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.
|
|
Г о Г H , (2.6) где Н - кинематическая вязкость газонасыщенной нефти, м Г - кинематическая вязкость растворенного в нефти газа, принимаемая равной 1,5-10 -7 , мс О - кинематическая вязкость дегазированной нефти при температуре определения Нм н О - коэффициент, рассчитываемый по формуле p н B Г O O ; 2 10 14 , 3 3905 , 0 10 ) 10 09 , 20 17 , 86 ( 3 ; 5 в 150 , 1 ; 13 Превышение сепаратора G-1 над буферной емкостью БЕ сходится по зависимости Б n i i 1 2 o z H g 2 g 2 d l z (2.7) где z C - геодезическая отметка нижней образующей С, при которой обеспечивается самотечный переток жидкости из Св БЕ, м О - геодезическая отметка оси насосов НС, м. Обозначение остальных величин в (2.7) аналогично обозначениям в формуле (2.1). Различие состоит лишь в том, что применительно к (2.7) все величины относятся к трубопроводу между Си БЕ. Трубопроводы между отдельными технологическими объектами на площадке ДНС ив особенности между буферными емкостями и насосами проектируется с уклоном в сторону последующего объекта, без изгибов в вертикальной плоскости для предотвращения образования в трубах газовых пробок. ДНС проектируется блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала. При эксплуатации ДНС на них могут возникать технические осложнения специфического свойства, обусловленные особенностями перекачиваемых промысловых жидкостей и наличием на площадке станций таких объектов, как сепараторы Си буферные емкости БЕ. Выше уже отмечалось, что сепараторы предназначаются для отделения свободного газа от газожидкостного потока на входе ДНС, а буферные емкости - для успокоения однофазного потока жидкости на входе в насосы. Нередко в определенные периоды эксплуатации станций эти аппараты не справляются с возложенными на них функциями либо из-за ошибок проектирования, либо в результате появления каких-либо дополнительных факторов, которые нельзя было предвидеть на стадии проектирования. В общем случае негативные последствия вызываются недостаточной пропускной способностью установленных на станциях сепараторов, снижением эффективности их работ и недостаточным объемом существующих буферных емкостей. Все это приводит к работе насосов КС в неблагоприятных условиях - некачественное отделение газа 14 от жидкости провоцирует в насосах постоянную кавитацию, а не сглаженные пульсации потока разрушают гидравлическую и механическую части насосных агрегатов. Для снижения пульсаций потока обычно идут путем увеличения числа буферных емкостей или сепараторов, либо одновременно обоих видов аппаратов. Увеличение числа сепараторов в этом случае используется из тех соображений, что оно снижает общую загрузку сепараторов, увеличивает время пребывания жидкости в них и тем самым повышает качество отделения газа от нефти. В итоге выходящий из сепаратора поток жидкости становится более спокойными более дородным по фазовому составу. Однако простое увеличение буферных емкостей и сепараторов не всегда дает желаемый эффект, так как пульсации потока и некачественное отделение газа от жидкости могут происходить из-за перегруженности сепараторов. Снижение загрузки сепараторов по газовой фазе может быть достигнуто несколькими способами - увеличением числа сепараторов - увеличением развитости внутренних поверхностей сепараторов - применением коллектора-гасителя пульсаций потока - использованием сепараторов с раздельным вводом газа и жидкости - разделением газожидкостного потока на газовую и жидкую фазы в подводящем трубопроводе сепараторов. Опыт показывает, что простое увеличение числа сепараторов позволяет лишь несколько снизить пульсации потока, ноне дает заметного повышения эффективности сепарации. Так, согласно [9] увеличение времени пребывания жидкости в сепараторах враз (что равносильно соответствующему увеличению количества сепараторов) практически не влияет на повышение эффективности сепарации. Оставшийся в жидкости газ из нее не удаляется и кавитация насосов не предотвращается. Аналогичные результаты дает увеличение развитости внутренних поверхностей сепараторов, то есть увеличение числа и площади наклонных полок, перегородок и тому подобных элементов внутри сепараторов, которые предназначены для лучшего отделения газа от жидкости за счет движения жидкости по полкам в виде тонкого слоя. Повышение развитости поверхностей в 5-6 з приводит к дополнительному извлечению из нефти только 10-15% оставшегося в ней газа [9]. Заметно лучшая картина наблюдается при использовании коллектора-гасителя пульсаций потока [5], который состоит из труб- секций, расположенных водной вертикальной плоскости и соединенных между собой перемычками (см. рис. 2.2). 