практика. СПСП. 1. Назначение систем сбора и подготовки нефти, газа и воды. Существующие схемы сбора и подготовки
 Скачать 2.07 Mb.
|
|
1. Назначение систем сбора и подготовки нефти, газа и воды. Существующие схемы сбора и подготовки. Система сбора нефти, газа и воды – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции скважин и доставки скважинной продукции в пункты подготовки нефти, газа и воды: насосы, емкостное оборудование и трубопроводы, запорная арматура, КИП и автоматика. Подготовка нефти, газа и воды – это технологические процессы, проводимые со скважинной продукцией для их разделения и дальнейшей подготовки с целью приведения их качества до нормируемых показателей. Унифицированная схема системы сбора и подготовки скважинной продукции (СП) нефтяного месторождения приведена ниже.  2. Сепарация газа от нефти. Оценка эффективности сепарации. Сепарация газа от нефти - это процесс разделения газовых и жидких компонентов, которые находятся в смеси нефти и газа, с целью получения чистых фракций газа и нефти. Сепарация нефти - это процесс извлечения легких фракций из нефти путем однократного или многократного испарения при снижении давления. Сепарация может сопровождаться и усиливаться предварительным подогревом. Сепарация является составной частью стабилизации нефти. Отметим лишь, что второй схемой стабилизации нефти является ее ректификация - многократная конденсация и испарение с четким разделением углеводородов по заданной глубине стабилизации нефти. Оценка эффективности сепарации может проводиться различными способами, включая измерение количества газа и нефти, полученных после процесса сепарации, а также измерение показателей качества газа и нефти. Ключевыми параметрами, используемыми для оценки эффективности сепарации газа от нефти, являются: КПД(кривая подения давления) сепарации - отношение количества отделенного газа к общему количеству газа, содержащегося в исходной смеси нефти и газа. Качество газа - содержание различных примесей в газе после сепарации, таких как сероводород, углекислый газ, кислород и другие. Качество нефти - содержание различных примесей в нефти после сепарации, таких как вода, сероводород, серы и других веществ. Общая эффективность сепарации - это соотношение между количеством газа и нефти, полученных после сепарации, и общим количеством газа и нефти, содержащихся в исходной смеси. Количественная оценка процесса разгазирования нефти может быть сделана теоретически или экспериментально. Изучение процесса разгазирования нефти в лабораторных условиях обычно проводят в бомбе PVT двумя способами: - контактным или однократным; - дифференциальным или многократным (постепенным). Контактным называют такой процесс разгазирования, при котором суммарный состав смеси (нефть + газ) во время процесса остается постоянным. Образующийся в бомбе PVT газ все время остается в контакте с нефтью, из которой он выделился. При дифференциальном разгазировании нефти суммарный состав фаз все время изменяется, так как образующийся свободный газ выводится из системы по мере его выделения. В результате этого нефть обогащается высококипящими компонентами (бутан и пентан), а с газом отводится наиболее легкие нефтепродукты: метан и этан. Поэтому при дифференциальном разгазировании нефти количество выделившегося газа всегда меньше, чем при контактном разгазировании. В связи с этим, одноступенчатую сепарацию приближенно можно оценивать как контактный процесс разгазирования, а многоступенчатую - как дифференциальный. Несмотря на то, что одинаковыми будут конечные значения давления и температуры, состав газа, выделившийся из нефти, будет разным при разных способах сепарации. Для оценки эффективности сепарации газа от нефти необходимо проводить регулярные технические проверки оборудования, использовать современные технологии сепарации, а также обеспечивать квалифицированный персонал для работы с этим оборудованием. 