Системы промысловой подготовки аномально высоковязких нефтей при разработке месторождений

положительного или отрицательного предельного значения, отмеченного на нулевом потоке;

положительного или отрицательного пересечения линейной регрессии на калибровочном графике;

поправочного коэффициента профиля скоростей, учитывающего неравномерность скорости потока через полное сечение обсадной трубы.

Общая производительность определяется умножением полной скорости на площадь сечения, которая определяется по каверномеру или на соответствующий внутренний диаметр обсадной трубы. Это дополняет расчёт производительности в скважине для условий однофазного потока.

При двухфазном потоке необходимо добавить дифференциальный скважинный манометр и информацию о плотности обоих фаз скважинного потока, а также угол наклона ствола скважины.

Для смеси нефть-газ (без свободного газа) объёмное содержание нефти и воды рассчитывается по формуле:

_w=и _о=(1-Y_w), (2.1)

где:

Y_o и Y_w - объёмное содержание нефти и воды соответственно,

- угол наклона ствола скважины,

_log - плотность смеси по измерениям устройства дифференциального скважинного манометра,

_о и _w - измеренные на месте плотности нефти и воды соответственно.

Смеси нефть-вода и вода-газ подсчитываются вышеописанным путём с использованием соответствующих значений плотностей. Необходимо отметить, что оперативная интерпретация не может рассматривать более двух фаз одновременно.

Следующий этап состоит в определении разности скоростей лёгких и тяжёлых фаз V_s.

Непосредственные скорости потоков нефти и воды вычисляются по формулам:

q_w= y_w[q₁ - A v_s (1 - y_w)] и q_o = q_t - q_w, (2.2)

где :

q_t - общая производительность скважины ;

А - площадь сечения обсадной трубы (или необсаженной скважины) минус площадь, занятая измерительным прибором, также может быть записана в виде:

1,4 (d² - 2.85), где d - внутренний диаметр обсадной трубы (или скважины) в дюймах.

Имеются две дополнительные отличительные черты:

способность преобразовать скорость в скважине в скорость на поверхности и, наоборот, используя библиотеку корреляции PVT.

Способность корректировки показаний дифференциального скважинного манометра на эффект трения, учитывая скорость флюида, скорость подъёма инструмента и тот факт, что отношение площади сечения к потоку уменьшается за счёт присутствия каротажного прибора.

В условиях нормальной производительности скважины поток уменьшается с увеличением глубины, показания вертушечного расходомера, зарегистрированные при подъёме, меньше, чем при спуске, на величину, приблизительно пропорциональную скорости флюида. Общий поток регистрируется автоматически, его значение берётся по шкале. Затенённая площадь диаграммы соответствует фазе нефти, остальная площадь - фаза производительности воды.

Если интерпретация осуществляется, базируясь на принципе от зоны к зоне, производительность показывается как наклонный профиль, с использованием линейной интерполяции от одной зоны к последующей, где можно наблюдать относительный вклад каждого перфорированного интервала.

Для определения надёжности замеров дебита Тенгизского месторождения использовались расчёты методом узловых потенциалов для давления и дебита, замеренных в ходе PLT. Собираются и регистрируются устьевые давления в ходе нескольких PLT с помощью преобразователя с высокой разрешающей способностью “Виатрон”.

Отработка скважин при относительно низких дебитах в ходе PLT, во избежание слишком высокого напряжения на инструменте, не позволяет четко определить разницу в точности использованных методов определения дебита, так как потери давления при трении в 89-мм НКТ не очень велики. Результаты анализа методом узловых потенциалов, примененного при рассмотрении более высоких дебитов при испытании (Т-8, Т-104), позволяют убедиться, что дебиты, рассчитанные по PLT, являются самыми точными, за ними следуют расчёты дебитов по “Вортексу”.

Модульный динамический пластоиспытатель. (MDT)

Модульный динамический испытатель пласта используется для измерения давления в коллекторе в необсаженных участках ствола. Этот прибор обычно применяется во всех новых и углубленных скважинах, если условия в скважине позволяют спустить прибор.

Основная работа с испытателем пласта - помещение зонда давления напротив пласта и получение точного замера пластового давления.

Модульный динамический пластоиспытатель имеет принципиальное применение при оценке пластовых давлений, градиентов давлений, анизотропии по проницаемости и при оценке PVT флюида.

Прибор МДТ состоит из индивидуальных модулей, которые могут быть собраны в комбинации для работы практически в любых ситуациях, возможных при отборе проб и испытании пластов .

Пластовое и гидростатическое давления измеряются высокоточным кварцевым манометром с высокой разрешающей способностью и быстрой реакцией на динамику давления. Электрическое сопротивление и температура пластового флюида измеряются датчиком, размещённым в линии потока жидкости.

Конфигурация прибора, включая модуль единичной пробы, позволяет проводить многоразовые замеры давления и отбор проб пластового флюида за один спуско-подъём в скважине. Существуют ёмкости для проб трёх размеров, а количество проб, извлекаемых за один спуско-подъём, ограничено только весом прибора.

Контроль сопротивления прибора позволяет сбросить в скважину фильтрат бурового раствора и произвести отбор реального пластового флюида. Модуль с большим числом пробоотборников позволяет отбирать шесть проб общим объёмом 450 см³ для PVT анализа. При конфигурации с многими отборниками, давление контролируется двумя пробами, а третья применяется для оценки вертикальной и горизонтальной проницаемости. Замеры проницаемости улучшены возможностью контролировать поток и объём флюида во время испытания.

