DSC06890.ВОРД.. T Fx л

• Название: T Fx л
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 7.55 Mb.
• Имя файла: DSC06890.ВОРД..doc
• Тип: Курс лекций; #428334
• страница: 2 из 16

?.♦




II

кулярной к плоскости сдвига. Коэффициент пропорциональности называется динамической вязкостью //. Отношение динамической вязкости р к плотно­сти называется кинематической вязкостью.

Динамическая вязкость дегазированной нефти растет с увеличением плотности нефти и уменьшается с ростом температуры. При наличии в нефти растворенного газа вязкость нефти снижается и может быть определена по эмпирической формуле (На с):

А/

" lgpO + (0,5 + 0,0002’ ⁽¹’³⁾

где р — динамическая вязкость дегазированной нефти, Па-с; Г_р - количество растворенного в 1 м³ нефти газа, м³/м³.

Лекция 2. СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для выпол­нения следующих операций:

1. 
   измерение дебитов нефти и газа;
   
2. 
   транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам;
   
3. 
   сепарация нефти от газа;
   
4. 
   отделение нефти от свободной пластовой воды;
   
5. 
   деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти;
   
6. 
   стабилизация нефти;
   
7. 
   очистка и осушка нефтяного газа;
   
8. 
   очистка пластовой воды.
   

Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из системы трубо­проводов, замерных и сепарационных установок, резервуарных парков, уста­новок комплексной подготовки нефти и воды, насосных и компрессорных станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкид­ными линиями. Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении - составом и физическими свойствами неф-

«*.

ти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой рас­положения скважин, рельефом местности.

2.1. СИСТЕМЫ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И

ГАЗА

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транс­порта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капи­тальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых неф­тяных месторождений.

Организация крупных централизованных сборных пунктов значитель­но упрощает' схемы нефгегазосбора отдельных промыслов и создает благо­приятные условия для их объединения в более крупные административно- хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их об­работка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на раз­бросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глу­бокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

Разработан ряд герметизированных систем нефгегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и транспорт газонасыщенной нефти на большие рас­стояния, измеряемые десятками километров, ПОД Давлением, достигающим (60 - 70)-10^s н/м² (Па). Это внесло коренные изменения й установившиеся зрадицИи при обустройстве новых нефТяШйх месторождений и значительно улучшило технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом.

13

2.2 РАЗВИТИЕ СИСТЕМ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам неразрывно свя­зано с равитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположен­ных на расстоянии 200 - 300 м от устья скважин. При этом после разделения и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по са­мостоятельным трубопроводным коммуникациям. Нефть самотеком направ­лялась в емкости сборных пунктов и далее насосами перекачивалась в сырье­вые резервуары, а газ компрессорами подавался на газобензиновый завод. Соответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили на­звание систем раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они характери­зуются низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах, мноючислен- ностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и значительными потерями газа и легких фракций нефти. В 1948 г. на промыслах объединения Азнефть стала внедряться новая прогрес­сивная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. 1 . Бароня- ном и С. А. Везировым.



смаамммы

Рисунок 2.1 - Система сбора нефти и газа Баропяпа-Везиров

а
Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промы­слового сборного пункэа под повышенным давлением порядка (5 — 6)-10⁵ н/м². По этой схеме протяженность выкидных линий и сборных коллекторов, по ко­торым осуществляется совместный сбор и транспорт нефти и газа, составляет 2-3 км, а иногда на морских промыслах она достигает 7-8 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств.

Если на устье фонтанных скважин 1 давление больше 0,6 МПа, то не­посредственно у скважин устанавливают сепараторы 2, отделяющие нефтя­ной газ при давлении 0,5 - 0,6 МПа, который направляют на газораспредели­тельный пункт для подачи на газобензиновый завод (Г’БЗ).

Нефть от скважин по выкидным линиям поступает на групповую за­мерную установку 3, где поочередно измеряют дебит нефти и газа каждой скважины при давлении 0,4 - 0,5 МПа. К одной групповой установке под­ключают до восьми скважин.