3. Общая конструкция газосепараторов. Назначение и устройство секций газосепараторов. Газосепараторы используются для разделения газа и жидкости в системах транспортировки газа, нефти и других жидкостей. Назначение газосепараторов заключается в удалении жидких частиц из газа, чтобы предотвратить их нанесение ущерба оборудованию и процессам. Общая конструкция газосепаратора включает в себя корпус, входной коллектор, выходной коллектор, внутренние элементы сепаратора и систему управления. Корпус обычно изготавливается из стали и имеет форму цилиндра или сферы. Входной коллектор используется для подвода газожидкостной смеси к газосепаратору, а выходной коллектор - для вывода отдельных фаз. Основными элементами внутри корпуса газосепаратора являются секции. Секции газосепаратора представляют собой отдельные отделения, которые содержат различные элементы, предназначенные для разделения газовой и жидкой фаз. Секции могут быть различных форм и размеров в зависимости от конструкции газосепаратора. В секциях газосепаратора могут использоваться различные элементы, такие как дефлекторы, циклоны, вихревые пластины, сетки и т.д. Они служат для разделения газовой и жидкой фаз и уменьшения скорости потока смеси. Это позволяет легче и более эффективно разделять фазы и предотвращать образование пены и эмульсий. 4. Расчет процессов сепарации нефти от газа по компонентному составу ПНГ при известном давлении и температуре в сепараторе. Метод материального баланса по Д.Л.Катцу В расчетах сепарации газа из нефти необходимо знать количественное распределение углеводородов в газовой и жидкой фазе системы, например в нефтепромысловом сепараторе. Для такой оценки обычно рассматривают условные одну или 100 молей углеводородной смеси. Выполним следующие обозначения: zi - мольная доля i-го компонента вещества в пластовой нефти; yi - мольной доли i-ого компонента в газовой фазе сепаратора; хi - мольной доли i-ого компонента в жидкой фазе сепаратора; V – мольная доля вещества в газовой фазе сепаратора; L – мольная доля вещества в жидкой фазе сепаратора; Тогда: L + Y = 1,000 z1 + z2 + …+ zi = 1,000; y1 + y2 + …+ yi = 1,000; x1 + x2 + …+ xi = 1,000; Уравнение материального баланса для каждого компонента будет иметь вид, предложенный в 1933 Дональдом Л.Катцом: zi = L∙xi + V∙уi (8) Параметр хi выведем за скобки:  Отсюда  (9) (10)кi - константа фазового равновесия i-го компонента при известных значениях температуры и давления смеси (вещества) в сепараторе. Доказательства формулы Д.Л.Катца:  где Ni – количество молей i-го компонента в пластовой нефти Тогда  то есть мольная доля i-ой компоненты в жидкой фазе равняется количеству молей этой компоненты в жидкой фазе, отнесенное к количеству всех компонентов в жидкости. Аналогично поступаем и с параметром  Остается разобраться с параметрами L и V  Подставляем все обозначенные параметры в формулу Катца и получаем:  Производим сокращения единых параметров в числителе и знаменателе двух дробей, подводим под общий знаменатель и получаем:   ч. т. д. Уравнение (10) мы будем использовать на втором и третьем практическом занятии при расчете процесса сепарации газа из нефти. На первом этапе произвольным образом принимают, что L = 0,5 тогда V = 1,00 – 0,5 = 0,5. В конце всех расчетов необходимо чтобы сумма мольных концентраций i-го компонента в жидкой фазе и газовой фазе были равны 1,0:  Если эти условия не соблюдаются, то расчеты повторяют с заданием новых значений L и V. Процесс называется итерационным (метод постепенного приближения к истине). Расчеты по уравнению (4.1 и 4.2) производят следующим образом: 1. Выписывают данные о составе пластовой нефти в мольном выражении по результатам лабораторных исследований; 2. Выбирают условие сепарации по температуре и давлению; 3. По таблицам констант фазовых равновесий определяют величины Ki для каждого компонента для заданных значений давления и температуры; 4. По формуле 10 находят состав от сепарированнгой нефти – параметр хi . 