Записываемые изменения давления анализируются на скважине при помощи специального программного обеспечения. По графику зависимости давления от времени можно судить о правильности выбранных параметров. График изменения производной давления от времени определяет режим фильтрации при восстановлении давления при сферическом режиме или режиме радиального потока. Графики анализа данных режимов могут быть использованы для расчёта проницаемости и получения величин экстраполированного начального пластового давления.

Замер статического градиента (SGS) выполняется на Тенгизе раз в два года по каждой эксплуатационной скважине. Процедура для замера статического градиента является следующей:

Скважина закрывается и в верхнюю часть ствола закачивается обессеренная сырая нефть. Закачка выполняется в целях безопасности и не влияет на показания давления.

Скважина остается закрытой для стабилизации давления. Устьевое давление контролируется, чтобы определить, когда давление стабилизировалось, так как каждая скважина на промысле снабжается устьевым электронным датчиком давления. Время стабилизации от 5 до 30 дней, в зависимости от скважины.

После периода закрытия, комплект двойных электронных датчиков давления, спускается в ствол на максимальную глубину точек на середине перфорации или максимальную глубину, возможную при заканчивании. Датчики находятся стационарно на точках в середине перфорации в течении 1 часа. После остановки на точках в середине перфорации, датчики поднимаются с 7-10 остановками на разных глубинах для определения точного градиента давления в забое ствола скважины.

Замеренное давление на точках в середине перфорации вместе с градиентом давления используется для экстраполирования давления до линии приведения минус 4500 м.

Во время 1-часовой остановки в забое, давление постоянно регистрируется для измерения окончательной тенденции восстановления давления. Это показано ниже с температурой (синего цвета) и давлением (красного цвета). В этом примере давление в конце периода консервации фактически слегка уменьшается из-за помех с окружающих скважин.

При необходимости после бурения и по результатам PLT проводится соляно-кислотная обработка скважин, так как основной целью всех методов освоения и интенсификации притока является очистка призабойной зоны и перфорационных каналов от загрязнений, образовавшихся в процессе бурения или капитального ремонта и восстановление естественной продуктивности пластов и скважин.

Существуют два метода интенсификации, которые используются на Тенгизе:

Кислотная обработка с гибкими НКТ

Кислотный гидроразрыв

2.2 Техника и технология добычи нефти и газа

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Оборудование при фонтанной эксплуатации.

Устьевое оборудование.

На месторождении Тенгиз должна быть применена фонтанная арматура крестового типа, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа с двумя центральными запорными устройствами на стволе елки и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр проходного сечения ствола елки- 50 мм.

В связи с высоким содержанием в пластовом флюиде сероводорода, фонтанная арматура должна быть выполнена из стали с высокими антикоррозионными свойствами.

По своим конструктивным особенностям она позволяет производить контроль за разработкой месторождения.

Для обеспечения безопасных условий эксплуатации, устьевое оборудование (10000 АРI) оснащено двумя системами защиты: панель RTU (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы Камерон.

Обе системы предусматривают:

установку производственного дроссельного клапана;

закрытие боковых клапанов;

аварийное отключение скважины (ESD).

Внутрискважинное оборудование.

Подъем жидкости на поверхность должен вестись по насосно-компрессорному лифту, составленному из стальных труб. В большинстве скважин будут применяться 89-114-миллиметровые насосно-компрессорные трубы.В компановку внутрискважинного оборудования кроме НКТ входит:

управляемый клапан-отсекатель, устанавливаемый ниже трубной головки фонтанной арматуры;

посадочный ниппель;

пакер;

скользящая муфта.

Управляемый клапан-отсекатель соединен со щитом устьевого оборудования и является средством защиты при аварийных ситуациях в процессе эксплуатации скважин.

Набор внутрискважинного оборудования должен обеспечить:

пропуск запланированных объемов продукции;

ингибиторную защиту эксплуатационной колонны и НКТ;

циркуляцию между трубным и затрубным пространством;

возможность спуска глубинных приборов на забой скважины.

возможность отсоединения НКТ от пакера.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Основной целью мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин Тенгиз является:

· оценка фактической технологической эффективности реализуемой системы месторождения в целом и отдельных технологических мероприятий по регулированию процесса разработки;

· оптимизация осуществляемого процесса разработки и планирование мероприятий по его усовершенствованию;

· оценка эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи.

В процессе разработки месторождения необходимо контролировать:

· динамику текущей и накопленной добычи нефти, попутного газа и воды, закачки рабочих агентов;

· степень охвата залежи процессом разработки;

· энергетическое состояние залежи, динамику пластового и забойного давлений в зонах отбора и закачки;

· изменения продуктивности и приемистости скважин, газового фактора, гидропроводности пласта;

· состояние герметичности эксплуатационных колонн;

· физико-химические свойства добываемой жидкости и газа в пластовых и поверхностных условиях.

В аномальных условиях месторождения Тенгиз, характеризующегося АВПД и наличием агрессивных газов, проведение почти всех исследовательских работ усложнено, представляет определенную опасность и требует применения особых мер безопасности. В большинстве случаев, при проведении исследований приходится извлекать внутрискважинные клапаны-отсекатели и тогда не остается никакой защиты от выброса нефти на устье скважины. Если даже клапан-отсекатель не извлекается, а остается в открытом виде, то не исключены утечки нефти на устье, когда приходится его срочно закрывать, при этом, обрезаются спуско-подъемные канаты или электрические кабели, что в дальнейшем потребует проведения дорогостоящих и часто длительных ловильных работ по извлечению исследовательских приборов.

