2 Пособие по дисциплине. 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных
 Скачать 5.31 Mb.
|
|
3 ВВЕДЕНИЕ Современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред - газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных. Данное положение сохранится ив будущем, благодаря универсальности, надежности и сравнительно низкой себестоимости трубопроводного транспорта. Особенно велика роль этого вида транспорта в нефтяной промышленности ив связанных с ней отраслях, где основным сырьем и готовым продуктом являются жидкие углеводороды, перемещаемые в больших количествах на значительные расстояния как внутри отдельных производств, таки от производителей к потребителям. Основу всех систем доставки и перемещения жидкостей по трубопроводам составляют различного вида насосные станции. В районах добычи нефти это кустовые насосные станции (КНС) и дожимные насосные станции (ДНС), станции центральных пунктов сбора нефти (ЦПС). С помощью КНС производится закачка воды в нефтеносные пласты и вытеснение нефти на поверхность. Дожимные насосные станции извлеченную на поверхность нефть доставляют на ЦПС, где с помощью станций центрального пункта сбора осуществляется подготовка нефти к транспорту на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). До НПЗ нефть транспортируется по магистральным трубопроводам нефтеперекачивающими станциями (НПС) нефтепроводов. Продукты переработки нефти доставляются потребителям перекачивающими станциями нефтепродуктопроводов, перевалочных и распределительных нефтебаз. Главным объектом всех упомянутых выше станций является НС - собственно насосная станция, состоящая из насосов и приводящих их двигателей, а также вспомогательного оборудования, обеспечивающего насосами двигателям нормальные условия работы. Надежное и экономичное функционирование всех звеньев добычи и доставки углеводородов потребителям в значительное мере зависит от уровня проектирования и эксплуатации НС, а также крупных образования, включающих в себя насосные станции – КНС, ДНС, НПС и т.д. Данный вывод следует из роли станций в системах добычи, транспорта, переработки и распределения углеводородов и из значительной доли затрат, приходящихся на станции в данных системах, которая по капиталовложениям доходит до 25%, по эксплуатационным расходам - до 40%. 4 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ НАИБОЛЕЕ ЧАСТО ВСТРЕЧАЮЩИХСЯ ВЕЛИЧИН - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода - скорость течения жидкости в трубопроводе, мс g - ускорение свободного падениям с - коэффициент местного сопротивления, расположенного на трубопроводе Н - требуемый подпор насосов или допустимая высота всасывания насосов, м - плотность жидкости, кг/м 3 ; h qon - допустимый кавитационный запас центробежного насоса для рассматриваемой жидкости, м - коэффициент кинематической вязкости жидкости, мс Q - объемная производительность насоса или трубопроводам с n - частота вращения вала насоса, мин 2 - разность геодезических отметок конечного и начального сечений трубопроводам Раздел первый НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИИ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ Промысловые насосные станции классифицируются по назначению. Различают три вида станций - насосные станции для транспорта продукции скважин по территории месторождений от скважин до центральных пунктов сбора нефти - насосные станции (насосные установки, обеспечивающие функционирование центральных пунктов сбора нефти, где осуществляется подготовка нефти к транспорту на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); - насосные станции для закачки воды в нефтеносные пласты через нагнетательные скважины и добычи таким способом нефти. Приведенная классификация насосных станций нефтяных промыслов является самой общей. На отдельных месторождениях она может иметь несколько иной вид. В частности, наряде промыслов отсутствуют станции для закачки воды в нагнетательные скважины. Их роль выполняют высоконапорные погружные насосы водозаборных скважин, которые ведут прямую перекачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные. Такой вариант обычно применяется на тех месторождениях, где для заводнения нефтяных пластов используют подземные воды. Встречаются и другие отличия от приведенной выше общей классификации. В зависимости от условий работы станций на них используются насосы различных типов. Тип насосов определяется в основном свойствами перекачиваемой жидкости. Промысловые жидкости, транспортируемые насосными станциями, не