автономные установки состоят из 1-2 аппаратов, объёмы которых соответствуют нагрузкам по каждому потоку.

Поскольку нагрузки трубопроводов, подводящих продукцию с различных участков месторождения, неодинаковы и непостоянны, то для выравнивания рабочих нагрузок автономных сепарационных установок необходимо предусмотреть возможность переключения групп и кустов скважин с одного коллектора на другой непосредственно на месторождении или с помощью узла управления.

Узел управления посредством перемычек должен позволять оперативно осуществлять любые сочетания подключения подводящих коллекторов к различным сепараторам. Узел управления рекомендуется располагать в начале успокоительного участка на расстоянии до 200 метров от сепарационного узла. Трубопроводы - перемычки в узле управления должны иметь минимальное количество поворотов и врезок, турбулизирующих поток ГЖС. В технологической обвязке узла управления должны быть предусмотрены задвижки и устройства для осуществления технологических методов воздействия: ввода горячей дренажной воды или нефти, ПАВ, пеногасящих присадок и т.д.

Схема формирования сепарационного узла из автономных установок отвечает требованиям раздельного сбора и сепарации разносортных, а также безводных и обводнённых нефтей, поскольку каждый поток ГЖС может быть направлен в отдельный сепаратор. Кроме того, преимуществом этой схемы является то, что всегда известны истинные нагрузки каждого сепаратора по газу и жидкости. Это даёт возможность определять работоспособность каждого сепаратора и своевременно выявлять и устранять причины ухудшения сепарации.

Требования к узлу предварительного отбора газа и определение его конструктивных параметров.

Реализация эффекта коалесценции и расслоения ГЖС в конечном участке подводящего сборного трубопровода обеспечивается применением узла предварительного отбора газа (депульсатора), который устанавливается непосредственно перед сепарационной установкой.

Депульсатор в сочетании с конечным участком сборного трубопровода предназначается для устранения пульсации давления, а также вибрации исходных технологических трубопроводов за счёт потенциального (напорного) течения жидкости в гравитационное путём предварительного отбора газа из расслоённого потока перед сепаратором. Это позволяет исключить процессы перемешивания и диспергирования в передней части сепаратора.

Наиболее благоприятные условия для расслоения газонефтяного потока и отвода газа создаются при нисходящем течении в наклонном трубопроводе, в котором под действием силы тяжести увеличивается скорость течения жидкости, а движения газовой фазы затормаживается под действием силы. Вследствие этого газ стремится занять верхний участок наклонного трубопровода.

Гидравлическая и конструктивная схема депульсатора должна отвечать следующим основным требованиям:

а) создание устойчивой расслоенной структуры течения, что достигается использованием для отбора газа наклонного в сторону сепаратора разделительного трубопровода;

б) расположение зоны отбора газа на разделительном трубопроводе выше предельного уровня жидкости в сепараторе;

в) обеспечение минимально возможных гидравлических сопротивлений при вводе предварительно разделённых газового и жидкостного потоков из депульсатора в сепаратор.

При выполнении этих условий депульсатор работает в автомодельном режиме без регулирования уровня жидкости и степени отбора газа с помощью задвижек и каких-либо регуляторов.

При проектировании и монтаже депульсаторов возникают осложнения, связанные с тем, что высота сооружения достигает 3-5 м, а расположение их перед сепараторами увеличивает размеры технологической площадки. Уменьшение затрат на сооружение оснований и сокращение размеров площадки может быть достигнуто за счёт размещения депульсатора рядом с сепаратором или между сепараторами.

При возможности размещения депульсатора на одной высоте с сепараторами, например, в условиях высокой заболоченности или в стеснённых условиях при реконструкции действующих установок, автомодель работы депульсатора не обеспечивается, а отбор газа и высота раздела регулируются степенью открытия задвижки на газоотводящем трубопроводе. В этом случае эффективность работы устройства несколько снижается.

Степень отбора из депульсатора и концентрации капельной жидкости в нём зависят от режима работы конечного участка и депульсатора, физико-химических свойств жидкости.

Применение депульсаторов в большинстве случаев даёт положительный эффект, позволяя в 1,2 - 2 раза уменьшить объём сепараторов, улучшить качество сепарации и условия работы всей установки в целом. Необходимость в депульсаторе отпадает в случае, когда на подготовительном (конечном) участке трубопровода не удаётся получить расслоенной структуры. Однако следует иметь в виду, что применение депульсатора в любом случае не может ухудшить условия сепарации ГЖС.

При определении геометрических размеров депульсатора (высоты, угла наклона и длины трубопроводов) исходят из того, что привязка депульсатора производится относительно средней линии сепаратора.

Восходящий участок должен иметь уклон не более 30. Не допускается его вертикальное расположение, так как при этом может быть полностью разрушена расслоенная структура течения смеси, созданная в конечном участке подводящего трубопровода. Длина участка определяется условиями его прокладки (наземной или подземной) и высотой депульсатора.