Остановка скважин для проведения промыслово-геофизических и гидродинамических исследований занимает от одной недели до четырех недель, в зависимости от свойств коллектора. Промыслово-геофизические исследования проводятся в течение 5-7 дней, гидродинамические исследования методом восстановления давления (регистрация КВД) - от 2 до 4 недель (такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления).

2.3 Технология сбора и подготовки скважинной продукции

Нефть со скважин по выкидным линиям поступает на площадку манифольда и далее - в трехфазовый сепаратор С-102В. Всего на эксплуатационном манифольде предусмотрены восемь подключений для выкидных линий от существующих скважин, и скважин, которые будут буриться на следующих этапах развития месторождения. На эксплуатационном манифольде предусмотрена установка предохранительного клапана, сброс с которого при аварийном превышении давлении осуществляется в дренажную емкость Е-300.

С площадки манифольда нефтегазовая смесь подается в коллектор подачи нефтегазовой смеси в трехфазовый сепаратор С-102В.

На линии эксплуатационный манифольд - трехфазовый сепаратор С-102В установлены секции подогрева нефти типа «труба в трубе» для подогрева нефтегазовой смеси, подаваемой в трехфазовый сепаратор С-102В.

В трехфазовом сепараторе С-102В происходит процесс сепарации поступающего потока при давлении 0,6 МПа и температуре 20-30С. Выделившийся газ с трехфазового сепаратора частично используется на собственные нужды, а излишки направляются на факел для сжигания. Факельные коллекторы рассчитаны с учетом расширения на производительность 70 млн.м³ в год по попутному нефтяному газу.

Нефть с трехфазового сепаратора поступает на концевую сепарационную установку КСУ-1,2. Давление в трехфазовом сепараторе С-102В поддерживается регулировочным клапаном, установленном на выходном газопроводе. Сброс с ППК осуществляется в дренажную емкость Е-300. Дренаж с трехфазового сепаратора осуществляется в дренажную емкость Е-302.



46

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1-Cхема сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Тенгиз(вариант 2Б опытно-промышленной разработки)

Трехфазовый сепаратор С-102В оснащен змеевиком, для которого теплоноситель подается из блока котельной. В качестве теплоносителя используется смесь воды и диэтиленгликоля (ДЭГ). В качестве топлива для котельной используется попутный нефтяной газ. Сепаратор оснащен также предохранительным клапаном, давление открытия 8 атм.

Выделившийся газ с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 направляется в факельную систему низкого давления. Разгазированная нефть с концевой сепарационной установки КСУ-1,2 поступает в резервуарный парк товарной нефти. Дренаж с концевой сепарационной установки осуществляется в дренажную емкость Е-302.

Из дренажных емкостей Е-300, Е-302 продукты дренирования направляются либо в коллектор подачи нефтегазовой смеси в трехфазовый сепаратор С-102В, либо на утилизацию. Газ из дренажных емкостей Е-300, Е-302 направляется в факельную систему низкого давления.

Технологические трубопроводы выполнены в надземном исполнение, трубы приняты бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8732-78 , В20 ГОСТ 8732-74.

Теплоизоляция трубопроводов и сепаратора принята минераловатными матами с покрытием из стального оцинкованного листа.

Установка подготовки нефти (УПН)

Состав сооружений и выбор оборудования определился исходя из требуемой мощности установки и технологической схемы.

Состав сооружений:

площадка манифольда;

площадка трехфазового сепаратора С-102В;

площадка концевой сепарационной установки КСУ-1,2;

резервуарный парк товарной нефти;

площадка дренажной емкости;

площадка насосов налива нефти в автоцистерны;

площадка факельных сепараторов;

площадка совмещенного факела высокого и низкого давления;

площадка налива нефти в автоцистерны;

площадка газобаллонной установки для розжига факела.

Площадка манифольда.

Площадка манифольда предназначена для сбора продукции скважин. Площадка состоит из эксплуатационного манифольда на восемь подключений, семь - рабочие, одно - резервное. Дренаж с эксплуатационного манифольда по трубопроводу Ду50 мм производится в дренажную емкость Е-302. Предусмотрена пропарка дренажной линии.

Тепловая изоляция трубопроводов - шнур теплоизоляционный из минеральной ваты толщиной 60 мм для трубопроводов диаметром 100 мм, маты из минеральной ваты толщиной 60 мм для трубопроводов диаметром 200 мм и 500 мм. Тепловая изоляция сепараторов - маты из минерального волокна толщиной 60 мм. Обшивка - алюминиевые листы.

Площадка трехфазового сепаратора С-102В.

Площадка трехфазового сепаратора (С-102В) предназначена для сепарации нефти и сброса свободной пластовой воды, поступающей на установку подготовки нефти и сепарации газа при давлении 0,6 МПа. На начальном этапе развития месторождения пластовый флюид не содержит воды, поэтому линия сброса пластовой воды заглушена.

Нефтегазовый поток с площадки манифольда поступает в трехфазовый сепаратор (С-102В).

В сепараторе проводится процесс сепарации нефти от газа. Выделившийся газ поступает в факельную линию высокого давления.