являются в полном смысле нефтями. Это смесь различных жидкостей, газов и твердых включений. Жидкая часть продукции скважин представлена жидкими углеводородами (собственно нефть) и водой, содержание которой в общем объеме продукции может составлять от нуля до 90-95%. Состав попутного нефтяного газа добываемого совместно с нефтью, варьируется в широких пределах не только для различных месторождений, но и для одного итого же месторождения в различные годы его эксплуатации. Плотность газовых смесей при этом обычно находится в интервале 0,7-3,5 кг/м 3 6 Достаточно разнообразны и твердые включения. Количественная и качественная характеристика их имеет широкий спектр. Данные включения содержат в различных соотношениях частицы горных пород, выносимых потоком из скважин, окалину трубопроводов и технологического оборудования, а также твердые углеводороды в виде парафинов, церезинов, асфальтенов, смолистых веществ итак далее. Естественное различие нефтей по вязкости и плотности дополняет общую картину физико-химических свойств промысловых жидкостей. Столь большое разнообразие продукции скважин приводит к необходимости применения на промысловых НС насосов различных типов, так как каждый тип насосов предназначен для перекачки определенных видов жидкостей и имеет свою область рационального применения. На промысловых насосных станциях в основном используют центробежные насосы и две разновидности объемных насосов - поршневые и роторные. Центробежные насосы находят применение при перекачке больших объемов нефти ив тех случаях, когда не требуется большие напоры. Их применяет в основном на крупных месторождениях с маловязкой жидкостью. Перекачка вязких нефтей производится объемными насосами. При этом роторные насосы, как правило, используются для перекачки нефтей повышенной вязкости ив тех случаях, когда производительность НС должна быть достаточно высока. Из центробежных насосов на промыслах наибольшее распространение получили насосы типов АЯП, КСМ, МС, НК, НД, НМ, ЦНС. В Западной Сибири в последнее время предпочтение отдается преимущественно насосам ЦНС. Маркировка насосов расшифровывается следующим образом Н - нефтяной К - консольный с подшипниковым кронштейном С - секционный М - моноблочный МС - многосекционный Д - двухстороннего входа (рабочее колесо двухстороннего входа ЦНС - центробежный, нефтяной, секционный. В маркировке насосов помимо буквенных обозначений приводятся группы цифр, с помощью которых сообщаются более детальные технические характеристики машин. Цифровые обозначения вносятся в маркировку двумя различными способами. При одном из них общая маркировка насоса выглядит следующим образом 8 НД - х. Здесь первая цифра (8) соответствует диаметру входного патрубка насосав миллиметрах, уменьшенному враз и округленному. 7 Вторая группа цифр (10) представляет коэффициент быстроходности насоса, уменьшенный в десять рази округленный. Последняя группа цифр (5) отражает число ступеней насоса. Аналогично насосам НД маркируется и другие типы насосов. Например, насосы НК и МС. При втором способе маркировки вводимые в нее цифровые обозначения соответствует основным технологическим характеристикам насосов. Например НМ -200-120-120 . Первая группа цифр (200) здесь указывает на подачу насоса, выраженную в кубических метрах в час, вторая (120) - также на подачу ив тех же единицах, но только при сменном роторе на пониженную подачу. Последняя группа цифр (120) дает информацию о напоре, развиваемом насосом в метрах столба перекачиваемой жидкости. Рассмотренные центробежные насосы используется для перекачки промысловой нефти с содержанием твердых взвешенных частиц в количестве не более 0,2% и размером не более 0,2 мм. В отличие от центробежных объемные насосы находят на нефтяных месторождениях значительно меньшее применение, и это в основном поршневые насосы. Наиболее распространены поршневые насосы типов У, 9МГр, НТ-150, ГР. Все эти насосы грязевые. Они не рассчитаны на перекачку нефти и, соответственно, не в полной мере отвечает условиям работы промысловых НС. В частности, мощность данных насосов заметно превосходит потребную на промысловых станциях, габариты и вес их чрезмерно высоки. Некоторые конструктивные элементы насосов, например уплотнения, не выдерживает длительного контакта с нефтяной средой и быстро выходят из строя. Перечисленные обстоятельства заставляют по возможности избегать применения данных насосов для внутрипромысловой перекачки продукции скважин и заменять их либо на центробежные, либо на роторные насосы. Среди роторных насосов наиболее распространены винтовые МВН-1,5; МВН-6; МВН-10; ВН-50; ЭНН-120-5; ЭНВ-32/25; 2ВВ- 500/10. Реже применяются шестеренчатые или роторно-зубчатые насосы типа РЭ. Ограниченное использование последнего типа насосов объясняется необходимостью более тщательной очистки для них перекачиваемой жидкости от механических примесей по сравнению с винтовыми. А это в условиях промыслов не всегда возможно и рационально. 