От групповых установок продукция скважин поступает на сборный пункт. С помощью вакуум-компрессоров 9 продукцию глубинно-насосных скважин направляют в сепаратор 5, где происходит сепарация при давлении 0,1 МПа. Г аз при этом осушают в осушителе газа 4 и направляют на прием компрессоров высокого давления 11 и после сжатия и отделения конденсата в-сепараторе 10 подают в компрессорные скважины 13^-или на ГБЗ. Нефть проходит горизонтальные отстойники 6, где от нее отделяется пластовая вода и Песок, а затем поступает в сборные резервуары 7 для дополнительного от­стоя. Газовое пространство отстойников и сборных резервуаров соединено с приемной линией вакуум-компрессоров, что предотвращает потери нефти от испарения




На устье скважин или на групповых установках в продукцию скважин вводят реагонт-деэмульгатор для лучшего отделения воды в озстойниках в15

зависимости от стойкости нефтяных эмульсий.

Из отстойников пластовая вода вместе с песком понадасг и песколовки 8, где песок осаждается, а пластовая вода по лоткам направляется в нефтело­вушку, в которой из воды улавливается нефть.

Нефть из сборных резервуаров с помощью насосов перекачивается на установку подготовки нефти, а если в этом нет необходимости, то в товарный парк.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного ин­ститута и распространена на трубопроводы протяженностью, измеряемой де­сятками километров, и работающие под давлением, достигающим (60 - 70)-10⁵ н/м². В 1958 г. на промыслах объединения Грознефть был осуществ­лен первый промышленный эксперимент по совместной перекачке нефти и газа по трубопроводу диаметром 0,075 м и длиной 18 км с замером всех не­обходимых параметров. После соответствующей обработки эксперименталь­ных данных и изучения условий работы трубопроводов, проложенных по сильно пересеченной местности, совместный транспорт нефти и газа стал применяться на всех новых месторождениях объединения Грознефть. Диа­метры трубопроводов, по которым осуществляется совместный транспорт нефти и газа, стали достигать 0,5 м, а их протяженность 20 - 40 к.м. На всех новых месторождениях объединения Грознефть были внедрены высокона­порные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией нефти и газа на сборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтегазоносного района. При любой другой системе сбора и перекачки такого количества нефтяного сырья пришлось бы проложить значительно больше трубопроводов и по­строить компрессорные и насосные станции.

16 \\	1 3Ji
Аг{	£

1л 1


Рисунок 2.2 - Система сбора нефти и газа Грозненского нефтяного института: 1 - фонтанная скважина высокого давления; 2 - групповая замерная установка; 3 - сепаратор первой ступени; 4 - газоперерабатывающий завод; 5 - центральный сепарационный пункт; 6 - установка комплексной подготовка нефти

Расчет экономической эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений объединения Грознефть показал, что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2,5 %, а га­за на 30 %.


S5


V


Унок 2.3 - Система сбора нефти и газа института Гипровостокнефть



17

Существенно модернизирована напорная герметизированная система нефтегазосбора Г'ипровоегокнефти. Эта система нефтегазосбора предусмат­ривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей до технологических установок по подготовке нефти и газа на расстояние до 100 км и более.

Кроме того, этой системой предусматривается использование энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессор- ного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстоя­ния. Продукция нефтяных скважин подается на фупповые замерные уста­новки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта про­дукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени газ за счет давления в сепараторе направляется к потребите­лям, а нефть с оставшимся растворенным газом - на централизованный сбор­ный пункт. На этом пункге осуществляются окончательная двухступенчатая сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты.

В результате многоступенчатой сепарации нефти и газа, применения высокопроизводительных гидроциклонных сепараторов, раздельного сбора чистой и обводненной нефти, герметичного способа деэмульсации газона­сыщенных нефтей и других прогрессивных технических и технологических решений достигнуто уменьшение капитальных вложений на строительство сепарационных установок в 3 - 5 раз и значительное сокращение расходов на подготовку нефти.