Нефтегазовая жидкость с площадки трехфазового сепаратора поступает на площадку концевой сепарационной установки КСУ-1,2. Сброс газа с предохранительного клапана трехфазового сепаратора производится в закрытую дренажную систему сбросов с предохранительных клапанов в дренажную емкость Е-300. Дренаж с сепаратора производится в дренажную емкость (Е-302). Предусмотрена пропарка дренажной линии. Сепаратор снабжен системой контроля и регулирования по давлению и аварийному уровню в аппаратах. Характеристика аппарата представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Характеристика трехфазного сепаратора

ТРЕХФАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР
Номер оборудования		С-102В
Объем	м3	14
Рабочее давление	МПа	0,6
Расчетное давление	МПа	1,0
Рабочая температура	С	15
Расчетная температура	С	93
Количество	шт.	1

Площадка концевой сепарационной установки КСУ-1,2.

Площадка КСУ предназначена для предварительного отстоя товарной нефти и окончательного отделения газа в сепараторе горизонтального типа (КСУ-1,2).

Нефть от трехфазового сепаратора по коллектору диаметром 200 мм поступает на КСУ-1,2. Выделившийся газ по трубопроводу диаметром 80 мм поступает в сборный коллектор факельной системы низкого давления диаметром 100 мм.

Сброс с предохранительного клапана по трубопроводу диаметром 80 мм осуществляется в факельную систему низкого давления. Нефть по трубопроводу диаметром 200 мм поступает в резервуарный парк товарной нефти.

Дренаж по трубопроводу диаметром 50 мм поступает в общий сборный коллектор диаметром 200 мм и далее направляется в дренажную емкость (Е-302). Предусмотрена пропарка дренажной линии.

Характеристика аппарата представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Характеристика концевого сепаратора

Обозначение оборудования		КСУ-1,2
Наименование оборудования		НГС-1-0,6-1-1И
Габариты аппарата	мм	15110 * 3000
Объем аппарата	м3	60,65
Расчетное давление	МПа	0,6
Рабочее давление		атм.
Расчетная температура	С	100
Рабочая температура	С	50
Производительность по жидкости	м3/сут	7200 - 36000
Количество	шт.	1

Площадка дренажной емкости.

Площадка дренажной емкости предназначена для сбора дренажа с технологического оборудования и предохранительных клапанов.

В дренажную емкость (Е-300) поступают сбросы с предохранительных клапанов установленных на площадке манифольда, на трехфазовом сепараторе С-102В и на КСУ-1,2.

В дренажную емкость (Е-302) поступает дренаж от площадки манифольда, трехфазового сепаратора С-102В, КСУ-1,2и резервуарного парка товарной нефти.

Дренажные трубопроводы выполнены с уклоном в сторону дренажной емкости. Уловленная нефть и конденсат погружными насосами (Н-301/2,6) откачивается в коллектор подачи нефтегазовой жидкости в трехфазовый сепаратор С-102В, также предусмотрена откачка продуктов дренирования из дренажной емкости Е-302 на утилизацию. Выделившийся газ с дренажных емкостей поступает в факельную систему низкого давления.

Дренажные емкости снабжены системами контроля по уровню жидкости.

Антикоррозийное покрытие подземных трубопроводов - масляно-битумное, ОСТ 6-10-426-79, в два слоя по грунту ГФ-021, ГОСТ 25129-82.

Антикоррозийное покрытие дренажных емкостей - изоляция в два слоя, ГОСТ 10296-79 по холодной изольной мастике МРБ-Х-Т15, ТУ 21-27-37-74.

Площадка факельных сепараторов.

Площадка факельных сепараторов V=12м³ предназначена для сбора конденсата с коллекторов факельных систем высокого и низкого давления.

В факельные сепараторы (Е-306/1,2) поступает конденсат, образующийся в газовых расширителях (ГР-301 и ГР-302). С факельных сепараторов конденсат откачивается погружными насосами (Н-301/3,4) в дренажную емкость Е-302. Газ поступает на площадку совмещенного факела высокого и низкого давления.

Характеристика емкости представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Характеристика емкости

Факельная емкость
Обозначение оборудования		Е-306/1,2
Тип оборудования		ЕПП 12,5-2000-1300-1-2
Объем	м3	12,5
Габариты диаметр длина высота	мм мм мм	2000 4300 3660
Рабочее давление	МПа	0,05
Расчетное давление	МПа	0,07
Рабочая температура	С	30
Расчетная температура	С	100
Количество	шт.	2
насосНЫЙ АГРЕГАТ
Обозначение оборудования		Н-301/3,4
Тип оборудования		НВ-Е-50/50
Производительность	м3/час	50
Давление нагнетания	МПа	0,5
Количество	шт.	2

Площадка совмещенного факела высокого и низкого давления.

Площадка совмещенного факела высокого и низкого давления (Ф-301) предназначена для сжигания газа, поступающего с трехфазового сепаратора С-102В, с КСУ и дренажных емкостей.

Совмещенный факел состоит из двух стволов: высокого и низкого давления, объединенных в один общий оголовок.

В ствол факела высокого давления газ с трехфазового сепаратора С-102В после улавливания конденсата в газовом расширителе (ГР-301) высокого давления.

В ствол факела низкого давления подается газ с КСУ и дренажных емкостей, после улавливания конденсата в газовом расширителе ГР-302 низкого давления.

На линии подачи газа на каждом стволе предусматривается установка огнепреградителей.

Розжиг газа - дистанционный, автоматический, осуществляется за счет подачи на запальную горелку топливного газа с газобаллонной установки.