15 Коллектор-гаситель устанавливается непосредственно перед сепаратором и через него проходит пульсирующий газожидкостный поток, состоящий из более или менее выраженных чередующихся газовых и жидкостных пробок. При прохождении через коллектор- гаситель жидкостной пробки часть жидкости по перемычкам сразу сливается в нижнюю секцию I, a другая часть проходит в компенсатор- буфер II и лишь затем, после прохождения газовой пробки, также поступает в нижнюю секцию. В нижней и средней секциях регулирующей аппаратурой поддерживается определенный уровень жидкости, предотвращающий прорыв газа в нижнюю жидкостную секцию и заброс нефти в верхнею газовую секцию. В результате преодоления газожидкостным потоком разветвленной сети каналов коллектора-гасителя пульсации потока значительно гасятся предварительное разделение потока на жидкость и газ до поступления его в сепаратор существенно облегчает дальнейшее отделение газа от жидкости в сепараторе. Это повышает эффективность сепарации. Кроме отмеченного, при использовании коллекторов-гасителей наблюдается повышение производительности сепараторов на 30%, что дает возможность при реализации данного способа не только добиться благоприятных условий работы для насосов ДНС, но и заметно снизить затраты и расход металла на сооружение сепарационной установки ДНС. В сепараторах с раздельным вводом газа и жидкости (рис) используется такой же принцип работы, как ив коллекторах-гасителях, что наглядно видно на рисунке. Применение таких сепараторов находит достаточно широкое распространение. Последний из рассматриваемых способов повышения эффективности отделения газа от нефти состоит в применении устройства предварительного отбора газа (УПО). Данное устройство размещается непосредственно перед сепаратором и представляет собой вытянутую в горизонтальном направлении емкость, состоящую из трех участков восходящего, горизонтального и нисходящего (рис. Восходящий участок наклонѐн к горизонту пол углом 43°, нисходящий имеет угол наклона не менее 8°. В УПО, благодаря его особой конструкции, происходит разделение газожидкостного потока на газовую и жидкостную фазы после УПО в нефтегазовый сепаратор подается только жидкая фаза с относительно небольшим количеством оставшегося в ней свободного газа. В результате в нефтегазовый сепаратор поступает практически однофазный не пульсирующий поток жидкости с минимальным содержанием свободного газа. Это способствует более качественному отделению от жидкости газовой фазы и, соответственно, предотвращению кавитации насосов ДНС. 16 Рис 2.2. Коллектор – гаситель пульсаций потока Рис 2.3. Сепаратор с раздельным вводом нефти и газа Рис 2.4. Схема устройства предварительного отбора газа 17 УПО разработано для использования на первых ступенях сепарации, размещаемых, как правило, на ДНС, и является одним из основных средств повышения эффективности сепарации на дожимных насосных станциях. Устройства предварительного отбора газа широко применяются на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 мм 3. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ ЦЕНТРАЛЬНЫХ ПУНКТОВ СБОРА НЕФТИ Центральные пункты сбора нефти (ЦПС) находятся в конце промыслового нефтесборного коллектора и непосредственно примыкают к головным сооружениям магистральных нефтепроводов. На ЦПС сырая неподготовленная к транспорту на НПЗ нефть подается на установку подготовки нефти (УПН), затем с УПН - в резервуарный парк товарной (готовой к транспорту) нефти. Технология подготовки нефти на ЦПС обычно ориентируется на максимальное использование естественного давления нефтяных пластов, давления насосов механизированной добычи нефти, а при наличии ДНС – давления насосов данных станций. Этим достигается значительная экономия на сбор продукции скважин и подготовку нефти. Исходя из отмеченного, насосные станции и насосные установки на ЦПС применяются в ограниченных масштабах. В общем случае на ЦПС могут иметь место следующие виды насосных станций в зависимости от их назначения - НС для технологических перекачек на установках подготовки нефти - НС для внутрирезервуарных перекачек внутри ЦПС: - НС для перекачки товарной нефти с установок подготовки нефти. Функции всех видов НС стараются совмещать водной станции, объединяя все необходимые насосы водном блоке. Помимо отмеченных насосных станций на ЦПС может располагаться НС внешней перекачки – насосная станция, ведущая откачку товарной нефти из ЦПС либо в магистральный нефтепровод резервуары его головных сооружений, либо в межпромысловый нефтепровод. Все НС проектируются блочными, автоматизированными и заводского изготовления. Выбор типа насосов станций ЦПС выполняется в зависимости физико-химических свойств жидкости и требуемых параметров перекачки - давления перекачки, необходимого напора и производительности, режима движения