Институтом Татнефтепроект показана эффективность развития совме­стного сбора и транспорта нефти и газа в условиях низких буферных давле­ний и механизированной добычи нефти, запроектирована для месторождений Татарии напорная нефтегазосборная система с применением дожимных на­сосно-компрессорных станций в двух вариантах: когда расстояние до гаю-





I »•*

18

бензинового завода не превышает 30 - 40 км и когда оно может лостшап 80 — 100 км. Принципиальной разницы между этими вариантами нет. Отли­чаются только давления в сепараторах первой ступени. В псриом варианте эти давления составляют (4 - 5)-10⁵ н/м², а во втором - (7 - 10) 10⁵ н/м².

По этой схеме продукция скважин при давлении на буфере (4 — 5)-1О⁵ н/м² сначала поступает на групповые автоматизированные замер­ные установки, рассчитанные на обслуживание от 18 до 24 скважин, и далее на дожимные насосно-компрессорные станции. Газонефтяная смесь насос- компрессорами подается в сепараторы первой ступени, расположенные на расстоянии 5 — 8 км от станции. Отделившийся газ под давлением сепаратора направляется на газобензиновый завод, а нефть, с оставшимся в ней газом, транспорз ируется по трубопроводу протяженностью 6 - 10 км на промысло­вый сборный пункт, где осуществляются вторая ступень сепарации и соот­ветствующая подготовка нефти. Если давление на устьях скважин достаточ­но высокое, то их продукция поступает в сепараторы под собственным дав­лением. ■

Лекция 3. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразде­ляются на виды.

1. 
   По назначению — нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефтью и i-dзом может двигаться рг пластовая вода.
   
2. 
   По функции — выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии - это трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных уста­новок. Коллекторы — это трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам.
   
3. 
   По величине рабочего давления — низкого давления до 1,6 МПа, среднего дав ления от 1,6 до 2,5 Ml la и высокого давления выше 2,5 Ml la.
   

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопровод

ы

низкого давления могут быть напорными и самотечными. Если и самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объ­ема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возмож­но в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск.

4. 
   По гидравлической схеме работы - простые и сложные. Простые - трубопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспор­тируемой среды по всей длине. Сложные - трубопроводы, имеющие различ­ные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопро­воды можно разбить на участки, каждый из которых является простым тру­бопроводом.
   
5. 
   По способам прокладки — подземные, назземные и подводные.
   

Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин, для

подвески оборудования в скважине и прокладки трубопроводов по террито­рии промысла.

Основные группы труб: 1 -- насосно-компрессорные (НКТ); 2 - обсад­ные; 3 - бурильные; 4 - для нефтепромысловых коммуникаций.

Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные, горячекатанные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическо­му сопротивлению:

трубы стальные бесшовные, горячедеформированные наружным диа­метром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2,5 мм и более сталь 10; ЮГ 2;

- 20, 12ХН 2А и др.);

трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов диа­метром от 159 до 820 мм (сталь К34, К50, К60 и др.);

для выкидных линий могут применяться гибкие непрерывные колонны

груб.

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначе­ны для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно­транспортным организациям, а также для перемещения се в технологических
20

установках, а трубопроводы системы ППД - для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефге- и газосборные коллек­торы являются частью общей системы сбора, и их общая протяженность дос­тигает сотен километров только лишь по одному промыслу.

Трубопроводы, по которым подается вода в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления, подразделяются на следующие категории: подводящие, прокладываемые от УПВ до кустовых насосных станций (КНС); разводящие, прокладываемые от КИС до нагнетательных

скважин.

Диаметры всех трубопроводов определяются гидравлическими расче­тами.

Трубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с пра­вилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение составляют тру­бопроводы для пара, эксплуатируемые с Р_абс < 0,2 МГ1а, для воды с темпера­турой до 120 °C, временно устанавливаемые трубопроводы со сроком дейст­вия до 1 года и некоторые другие.

Расчет трубопроводов для системы сбора на механическую прочность сводится к определению толщины стенки, которая была бы минимальной, но в тоже время не допускала разрушения труб при эксплуатации.

Минимальная толщина стенки трубы рассчитывается по формуле:

Р„Р.,

2 ■ (7 ■ й> ’