Территория вокруг факельной установки в радиусе 50м ограждена забором высотой 1.6м из сетки по металлическим столбам.

Площадка газобаллонной установки для розжига факела.

Площадка газобаллонной установки для розжига факела предназначена для снабжения совмещенного факела топливным газом для розжига и представляет собой газобаллонную установку с 2-мя баллонами вместимостью 50л, наполненными сжиженным пропаном и размещаемыми в металлическом шкафу.

Газобаллонная установка снабжена общим отключающим устройством, регулятором давления газа, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном.

Тепловая изоляция трубопроводов - шнур теплоизоляционный из минеральной ваты толщиной 60мм. Обшивка - оцинкованные листы.

Назначение нефтегазовых сепараторов

Нефтегазовые сепараторы предназначены для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазы и служат для:

· Получение нефтяного газа, выделавшегося из нефти при ее движении по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору для использования в качестве ценного химического сырья и топлива;

· Уменьшения перемешивания нефтегазоводяного потока и снижения гидравлических сопротивлений в трубопроводах;

· Разложения и отделения от нефти образовавшейся пены;

· Предварительного отделения воды от нефти при добыче нестойких или разрушенных в трубопроводе эмульсий;

· Уменьшения пульсаций при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки газа.

Все применяемые нефтегазовые сепараторы можно классифицировать по следующим признакам:

1. по назначению - замерно-сепарирующие и сепарирующие;

2. по геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические, сферические, вертикальные горизонтальные и наклонные;

3. по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные и центробежные ;

4. по рабочему давлению - высокого (6,4МПа), среднего (2,5МПа) и низкого (0,6МПа) давления;

5. по числу ступеней сепарации - первой, второй, и т.д. ступеней сепарации;

6. по технологическому назначению - двухфазные и трехфазные;

7. по конструкции устройств ввода нефтегазового потока -

бутана, пентана) и в нефти остаётся большое число не выделившихся тяжёлых углеводородов. В случае применения двух - трёхступенчатой сепарации (при том же устьевом давлении) в сепараторах происходит резкое снижение давления и интенсивное выделение газа, при этом в газовую фазу переходит большое количество тяжёлых углеводородов. Поэтому многоступенчатая сепарация является более эффективной по сравнению с трёхступенчатой, однако при использовании многоступенчатой сепарации в негерметизированных системах сбора нефти, все тяжёлые углеводороды постепенно испаряются из нефти и эффект сепарации сводится к нулю. Поэтому как многоступенчатая, так и трёхступенчатая сепарация должны применяться только в герметизированных системах сбора и транспорта нефти.

При двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжёлых углеводородов, представляющих собой ценное сырьё, поэтому целесообразно направлять их на газоперерабатывающую установку для получения из них сжиженного газа (пропан-бутана) и газового бензина.

Из вышеизложенного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию. Однако с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия газоперерабатывающего завода целесообразно применять трёхступенчатую сепарацию. Газ, выделившийся на первой ступени, под собственным давлением направляется на местные нужды: в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, т.е содержащим большое количество тяжёлых компонентов, поэтому после сжатия в компрессорах компрессорных станций направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Рекомендуемые давления для трёхступенчатой сепарации: на первой ступени - 0,6 МПа, на второй 0,15-0,25 МПа, на третьей - 0,02 МПа, а иногда и вакуум. Третья ступень сепаратора - концевая является исключительно важной, поскольку после неё нефть поступает в парк товарных резервуаров, где, согласно нормативов, она должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, чего практически можно достигнуть только при горячей концевой ступени сепарации или созданием вакуума на третьей ступени.

Сепарационные установки

В настоящее время на нефтяных месторождениях применяются разнообразные сепараторы, существенно отличающиеся по своим конструктивным признакам и особенностям. Вертикальные сепараторы позволяют достоверно определить объём жидкости, их рекомендуется применять при наличии песка в продукции скважин. В горизонтальных сепараторах, которые получили в последнее время широкое распространение, обеспечивается более высокое качество разделения фаз. Промышленностью выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС, блочные сепарационные установки типа УБС и трехфазные сепараторы типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В тех случаях, когда пластовой энергии недостаточно для транспортирования нефтегазовой смеси до ЦПС применяют сепарационные установки с насосной откачкой типа БН или дожимные насосные станции (ДНС).

Сепараторы типа НГС предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней ступени. Сепараторы типа НГС выпускаются на пропускную способность по жидкости от 2000 до 30000 т/сут. В цифрах сепарационных установок типа НГС первая цифра означает рабочее давление (кгс/см2), вторая - диаметр сепаратора в мм. В таблице 2.5 приведены технические данные сепарационных установок типа НГС. Для сепарации нефти от газа на первой ступени хорошо зарекомендовал себя сепаратор с предварительным отбором газа типа УБС. Процесс сепарации разделяется на следующие стадии:

Таблица 2.5

Технические данные сепарационных установок типа НГС

· Предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в депульсаторе;

· Разделение жидкости и газа в сепарационной ёмкости;

· Очистка газа от капельной жидкости в каплеотбойнике.

В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС - установка блочная сепарирующая, первая цифра - пропускная способность по жидкости, вторая - допустимое рабочее давление. Выпускаются сепараторы на пропускную способность по жидкости от 1500 до 16000 м3/сут и на давление 0,6 и 1,6 МПа при газовом факторе 120м3/т.