потока. Количество рабочих насосных агрегатов определяется характеристиками подобранных насосов и максимальным объемом жидкости, поступающей на конкретную станцию. При этом суммарная 18 производительность рабочих насосов для любой НС ЦПС должна отвечать условию работы насосов в течение 23 часов в сутки. Для насосных станций внутрирезервуарной перекачки товарной нефти количество рабочих насосов регламентируется ВНТП 3-85 [14] более определенно в зависимости от их производительности - при производительности до 1000 м 3 /сут - 1 агрегат - при производительности от 1001 м 3 /сут и выше – не менее двух агрегатов. Количество рабочих насосов для НС перекачки некондиционной нефти принимается по производительности станции, назначаемой в размере 25% от суточного объема жидкости, проходящего через сырьевые резервуары УПН (резервуары некондиционной нефти, не отвечающей требованиям к транспорту по магистральным нефтепроводам. Количество резервных насосов на станциях определяется по числу рабочих насосов на них. При числе рабочих насосов от 1 до 5 принимается один резервный. Соответствующее обоснование например, перекачка агрессивных жидкостей) допускает увеличение резерва. Для НС, работающих периодически, резервные агрегаты нормами технологического проектирования [14] не предусматриваются. В рамках дальнейшего осуществления политики экономии, энергоресурсов пластовые воды, отделенные на ЦПС от нефти, подается в систему заводнения пластов без использования насосов. 19 Раздел второй НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ Насосные станции магистральных нефтепроводов располагаются по трассам магистралей примерно через каждые 100-150 км и предназначаются для сообщения перекачиваемой нефти энергии в виде напора, который впоследствии расходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления трубопроводов. Насосные станции данного вида не являются самостоятельными технологическими объектами, а входят в состав других более крупных технологических образований. Такие образования для краткости также часто называют "насосными станциями, но назначение их более широкое они помимо перекачивающих агрегатов (насосов и приводящих их двигателей) содержат ряд дополнительный объектов, обеспечивающих транспорту нефти требуемый уровень надежности, технической и экологической безопасности. Исходя из отмеченного, данные образования именует "нефтеперекачивающими станциями" (НПС). На магистральных нефтепроводах встречается три разновидности нефтеперекачивающих станций - головные нефтеперекачивающие станции или ГНПС; - промежуточные нефтеперекачивающие станции или ПНПС; - конечные пункты магистральных нефтепроводов - КП. Головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), в свою очередь, подразделяются на ГНПС магистрального нефтепровода и ГНПС эксплуатационного участка нефтепровода. ГНПС магистральных нефтепроводов располагаются в самом начале магистралей и служат для приема нефти с нефтяных промыслов и подачи ее в магистральные трубопроводы. Неотъемлемым объектом станций этого вида является резервуарный парк. Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) размещаются по трассе нефтепровода через каждые 100-150 км и служат для возобновления энергии транспортируемого потока, сообщая ему напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления следующего участка трубопровода, лежащего между данной ПНПС и последующей станцией. На нефтепроводах достаточно больший протяженности (800 км и более) управление процессами перекачки заметно усложняется. 20 Поэтому для облегчения управляемости перекачкой, а также для локализации возможных опасных возмущений потока (гидроудары и т.п.), протяженные магистрали развиваются на отдельные участки длиной 400- 600 км. В голове каждого такого участка устанавливается нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком – ГНПС эксплутационного участка. В результате нефтепроводы большой протяженности как бы разбиваются на несколько последовательно соединенных самостоятельных нефтепроводов малой протяженности. Управление подобными "нефтепроводами" (эксплутационными участками) намного упрощается, а любые гидродинамические возмущения потока гасятся в резервуарных парках ГНПС соседних эксплутационных участков. В рассмотренном состоит основное назначение ГНПС эксплуатационных участков нефтепроводов. Конечные пункты (КП) нефтепроводов находятся в конце магистралей, служат для приема нефти из трубопроводов и подачи ее либо на нефтеперерабатывающие заводы, либо на другие виды транспорта, иногда - в другие нефтепроводы. 