5. Состав газовой фазы находят как произведение:  6. Исходное суточное количество молей пластовой нефти, поступающей на сепаратор первой ступени определяют по формуле:  5. Вывод формулы Стокса для малых значений параметра Рейнольдса. Пропускную способность гравитационных аппаратов определяют в зависимости от допустимой скорости движения газа, которую определяют из условий равновесия сил, действующих на частицу, и силы сопротивления среды, возникающей при движении этой частицы. При расчете сепараторов принимают следующие допущения: 1. частица (капля Н) имеет форму шара; 2. режим движения газа в сепараторе – ламинарный; 3. движение капель – свободное, т.е. они в потоке между собой не сталкиваются; 4. капля Н находится в равновесном состоянии. Шарообразная частица диаметром d, объемом d3\6 и плотностью н подвергается в газовом потоке (плотностью г) действию силы тяжести:  Сила сопротивления газа Fсопр при свободном оседании частицы:  ,где ξ - коэффициент сопротивления среды (при ламинарном режиме Re = 1);  г - плотность газа, кг\м3; d – диаметр капли нефти, м; υ - линейная скорость частицы, м\с; fм - миделево сечение (сечение перпендикулярное напр дв-я);  При равномерном движении частицы сила сопротивления газовой среды становится равной действующей силы тяжести: Fсопр = F. Приравняем обе части:  Тогда скорость оседания (падения) капли нефти в газовой среде (формула Стокса):  ,где μг - динамическая вязкость газа. Скорость оседания капли нефти из потока газа (отделение Н от Г) эффективно при υг = υн / 1,2. При 2 < Re < 500  и используется формула Аллена.При Re > 500  и используется формула Ньютона-Ритингера.6. Расчет производительности вертикального газосепаратора по газу и нефти. Пропускная способность вертикального сепаратора:  где Рсеп, Ратм – рабочее давление в сепараторе и давление при нормальных условиях, Па; Рсеп >Ратм; Рсеп=1-16атм Тнорм, Тсеп - температура в сепараторе и температура при нормальных условиях, К; D – диаметр сепаратора, м; z – коэффициент сверхсжимаемости. Для расчета пропускной способности горизонтального сепаратора используются те же формулы, но с небольшими отличиями. Так, для расчета необходимо знать площадь межфазной поверхности Н и Г (площадь зеркала нефти) F. Также надо знать истинную скорость подъема уровня нефти υн. Таким образом, в вышеизложенных формулах вместо πD2/4 используется F, которая определяется из графика зависимости F, υн = f (D). При больших скоростях течения расчеты уже ведут не для ламинарного потока(Re=1), а по формуле Алена при Re=2-500  Re>500 Ньютона-Риттингера:  7. Производительность гидроциклонного сепаратора. Формулы Аллена и Ньютона-Ритингера, условия их применения. Есть 4 допущения, на основе которых строится зависимость скорости осаждения частицы и сопротивления среды, в которой она осаждается Допущения: частица (твердая или жидкая) имеет форму шара движение газа в сепараторе установившееся движение частички принимается свободным скорость оседания частицы постоянная  (IV.20)Формула Аллена: При значениях числа Рейнольдса от 2 до 500 зависимость коэффициента сопротивления ξ представляется эмпирическим уравнением следующего вида:  Подставляя данное уравнение в формулу (IV.20) и решая ее относительно скорости осаждения wч, получим формулу Аллена:  (В знаменателе кинематическая вязкость U) Формула Ньютона-Ритингера: При значениях числа Рейнольдса >500 коэффициент сопротивления ξ для шарообразной частицы становится постоянным и равным 0,44. Подставляя это значение в формулу (IV.20), получим уравнение Ньютона — Ритингера:   Производительность гидроциклонного сепаратора Работа гидроциклонпых сепараторов основана на принципе использования силы инерции; в них происходит очистка нефти как от пузырьков газа, так и от твердых частиц. Нефтегазовая смесь, поступая в сепаратор (см. рис. 49) по касательной, движется в нем по спирали. Если окружную скорость частицы обозначить w, массу частицы m, а радиус кривизны спирали r, то сила инерции, действующая на частицу в направлении радиуса, выразится в виде:   (IV.45)Силе инерции Р противодействует сила сопротивления среды, возникающая при движении твердой частицы или пузырька газа, которая по закону Стокса равна  (IV.46)(Вывод формулы  )Приравняв формулы (IV.45) и (IV.46) и заменив массу частицы (газа, твердого