На входе в сепаратор (рисунок 2.2.) установлен депульсатор и выделен каплеуловитель 8. В депульсаторе происходит расслоение структуры газожидкостной смеси и уменьшаются пульсации расхода и давления.

Газожидкостная смесь из сборного коллектора подводится к наклонным 1 и 2 трубопроводам. Из трубопровода 2 в верхней части производится отбор газа по газоотводным трубкам 3 в газосборный коллектор депульсатора 5, по которому газ подводится в выносной каплеуловитель (каплеотбойник) 8, в котором устанавливается перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кассета 7. Из каплеуловителя газ направляется в эжектор 9 и далее в газопровод на ГПЗ. Капельки нефти стекают в сепаратор. В сепараторе установлены сплошная перегородка 14, успокоитель уровня 13 и две наклонные плоскости 10, увеличивающие путь движения нефти и способствующие выделению окклюдированных пузырьков газа, не успевших выделится в наклонном трубопроводе 2. Газ, выделившийся на наклонных плоскостях, поступает в эжектор 9 и транспортируется также на ГПЗ. Для вывода нефти из сепаратора имеется датчик уровнемера поплавкового типа 11 исполнительным механизмом 12.

Рисунок 2.2 Схема сепаратора первой ступени с предварительным отбором газа типа УБС

В данном сепараторе неудовлетворительное разделение нефти и газа происходит в случае средней (3 мПа*с) и высокой (100 мПа*с) вязкости нефти, а также при поступлении в сепаратор стойкой эмульсии, имеющей, как правило, высокую вязкость.

Для отделения нефти от воды и газа при высокой степени обводнённости продукции применяют трёхфазные сепараторы или установки с предварительным сбросом воды УПС. Эти сепараторы работают под давлением 0,6-1,16 МПа и устанавливаются либо на ДНС, либо на УПН, обеспечивая транспортирование выделившегося газа до ГПЗ под собственным давлением. Они предназначены для сброса свободной пластовой воды и сепарации газа перед подачей её на установки подготовки нефти с одновременным учётом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из установки. Особенностью таких установок (рисунок 2.3.) является наличие в ёмкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, которые сообщаются между собой через каплеобразователь 12. Смесь нефти, воды и газа поступает по патрубку 1 в сепарационный отсек 3, в котором поддерживается постоянное давление с помощью регулятора давления «до себя» 2. Отсепарированный газ подаётся на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа по каплеобразователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и через дырчатый сборник нефти 6 и верхний патрубок 7 отводится на УПН. Вода через исполнительный механизм 9, который работает за счёт регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из сепаратора в резервуар-отстойник на УПВ.



Рисунок 2.3 Трехфазный сепаратор типа УПС

Если в сепаратор поступает стойкая эмульсия, то в каплеобразователь подводится из УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для разрушения этой эмульсии. В корпусе сепаратора имеется дырчатый распределитель эмульсии 11, предназначенный для равномерного распределения эмульсии по аппарату. Установки типа УПС выпускают на пропускную способность по жидкости 3000-10000 м3/сут при газовом факторе 120м3/т и рабочем давлении до 1,6 МПа. Выпускаются установки в антикоррозийном исполнении (допускается содержание в газе до 6% H2S и до 10% СО2).

На замерных установках «Спутник» применяются гидроциклонные (центробежные) двухёмкостные сепараторы, которые обеспечивают эффективную сепарацию нефти от газа в следствие изменения направления потока и применения механических каплеуловителей газа (рисунок 2.4.)

Нефтегазовая смесь поступает тангенциально в гидроциклонную головку 2, где за счёт центробежной силы нефть отбрасывается на стенку этой головки, а газ, как более лёгкий сосредотачивается в центральной её части. За счёт козырька 1 газ и нефть из гидроциклонной головки поступаю отдельно. Нефть по сливной полке 4 самотёком направляется на разбрызгиватель 6, выполненный в виде уголков, а затем поступает в нижнюю ёмкость 14 на сливную полку 12 и стекает с неё с левой стороны успокоителя уровня 13. перетекая через кромку успокоителя уровня, нефть скапливается в нижней ёмкости 14. Уровень нефти в нижней ёмкости поднимается до тех пор, пока заслонка 8 с помощью тяги 10 не повернётся на нужный угол и не перекроет сброс газа в газовую линию. После чего давление в верхней и нижней частях сепаратора повысится и нефть пройдёт через открытый исполнительный механизм 11. для контроля количества нефти применяют объёмный расходомер (ТОР).

Рисунок 2.4 Гидроциклонный (центробежный) двухёмкостной сепаратор

Выделившийся из нефти газ проходит в верхней ёмкости уголковые каплеуловители 5 и жалюзийную кассету 7, обеспечивающей эффективную очистку газа от капелек нефти.

После гидроциклонного сепаратора «Спутник» газ направляется снова в сборный коллектор, перемешивается с нефтью и транспортируется с ней по коллектору до первой ступени сепарации.

После установки подготовки нефти (УПН) на последнюю ступень сепарации нефть, как правило, поступает с высокой температурой (40-60°С), в выделяющихся из неё газах содержится много пентановых и гексановых (бензиновых) фракций, которые при нормальных условиях являются жидкостями. Газ, выделившийся из нефти на концевой ступени сепарации, имеет ценные сырьевые качества, высокую калорийность, но из-за низкого давлении (не превышающего 0,05 МПа) при отсутствии компрессоров для его сжатия, сжигается в факелах или идёт на бытовые нужды. После концевых сепараторов горячая нефть поступает в товарные резервуары, не имеющих плавающих крыш и понтонов. Если в ней будут содержаться в окклюдированном или растворённом виде лёгкие углеводороды (от этана до бутана), то это может вызвать загазованность территории товарного парка, возможность пожаров, а при наличии сероводорода - отравление людей.