5. ГОЛОВНЫЕ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 5.1. Технологические схемы головных нефтеперекачивающих станций Как отмечалось ранее, головные нефтеперекачивающие станции бывают двух видов - ГНПС магистрального нефтепровода и ГНПС эксплуатационного участка нефтепровода. Различаются данные станции преимущественно назначением и расположением их в технологической цепочке магистрального транспорта. В остальном эти станции имеют много общего. В частности, им присущ практически один и тот же состав основных технологических объектов, а также почти идентичные технологические схемы. По отмеченным характеристикам отличие между рассматриваемыми станциями наблюдается лишь в количестве однотипного оборудования, используемого на томили ином объекте ив широте выполняемых этим оборудованием функций. ГНПС магистрального нефтепровода включает в себя следующие технологические сооружения резервуарный парк, подпорную насосную станцию, основную насосную станцию, узел учета нефти, узел предохранительных устройств, узел регуляторов давления и камеру пуска скребка узел подключения станции к трубопроводу. Перечисленные объекты соединяются между собой внутристанционными трубопроводами и образуют единую систему, принципиальная схема которой изображена на рис. 5.1. 21 Под технологической схемой нефтеперекачивающей станции понимается схема технологической обвязки основных объектов станции, которая объединяет данные объекты водно целое и придает им определенные функциональные возможности. Технологическая схема ГНПС разрабатывается на основе норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86), которыми для станций данного вида предусматриваются следующие технологические операции - прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк - отбор нефти из резервуарного парка и подача ее в магистральный нефтепровод - одновременное осуществление приема нефти и подачи ее в нефтепровод - перекачка через резервуарный парк (для удобства приемо- сдаточных операций - перекачка с подключенной емкостью. При осуществлении любой из перечисленных операций в работе находится резервуарный парк (РП). Он составляет один из наиболее важных объектов станции и предназначается, как минимум для трех целей. Основное назначение его – выполнение роли буфера между нефтепромысловыми объектами и объектами магистрального транспорта нефти. Резервуарный парк компенсирует возникающий время от времени разбаланс производительностей промыслов и магистралей. Тем самым магистральным нефтепроводам обеспечивается относительно стабильный режим работы. Вторая роль, отводимая резервуарному парку, - роль аварийной емкости, в которую принимается нефть, поступающая с промыслов при аварии на ГНПС или магистрали. Третье назначение резервуарного парка - емкость для приема нефти, откачиваемой из поврежденной магистрали. С помощью такой откачки сокращаются аварийные потери нефти, и уменьшается экологический ущерб от аварий. В общем случае поток нефти движется через ГНПС по направлениям, указанным на рис стрелками. При входе на станцию нефть проходит через узел предохранительных устройств УП, который защищает трубопроводы и технологическое оборудование станции от повышенного давления. Защита состоит в сбросе части нефти из приемного трубопровода ГНПС в резервуарный парк, когда давление в трубопроводе достигает максимально допустимого значения. 22 Рис. Принципиальная технологическая схема Г Н П С 23 После узла предохранительных устройств нефть поступает на узел учета нефти УУ, где с помощью специальныхсчетчиков измеряется ее количество, поступающее с промыслов. Из резервуарного парка нефть подается в магистральный нефтепровод через целый ряд технологических объектов. Непосредственная подача нефти в нефтепровод осуществляется насосами основной насосной станции (НС. Этими же насосами создается основная часть напора, за счет которого нефть движется до последующей станции нефтепровода. Подпорная станция (ПНС) в рассматриваемом процессе играет вспомогательную роль. Она ведет отбор нефти из резервуарного парка и подает ее на вход основной НС с необходимым напором (подпором, предотвращающим возникновение кавитации в насосах НС. Перед поступлением в нефтепровод нефть после НС проходит узел регулирования давления УР и камеру пуска скребка КП. Узел регулирования давления предназначен для регулирования производительности станции и давления на ее выходе. Регулирование осуществляется методом дросселирования с помощью регуляторов давления или регулирующих заслонок, которые могут приводится в действие либо "вручную" (от нажатия кнопки на щите управления станции, либо от системы автоматики. В последнем случае сигнал на прикрытие или приоткрытие дроссельного органа формируется системой автоматики в зависимости отчисленного значения ряда параметров, контролируемых системой автоматического регулирования (CAP) станции. К таким контролируемым параметрам, в частности, относятся |