8 2. ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ Дожимные насосные станции (ДНС) осуществляет перекачку нефти по нефтесборному коллектору внутри территории нефтяного месторождения. В коллектор нефть поступает из скважин через сеть трубопроводов, составляющих нефтесборную систему. ДНС используется на месторождениях, имеющих большую площадь, когда скважины значительно удалены от промысловых установок подготовки нефти и давления в них недостаточно для самотечного поступления нефти на установку подготовки. ДНС также применяются на месторождениях, где осуществляется сбор и подготовка нефти в газонасыщенном состоянии. Нефть движется по промысловым трубопроводам совместно с газом, который частично растворен в нефти, частично находится в свободном состоянии. Присутствие газа в нефти и наличие в трубопроводе газожидкостной смеси существенно усложняет транспорт продукции скважин по территории месторождения, а наличие на ДНС в основном центробежных насосов делает его практически невозможным, так как при попадании в центробежные насосы газожидкостной смеси в насосах возникает срыв подачи и кавитация. Для обеспечения внутрипромысловому транспорту нефти благоприятных условий работы на ДНС помимо собственно НС предусмотрен еще ряд технологических объектов. Технологическая взаимосвязь их с НС показана на рис. 2.1, представляющего собой принципиальную технологическую схему дожимной станции, Типовая технологическая схема ДНС предусматривает два режима работы станции - основной и аварийный. При основном режиме работы продукция скважин проходит ДНС по технологической цепочке, расположенной на рис сверху, то есть через С, БЕ и НС. Поступавшая в сепаратор С газожидкостная смесь разделяется в нем на газ и жидкость. Разделение происходит при давлении порядка 0,4- 0,5 МПа. При этом от смеси отделяется лишь свободный газ, растворенный остается в жидкости, которая таким образом становится газонасыщенной. Выделившийся газ отводится из Си по газопроводу направляется в систему сбора и подготовки попутного газа. Жидкость покидает Св однофазном газонасыщенном состоянии и поступает в буферную емкость БЕ, которая выполняет роль успокоителя потока перед подачей его на вход насосов НС. Применение БЕ диктуется необходимостью снижения неблагоприятного динамического воздействия на рабочие органы насосов 9 Рис. 2.1. Технологическая схема ДНС пульсаций потока жидкости, которые всегда возникают при движении двухфазных смесей по трубопроводами в газосепараторах. После БЕ нефть поступает на прием насосов НС и далее в коллектор систем сбора и транспорта нефти. По коллектору нефть доходит либо до следующей ДНС, либо до установки подготовки нефти. При аварийных ситуациях (разрыв коллектора после ДНС, повреждение трубопроводов ДНС, авария на НС и т.д.) нефть проходит ДНС по технологической цепочке, изображенной на рис внизу, то есть через КСУ, АЕ и НС. На концевой сепарационной установке КСУ продукция скважин полностью дегазируется. Выделившийся газ сжигается на аварийном факеле Фа дегазированная жидкость поступает в аварийную емкость ДЕ. После ликвидации аварии первоначально откачивается нефть из АЕ, а затем возобновляется нормальный режим работы ДНС. Технологическая схема ДНС содержит еще ряд объектов, неуказанных на рис. 2.1. Это, во-первых, аппараты предварительного обезвоживания нефти, в которых происходит отделение основной части пластовой воды от продукции скважин с последующим возвратом ее в пласт для поддержания пластового давления, Во-вторых, блоки замера количества поступающих на ДНС воды, нефти и газа. В-третьих, иные объекты, функционирование которых не влияет напрямую на состояние, и работу насосной станции ДНС. 10 Подбор оборудования и аппаратуры ДНС, а также все связанные с этим технологические расчеты выполняются на основе данных материального баланса месторождения. При этом используются сведения по количеству, физическим свойствами химическому составу жидкой и газовой фаз, воды и нефти, добываемых на месторождении и поступающих на ДНС. Производительность и мощность ДНС рассчитывается по максимальной производительности подключенных к станции скважин. Производительность проектируемой ДНС, не должна превышать 3 млн.