Конечная ступень сепарации должна обеспечить давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти, но не более 0,66 МПа. Получение стабильной нефти, практически не испаряющейся в атмосферу, называют стабилизацией нефти. Отбор наиболее летучих углеводородов осуществляют горячей сепарацией на концевой ступени сепарации в т.н. концевых сепарационных установках (рисунок 2.5.).

Товарная нефть после УПН по нефтепроводу 1 подаётся в раздаточный коллектор 2 с форсуночными разбрызгивателями 3, предназначенными для диспергирования (дробления) капель нефти с целью увеличения их поверхности контакта с газовой средой. Мелкодисперсионные капельки нефти, оседая в газовой среде, попадают на каплеуловительную сетку (жалюзи) 4 и стекают с неё в виде струек или крупных капель. Дегазированная нефть из концевого сепаратора в товарные резервуары отводится самотёком по нефтепроводу 12 при срабатывании датчика поплавкового типа и открытии исполнительного механизма 11.



Рисунок 2.5 Концевой сепаратор

Как указывалось выше, в концевой ступени сепарации из-за высоких температур в газ переходит большое количество ценных бензиновых фракций, много таких фракций содержится и в газе второй ступени сепарации, который по газопроводу 6 подводится к эжектору 7, который, в данном случае, служит в качестве компрессора. Газ после второй ступени сепарации имеет давление около 0,3 МПа и, выходя из сопла с большой скоростью, создаёт условия (вакуум) для дополнительного выделения из нефти газа и засасывает его в эжектор по отводу 8. Из эжектора смесь газов в холодильник 9, температура в котором поддерживается на уровне 0°С. При этой температуре пентаны и гексаны конденсируются и вместе с лёгкими углеводородами (С1-С4) поступают в сепаратор 10, где происходит их разделение.

Сепараторы такого типа успешно работают на нефтях не склонных к пенообразованию (наличие смол, асфальтенов и парафинов может приводить к пенообразованию при диспергировании нефти в разбрызгивателях). Исполнительные механизмы и уровнемеры поплавкового типа из-за отложений парафина также работают нечётко, поэтому концевые сепараторы поднимают над поверхностью земли на высоту до 15м при максимальном уровне нефти в резервуарах товарного парка 11-12м, что позволяет использовать работу сливных трубопроводов из концевых сепараторов на самоизливе.

2.4 Технологический расчет подготовки нефти

2.4.1 Определение поверхности теплообмена в теплообменниках

Для большинства теплообменников теплообмен в трубном пространстве осуществляется за счет конвекции при продольном омывании поверхности теплообмена потоком. Критерии Нуссельта Nu, а значит, коэффициент теплоотдачи , в зависимости от режима движения.

Методика расчета

Поверхность теплообмена в теплообменниках, работающих в стационарном режиме, определяют по формуле

S=Q/(Kt_ср), (2.1)

где Q- количество теплоты, переданное в единицу времени через поверхность S,Вт.

Для теплообменников с цилиндрическими станками применяется уравнение

Q = KSt_cp, (2.2)

где l - длина трубки теплообменника, м; n - число параллельно работающих труб; и - коэффициенты теплоотдачи с внутренней и наружной стороны трубы, Вт/(м² .⁰С); r₁ и r₂ - внутренний и наружный радиус трубы, м; - толщина i-го слоя, м; - теплопроводность i-го слоя, м; K - коэффициент теплопередачи, отнесенных к поверхности S, Вт/(м² .⁰С); S=- общая поверхность теплопередачи, м² ; d - наружный диаметр трубы.

Количество переданной теплоты Q определяют из теплового баланса

Q = G₁c_p1(t-t)=G₂c_p2(t-t), (2.3)

где c_p1 и c_p2 - удельная теплоемкость жидкостей 1 и 2, Дж/(кг. ⁰С); t- начальная температура нагреваемой жидкости, ⁰С; t - конечная температура нагреваемой жидкости, ⁰С; t- начальная температура охлаждаемой жидкости, ⁰С; t- конечная температура охлаждаемой жидкости, ⁰С.

Средний температурный напор, входящий в (1.2), при прямотоке или противотоке определяют как средне логарифмический

t_cp = , (2.4)

где t₀ и t_s - разность температур жидкостей на обоих концах теплообменника. При прямотоке t₀=t-t, t_s=t-t, при противотоке t₀=t-t, t_s=t-t.

Если t₀/t_s2, то вместо среднего логарифмического температурного напора можно использовать средний арифметический.

Уравнение теплового баланса теплообменника, через который протекает нефтяная эмульсия и безводная горячая нефть, имеет следующий вид:

G₁c_p1(t -t)=, (2.5)

где G₁ и G ₂ - соответственно количество поступающей в теплообменник безводной (горячей) и обводненной нефти (холодной), кг/ч; G_э - количество поступающей пластовой воды вместе с нефтью, кг/ч; c_p1, c_p2, c_p3 - удельные теплоемкости соответственно горячей, холодной нефти и пластовой воды, Дж/(кг.⁰С); t- температура эмульсии при входе в теплообменник, ⁰С; t- температура безводной (горячей) нефти при входе в теплообменник, а t- температура этой нефти при выходе из теплообменника, ⁰С; t - температура эмульсии, нагреваемая в теплообменнике (неизвестная), ⁰С; - к.п.д. теплообменника.