вещества) в формуле (IV.45) произведением ее объема на плотность, получим составляющую скорости движения частицы, направленную по радиусу к оси циклона (для газа со знаком минус) и к стенке циклона (для твердого вещества со знаком плюс):  (IV.47)Диаметр циклонной головки D определяют по условной скорости нефтегазовой смеси U, отнесенной к полному поперечному сечению цилиндрической части циклона:  V - расход, нефтегазовой смеси, проходящей через циклон, в м3/cек. Отсюда V = ну и осталось в верхнюю подставить U из (IV.47) 8. Промысловые нефтегазовые сепараторы, их конструкции. Промысловые нефтегазовые сепараторы - это специальные устройства, которые применяются в нефтегазовой промышленности для разделения смеси нефти и газа на отдельные компоненты с разными физическими свойствами. Они позволяют разделить жидкую и газообразную фазы, удаляя из них примеси и твердые частицы. Конструкция промысловых нефтегазовых сепараторов может отличаться в зависимости от их размера, мощности, производительности и условий работы. Однако, все газосепараторы состоят из двух основных частей: газосепараторной зоны, нефтесепараторной зоны Газосепараторная зона служит для отделения газа от жидкости и состоит из верхней камеры с отверстием для выпуска газа и нижней камеры с отверстием для выпуска жидкости. Верхняя камера имеет коническую форму для ускорения скорости газа и облегчения его отделения от жидкости. Нефтесепараторная зона предназначена для отделения нефти от воды и состоит из верхней камеры для отделения нефти и нижней камеры для отделения воды. Верхняя камера также имеет коническую форму для обеспечения оптимального отделения нефти от воды. В сепараторе любого типа различают следующие четыре секции I — основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа; на работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (тангенциальное, радиальное, с использованием различного рода насадок — диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостного потока); II — осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции; для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять также с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти (см. дет. 3 на рис. 47); III — секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти за пределы сепаратора; нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом — в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций; IV — каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа за пределы сепаратора. 9. Продукция нефтяных скважин. Способы определения состава скважинной продукции в лабораторных условиях. Нефтяные скважины производят различные виды продукции, такие как нефть, газ, конденсат, вода и примеси. Для определения состава скважинной продукции в лабораторных условиях существует несколько способов, включая: 1 Определение содержания воды в пробах нефти и продукции скважин Содержание воды в нефтепромысловых пробах и товарной нефти оценивают в химико-аналитических лабораториях НГДУ как правило тремя способами (табл. 1). На аппарате Дина и Старка 100 г. нефти смешиваются с 100 мл толуола ( Ткип = 111 ºС) и подвергается кипению в течение 1 часа. Важные особенности этой методики: - приемники -ловушки для сбора выпаренной из нефти воды подбирают в зависимости от ожидаемой обводненности нефти: 25; 10; 5 или 2 см3. - верхний конец холодильной камеры закрывают ватным тампоном во избежание конденсации атмосферной влаги внутри вертикальной трубки. - объем воды в ловушке 0,03 см3 и менее считается следами воды; - порядок отключения установки: отключают подогрев нефти и только после остановки кипения отключают циркуляцию холодной воды. Принцип действия влагомеров постоянного действия Данный косвенный метод определения обводненности нефти в трубопроводе основан на разнице диэлектрической проницаемости нефти и воды. Безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость ε = 2,1- 2,5, в то время как этот параметр минерализованных вод достигает 80. Принцип действия влагомера основан на измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь.  10. Измерение продукции нефтяных скважин. Устройство АГЗУ, конструкция счетчиков ТОР-1 и СКЖ. Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. Счетчик ТОР-1 - это устройство для измерения объема нефти, протекающей через трубопровод. Счетчик ТОР-1 основан на использовании турбинного механизма, который вращается под действием потока нефти, и генерирует электрический сигнал, который преобразуется в объемную единицу измерения. Это позволяет измерять количество нефти, прошедшей через счетчик в единицах объема, например, в литрах или кубических метрах. СКЖ (Счетчик контроля жидкости) - это устройство, которое используется для измерения объема жидкости (обычно нефти или воды), протекающей через трубопровод. СКЖ основан на использовании датчиков расхода, которые измеряют скорость движения жидкости и объемную единицу измерения. Это позволяет измерять количество жидкости, прошедшей через счетчик в единицах объема. СКЖ (счетчик количества жидкости) предназначен для измерения массы сырой нефти (в дальнейшем - жидкость) в составе нефтегазоводяной смеси , поступающей из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти. 11. Технические средства для измерения параметров нефтяных скважин и продукции нефтепроводов: содержания воды и газосодержания. Основным образом, определение содержания воды осуществляется с помощью влагомеров. Существует 3 принципа, на которых основана работа влагомеров. Это: диэлькометрический метод, микроволновый метод, оптический, а влагомеры также делятся на поточные, лабораторные и мобильные. Диэлькометрический метод является косвенным методом определения водосодержания нефти, и основан на зависимости диэлектрической проницаемости ее компонентов. Газосодержание – Измеряется с помощью Озна-Квант-2 (мобильная версия АГЗУ Спутник-А), а также в АГЗУ устанавливаются АГАТ-1М и влагомер ЦВН-ГС, с помощью которых может быть определен газовый фактор по каждой скважине. Для измерения параметров нефтяных скважин и продукции нефтепроводов, таких как содержание воды и газосодержание, используются различные технические средства. Некоторые из них перечислены ниже: Газоанализаторы - это устройства, используемые для измерения газового состава продукции нефтяных скважин и нефтепроводов. Газоанализаторы могут измерять содержание газов, таких как метан, этан, пропан и бутан. Водомеры - это устройства, используемые для измерения количества воды в нефтяной продукции. Водомеры могут быть установлены на скважинах или на нефтепроводах, чтобы измерять содержание воды в потоке продукции. Датчики давления - это устройства, которые используются для измерения давления в нефтяных скважинах и нефтепроводах. Датчики давления могут помочь определить глубину залегания нефтяных пластов и контролировать производительность скважин. Кондуктометры - это устройства, используемые для измерения электропроводности воды в нефтяной продукции. Кондуктометры могут использоваться для определения содержания воды в нефтяной продукции. Инфракрасные анализаторы - это устройства, которые используются для измерения химического состава продукции нефтяных скважин и нефтепроводов, включая содержание воды. Инфракрасные анализаторы могут определять содержание воды на основе ее инфракрасного спектра. Ультразвуковые датчики - это устройства, которые используются для измерения уровня жидкости в нефтепроводах и резервуарах. Ультразвуковые датчики могут измерять уровень жидкости, который может быть использован для определения содержания воды в продукции. 