Горизонтальный участок служит для более плавного перехода от восходящего течения к нисходящему. Для обеспечения изложенных требований необходимо, чтобы участок, являющийся верхней частью разделительного трубопровода, находился на одном уровне с верхней образующей сепарационной ёмкости. Длина участка принимается в пределах 2-3 м.

Наклонный участок предназначается для отвода газовой фазы и отвода жидкости в наклонном трубопроводе, в процессе работы устанавливается выше уровня жидкости в сепараторе на величину Hg, обеспечивающую её сток в сепарационную ёмкость под собственным весом. Hg зависит от пропускной способности участка наклонного трубопровода, заполненного жидкостью, и её расхода:

Hg = (128 * Qж * ж (Lg + Lвх)/П*D * ж*g) + м - г,

где Qж - средний расход жидкости, м3/сек; ж - динамическая вязкость жидкости, кг/мсек; Lg - длина участка наклонного трубопровода, заполненного жидкостью, м; Lвж - длина входного трубопровода, м; D - диаметр наклонного трубопровода, м; ж - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, 9,81 м/сек2; м - величина местных сопротивлений на входе жидкости из депульсатора в сепаратор; г - гидравлическое сопротивление газопроводов, отводящих газ из депульсатора в сепаратор.

Проведённые расчёты показали, что величиной местных сопротивлений при скорости ввода жидкости до 1 м/сек можно пренебречь.

Расчёт необходимой величины Hg производится для наиболее неблагоприятных условий, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации проектируемой установки, а именно с учётом максимальных значений вязкости и расхода жидкости.

Проведённые расчёты показали, что необходимая величина g для депульсаторов при этих условиях составляет 0,03 - 0,1 м, однако в рекомендуемой конструкции учитывается возможность увеличения её в процессе работы до предельного значения g = 0,3 - 0,5 м.

Выбор диаметра депульсаторов (D) для различных расходов по жидкости может быть произведён по таблице, в которой для всех диапазонов расходов (от минимального до максимального). Для аппаратов нормального ряда рекомендуется минимальный (с целью унификации) ряд типоразмеров депульсаторов: 500 и 700 мм, рассчитанных на вязкость жидкости 500 сп.

В той же таблице производится набор рекомендуемых размеров входных присоединительных патрубков сепараторов: 300 и 500 мм, определённых из расчёта обеспечения скорости ввода жидкости в аппарат не более 1 м/сек.

Общая высота депульсатора зависит от способа подключения депульсатора к сепаратору.

При вводе жидкости в сепаратор под уровень, нижний конец депульсатора подключается на 0,5 - 0,7 м ниже средней линии аппарата, а отсчёт g ведётся от уровня жидкости.

При вводе жидкости в сепаратор на сливную распределительную полость отсчёт g ведётся от осевой линии входного патрубка, то есть в этом случае конструкция депульсатора не меняется, но он должен быть поднят дополнительно на величину Hn.

Длина наклонного участка при рекомендуемых отметках верхней и нижней части депульсатора относительно средней линии сепараторной ёмкости составляет 12 - 15 м, а угол наклона - 6-8°.

Вертикальные газоотводящие патрубки должны располагаться по всей длине участка наклонного трубопровода, расположенного выше уровня средней линии сепарационной ёмкости (что соответствует примерно 2/3 длины всего наклонного трубопровода). Количество газоотводящих патрубков принимается от 3 до 5.

Диаметр газоотводящих патрубков Dв определяется:

Dв = ,

где n - количество газоотводящих патрубков; Dг - диаметр горизонтального газового коллектора депульсатора.

Диаметр горизонтального газового коллектора рассчитывается из условия, что его гидравлическое г = Pg - Pc по величине в 5 - 10 раз меньше гидростатического давления столба жидкости в депульсаторе g. Предельная величина г для больших значений газового фактора не должна превышать 0,1 м в. ст. (0,01 кгс/см2). Для определения диаметра короткого газопровода при изотермическом движении газа может быть использовано выражение:

Dг = ,

где - коэффициент гидравлического сопротивления, величина которого зависит от режима течения (Re); Qг - расход газа, приведённый к рабочим условиям (Р и Т) сепарации, м3/сек; Lг - длина горизонтального газопровода от депульсатора до ввода в сепаратор, м; Lв - средняя длина (высота) вертикальных газоотводящих патрубков, принимаемая равной 1 м; n - количество патрубков; g - гравитационное ускорение (9,81 м/сек2); Рс - разность давления в газовых пространствах депульсатора и сепаратора, кгс/м2.

В нижней части депульсатора должен быть предусмотрен патрубок для отвода свободной воды в нижнюю часть сепаратора в случае расслоения эмульсии в подводящем коллекторе. Это позволит предотвратить повторное перемешивание водонефтяной эмульсии во входном устройстве, а также снизить его гидравлическое сопротивление.

Для контроля над работой депульсатора, расположением уровня жидкости в разделительном трубопроводе, последний должен быть оборудован контрольными зондами или указателями уровня.