Формулу (2.5) можно представить так:

G₁ c_p1 (t- t)= G_э c_p3(t- t):, (2.6)

а удельную теплоемкость эмульсии так:

c_p3= c_pн+В(c_pв- c_pн), (2.7)

где В - содержание воды в эмульсии; c_pн и c_pв - соответственно удельная теплоемкость нефти и воды, Дж/(кг.⁰С); G_э - массовый расход эмульсии, кг/ч.

Требуется определить длину теплообменника для нагревания G₁= 14000 кг/ч раствора от температуры t= 12⁰С до t = 92⁰С.

Исходные данные: Удельная теплоемкость раствора c_p = 4050 Дж/(кг.⁰С). Для нагревания используется G₂ = 33000 кг/ч парового конденсата при температуре t= 120⁰С. Теплообменник имеет 100 труб диаметром 25*2 мм. В межтрубном пространстве установлены перегородки. Коэффициент теплоотдачи: для раствора, движущегося по трубкам, = 520 Вт/(м² .⁰С); для конденсата движущегося в межтрубном пространстве, = 2300 Вт/(м² .⁰С); теплопроводность стенки труб _ст=45 Вт/(м .⁰С), толщина слоя отложения на стенках труб _отл = 0,3мм, а их теплопроводность _отл =1,7 Вт/(м .⁰С).

Решение. Количество теплоты, передаваемой в единицу времени,

Q = G₂c_p1(t-t)=МВт.

Конечную температуру греющего агента определяют из уравнения

Q = G₂c_p2 (t- t),

Откуда

t= 120-.

Так как конечная температура греющего агента меньше конечной температуры нагреваемой жидкости, должен быть предусмотрен противоток.

Изменение температуры

t= 12 t = 92⁰С

t=87 t= 120⁰С

Средний температурный напор

t_ср=

Длина теплообменника, согласно (2.2)

l=

нефть отстойник скважинный месторождение

Подставляя в данное уравнение числовые значения величин: внутренний радиус трубы r₁ ; r₂ - наружный радиус трубы; r_{ср отл} и r_{ср ст} - средние радиусы отложений и стенки трубы, определим длину теплообменника

l=1,2 м.

2.4.2 Расчет внутрипромыслового нефтепровода

При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси.

Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса.

Методика расчета

Гидравлический расчет трубопровода предусматривает определение перепада давления по его длине, диаметра трубопровода или его пропускной способности. В основу расчета положено уравнение Бернулли

(z₁+p₁/g+w₁²/2g) - (z₂+p₂/g+w₂²/2g)=h_П (2.8)

Где:

z₁ , z₂ - геодезические отметки, м.;

p₁, p₂ - начальное и конечное давление;

w₁,w₂ - скорость жидкости в начале и в конце трубопровода, м/с;

h_П - путевые потери напора, м.

Путевые потери напора складываются из потерь на трение и на местные сопротивления. При гидравлическом расчете промысловых трубопроводов местными сопротивлениями можно чаще всего пренебречь, пренебрегаем и сжимаемостью жидкости, тогда из (1.8) получим

p = p_mp - zg (2.9)

или суммарные потери напора

H = h_mp (z₁ - z₂) (2.10)

Потери давления на трение определяются по уравнению Дарси - Вейсбаха

p_mp =*(Lw²/ D2), (2.11)

а потери напора на трение из этой же формулы

h_mp =*(Lw²/ D2g), (2.12)

где:

L - длина трубопровода, м;

D - внутренний диаметр трубопровода, м;

w - средняя скорость течения жидкости в трубопроводе;

- коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от режима течения (числа Рейнольдса) и относительной шероховатости труб.

Число Рейнольдса можно определить в зщависимости от расхода жидкости по формуле:

Re = wD/v или Re = wD/ (2.13)

Где:

w=Q/F - скорость течения жидкости;

F - площадь поперечного сечения трубы;

V - кинематическая вязкость жидкости, м²/с;

- динамическая вязкость жидкости, Па*с.

При числе Рейнольдса Re 2320 режим давления жидкости в трубе ламинарный и гидравлические сопротивления определяют по формуле Стокса

= 64/Re (2.14)

При турбулентном режиме течения жидкости, когда Re 2320, для определения имеется ряд полуэмпирических формул.

При движении жидкости по трубам непосредственно у стенки труб образуется вязкий подслой, который может перекрывать или не перекрывать шероховатость этой трубы. Если микронеровности стенки не выступают за вязкий подслой, стенку считают гидравлически гладкой, если выступают - гидравлически шероховатой. Толщина вязкого подслоя зависит от скорости течения жидкости. Чем больше эта скорость, тем она меньше.

Существуют зоны гладкого, смешанного и шероховатого трения. Границы зон определяют величиной выступов шероховатости. В расчетах трубопроводов принимают «эквивалентную» шероховатость К_э. Эквивалентная шероховатость определяется опытным путем. Для стальных цельнотянутых труб величина К_э колеблется в пределах 0,1-0,2 мм.

Зона гладкого трения лежит в диапазоне чисел Рейнольдса от Re = 3000-4000 до Re = 15D/ К_э, где D - внутренний диаметр трубопровода. В этой зоне справедлива формула Блазиуса

= 0,3164/Re^0,25 (2.15)

...