12. Гравитационное разделение скважинной продукции на прослои с различным содержанием нефти, газа и воды. Методы изучения. Гравитационное разделение скважинной продукции - это процесс разделения нефти, газа и воды, получаемых из скважин, на основе их различной плотности. Этот процесс основывается на том, что компоненты скважинной продукции имеют различную плотность и поэтому разделяются при помощи гравитационной силы. Во время гравитационного разделения продукции из скважин она поступает в специальные емкости, где происходит ее разделение на три слоя: нефть, газ и воду. Эти слои разделяются на основе различия их плотности. Существует несколько методов изучения гравитационного разделения скважинной продукции: Использование специальных приборов - гравитационных разделителей, которые устанавливаются на скважинной установке. Гравитационный разделитель позволяет разделить скважинную продукцию на три фазы - нефть, газ и воду. Затем каждая фаза может быть измерена отдельно. Использование датчиков плотности для измерения плотности скважинной продукции в режиме реального времени. Этот метод позволяет определить долю нефти, газа и воды в продукции, исходя из их различных плотностей. Использование трехфазных сепараторов для разделения скважинной продукции на нефть, газ и воду. Трехфазный сепаратор позволяет эффективно разделить скважинную продукцию на три фазы во время добычи и определить их содержание. Применение анализа данных по профилю скважины (PLT) для определения продуктивности отдельных прослоев. PLT позволяет измерить давление, температуру и состав скважинной продукции на разных глубинах в скважине и тем самым установить продуктивность каждого прослоя. 13. Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов. Промысловые сборные трубопроводы - это сеть труб, предназначенная для транспортировки нефти, газа, воды или других жидкостей и газов на нефтегазоперерабатывающих и других промышленных объектах. Такие трубопроводы обычно состоят из отрезков труб, которые соединяются между собой с помощью фланцев, зажимов, сварки и других соединительных элементов. Классификаця: По назначению – на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы. Газопроводы как правило эксплуатируются при небольших давлениях, так как вязкость газа мала и небольшого перепада давления достаточно для транспортировки (Р=<10 Атм). В основном по ним движется ПНГ, но также выделяется вода (в виде конденсата) и жидкие УВ. Из-за этого в низинах они могут перекрывать трубопровод. Чтобы избежать этого в нижней части трубы просверливают отверстие, герметично соединяют с трубкой, в которой будет скапливаться конденсат. Периодически его откачивают. Диаметр газопроводов обычно 114-219 мм (больше 325 не бывает) Водоводы. Движется вода с примесями: гипсовые, карбонатные соли или корозионные элементы. Нефтепроводы располагаются от УКПН до ППСН (пункт предварительного сбора нефти). На УКПН нефть подготавливают до товарной кондиции. На ППСН проверяют качество нефти, но не влияют на него. 2. Вид транспортируемого флюида: - нефтепроводы, в которых давление насыщенных паров нефти Рнас составляет не более 66,7 кПа при температуре 37,8 ºС; - нефтегазопроводы – давление Рнас на уровне 200 кПа при 20 ºС. 3. По величине рабочего давления: - водоводы низкого давления – Рраб не более 1,6 Мпа (расположены от последних (буферных) отстойников УПСВ до КНС (кустовая насосная станция). Диаметры больше, чем у выс.Р (156 мм, против 100 мм); - водоводы среднего давления – Рраб от 1,6 до 2,5 МПа; - водоводы высокого давления – Рраб = 2,5 МПа и выше. Водовод низкого (1-2 атм) Р-ЦНС Водовод высокого Р(150-170 атм) Соответственно вод.низ.Р – вход, вод.выс.Р - выход ЦНС (центробежный насос секционный) это горизонтальный ЭЦН В редких случаях можно встретить безнапорные водоводы, когда движение воды происходит за счет силы гравитации. 4. По способу прокладки и монтажа водоводы делятся на: - подземные - обычно глубиной не менее 1,8 м (глубина промерзания грунта зимой); - наземные (это, как правило, в районах вечной мерзлоты); - подводные; - подвесные; - сварные и сборные. Применяемые материалы - стальные. Могут быть изнутри покрыты тонким слоем полиэтилена или стеклопластика для защиты от коррозии. В республике Татарстан стали изнутри футеровать стальные трубы полиэтиленовым «чулком». Их недостаток - деформация при температуре 80 ºС и выше. Также нежелательно применение в таких водоводах соляной кислоты. Снаружи водовод имеет две оболочки - внутренняя - из термостойкого материала для снижения теплопотерь, вторая - для защиты от коррозии. 5. По гидравлической схеме: |