Депульсатор должен иметь блочное исполнение и поставляться заводом - изготовителем в комплексе с сепаратором или в виде отдельного блока на заявке предприятия.

При необходимости сохранения температуры ГЖС депульсатор и входные трубопроводы должны иметь теплоизоляцию.

В сепараторах с двухсторонним вводом предусматривается применение двух депульсаторов, эффективная работа которых обеспечивается за счёт равномерной их загрузки по газу и жидкости в узле управления.

Для сепараторов концевых ступеней сепарации, размещаемых обычно на постаментах, необходимость применения депульсатора возникает при значительных остаточных газосодержаниях и при наличии пульсации потока.

Гидравлический расчёт трубопровода при движении в ней нефтегазовой смеси.

Большинство нефтепроводов, проложенных по площадям месторождений, работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.к. часть трубы обычно бывает, занята газом. В зависимости от количества нефти и газа, протекающего по трубопроводу, может образоваться несколько структур течения, характеризующих взаимное расположение газовой и жидкой фаз в процессе их движения.

Основная задача, возникающая при гидравлическом расчёте трубопроводов для транспорта нефтегазовой смеси, - определение перепадов давления.

Расчётное уравнение для рельефных (негоризонтальных) нефтепроводов можно записать в следующем упрощённом виде:

Р = Ртр.см. + Рсм,

где Рсм - перепад давления, обусловленный весом столба газожидкостной смеси.

Для горизонтального трубопровода отсутствует.

Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением нефти газового потока, можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха:

Ртр.см = см L/DМ /2 см,

где см - коэффициент гидравлического сопротивления, который находится следующим образом:

Reсм 2300 см = 64/Reсм.

Reсм 2300 см = 1/(1,81 g Reсм - 1,4)2.

Число Рейнольдса для смеси определяется как:

Reсм = Vсм D/ см.

Кинематическая вязкость двухфазного потока определяется по формуле Манна:

1/см = г + (1 - ж,

где - расходное объёмное газосодержание двухфазного потока.

= Gг / (Gг + Gн),

где Gг и Gн - соответственно объёмный расход газа и нефти при средних давлениях и температуре в трубопроводе.

Плотность нефтегазоносной смеси см определим из выражения

см = н (1-) + г,

где н и г - соответственно плотность нефти и газа при средних давлении и температуры смеси в трубопроводе; - истинное газосодержание нефти, определяемое как отношение площади сечения потока, занятого газовой фазой Sг, к полному сечению потока S, то есть:

Sг/S = Sг/ (Sг + Sн)

Вся трудность решения задач, связанных с движением нефтегазовых смесей по трубопроводам, сводится к отысканию закономерностей изменения истинного газосодержания , зависящего от физических свойств нефти и газа, их расхода, диаметра и наклона трубопровода. Например, чем больше вязкость жидкости при восходящем потоке, тем меньше , а это значит - меньше скорость скольжения газа относительно жидкости; с другой стороны - чем больше истинное газосодержание, тем больше относительная скорость газовых пузырей при всех прочих равных условиях.

Закономерность изменений от указанных выше параметров устанавливается только опытным путём при помощи метода мгновенных отсечек потока или просвечивания труб гамма - лучами.

Общий перепад давлений в рельефном трубопроводе, обусловленный гравитационными силами (геодезическими отметками) и силами трения смеси, определяется из уравнения:

Р = Ртр см + g п - сп gсп,

где Zn и Zcn - высоты на участках отдельных подъёмов и спусков трубопровода; п и сп - истинная плотность смеси соответственно на подъёмах и спусках, определяемая из формул:

п = ж (1 - п) + п г.

сп = ж (1 - сп) + сп г.

При восходящем потоке:

п = /1 + 1/Vсм.

При нисходящем потоке:

сп = 1 - (1 - /1 + 1/ Vсм).

совмещенный сепарация водонефтяной пластовый

Выводы

Эффективность работы депульсатора обеспечивается выбором определённого для него диаметра, длины и угла наклона. Наиболее эффективной конструкцией следует считать конструкцию депульсатора когда газожидкостная смесь в газосепаратор входит с обеих сторон через установленный перед ним депульсатор. При этом оптимальная работа обеспечивается равномерной загрузкой подводящих трубопроводов, которая выравнивает рабочую нагрузку, и узла управления, позволяющего иметь возможность переключения групп и кустов скважин в необходимых случаях.

Наиболее эффективной можно считать конструкцию депульсатора, если газосепаратор установлен на заданной по высоте площадке, что позволяет обеспечить создание максимального разряжения в сепараторе:

За счёт напора падающей дегазированной жидкости из сепаратора, которая далее идёт на установку комплексной подготовки нефти УКПН.

Создания определённого разряжения, которое позволяет снять давление в газосепараторе, что в свою очередь позволяет снять давление в сборном трубопроводе, по которому поступает собираемая газожидкостная смесь, т.е. уменьшить давление на выкидных линиях добывающих скважин, что позволит их эксплуатировать в оптимальном режиме.

Размещено на Allbest.ru

...