т/год по общему количеству жидкости на станции. Исходя из этого требования ВНТП 3-85 определяется количество скважин, подключаемых к станции, и производится подбор насосов для ДНС. Требуемый напор насосов находится по результатам гидравлического расчета нефтесборного коллектора. При проектировании ДНС осязательно выполняется компоновка аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке и последующего блочного строительства станции. Аварийные технологические емкости АЕ предусматриваются, как правило, горизонтальными и на рабочее давление, соответствующее давление сепарации газа от нефти (жидкости) в С. Единичный объем используемых в настоящее время аварийных емкостей составляет 200 м. Общий объем всех аварийных емкостей рассчитывается на прием максимального количества жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов при среднем максимальном дебите скважин, подключенных к ДНС. При горизонтальных аварийных емкостях АЕ концевые сепарационные установки КСУ на технологической схеме станции отсутствуют и жидкость в АЕ поступает из С. Если по расчету требуется более шести аварийных емкостей объемом 200 м, то вместо них принимаются резервуары типа РВС с единичным объемом не болеем. При этом обязательно предусматривается концевая сепарационная установка КСУ, состоящая из горизонтального сепаратора. В этом случае технологическая схема ДНС приобретает вид, изображенный на рис. При размещении ДНС на месторождениях, расположенных в заболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты и пустынях, суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС принимается из расчета часовой производительности станции по поступающей на нее жидкости количество резервуаров и их номинальный единичный объем определяется технико-экономическими расчетами. Расчетная производительность сепараторов КСУ, при их использовании на ДНС, принимается соответствующей сепарации 11 максимального объема жидкости, поступающей на станцию. Размещение КСУ на площадке выбирается таким, чтобы обеспечивался самотечный слив разгазированной жидкости из КСУ в резервуары АЕ. Для самотечного слива КСУ обычно сооружают на постаменте достаточной высоты, компенсирующей все виды потерь напора между КСУ и АЕ. Аналогичное решение используется для реализации самотечного слива жидкости из буферной емкости БЕ и сепаратора С. Расчет взаимных превышений объектов в технологической цепочке "С - насосы НС, способствующих самотечному движение жидкости, начинается с конца цепочки. При этом необходимое превышение БЕ над насосами НС определяется с учетом создания насосам бескавитационного режима работы g p P H g 2 g 2 d Н 1 n i i 1 Б, (2.1) где Н Б - превышение нижней образующей горизонтальной емкости БЕ над осью насосов НС, м - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода между БЕ и насосами l - протяженность трубопровода между БЕ и насосами, м d - внутренний диаметр рассматриваемого трубопроводам- скорость жидкости в трубопроводе, мс g - ускорение свободного падениям с Н - требуемый подпор насосов при перекачке газонасыщенной нефти, м qon H C S h g p P H ; (2.2) Р С - давление сепарации в нефтегазовом сепараторе С, П Н - плотность газонасыщенной нефти, кг/м 3 : h qon - допустимый кавитационный запас насоса для газонасыщенной нефти, м. Входящая в (2.2) Н может быть рассчитана по формуле (2.33), полученной V p K 1 V p p p 5 , 0 r Н (2.3) где р О - плотность дегазированной нефти при температуре перекачки, кг/м 3 ; р Г - плотность газа, растворенного в нефти при условиях сепарации в 0-1, кг/м 3 ; 12 V - газосодержание нефти (количество газа, растворенного водном кубическом метре нефти) при условиях сепарации в См м ) 1000 T 7 , 3 1 ( 10 322 , 1 K 3 r ; Т - температура газонасыщенной нефти, К. Значение h qon удобно находить по формуле (2.4), приведенной в [13]. h H h h Kp t B gon gon , (2.4) где h qon. В - допустимый навигационный запас насоса при перекачке им воды, м Н Кр t - термодинамическая поправка, измеряемая в метрах и определяемая по формуле 442 , 0 H C 2 Kp t p P 10 957 , 5 H ; h - вязкостная поправка, измеряемая в метрах и определяемая по формуле g 2 ) 5 , 4 ( h 2 B Re lq 42 , 4 v ; (2.5) Re - число Рейнольдса для входного патрубка насоса В - скорость нефти во входном патрубке насосам с. Число Рейнольдса в (2.5) определяется по вязкости газонасыщенной нефти, для расчета которой может быть рекомендована зависимость. н 0 |