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: 3 из 16

ДОП 7

г де г_н - давление, при котором производится опрессовка труб, МПа; D_m- номинальный внутренний диаметр трубы, мм; <т_доп - допускаемое напряже­ние, принимаемое равным 0,9о* (о* — нормативное напряжение растяжения материала трубы, принимаемое по минимальному значению предела текуче­сти); (р - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый но формуле:


ь ! •л»


21


д от УПВ

ie коллек-

юсть дос-


<р ‘1-0,75


-0,5


(3.2)


скважины

1едующие

насосных

гательных


ми расче-


где Ест - абсолютное значение напряжений определяемых ио расчетным на­грузкам и воздействиям.

Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и назем­ных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта напряжения от воздействия температуры и внут­реннего давления Р_в„.


вии с пра-

ляют тру-

: темпера-

сом деист-


прочность альной, но


<уле:

(ЗЛ)


ЛПа; £>_вк -


5 напряже-

)астяжения

2ла текуч е-


Y<7 = ±(3.3) — 4 А' ’

где а - коэффициент линейного расширения (а = 12-10'⁶ 1/°С);

Е- модуль упругости металла, равный 2,1 ТО"⁵ МПа;

Af — температурный перепад, принимаемый положительным при нагре­вании.

Толщину труб следует принимать не менее 1/140 величины наружного диаметра труб и не менее 4 мм. Расчетная толщина стенки округляется в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб.

3.1. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПРОДУКЦИИ

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки "нефти и воды состоит из следующих элементов, которые представлены на рисунке 3.1.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых за­мерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по трубопроводам перекачивается до узла первичного за­мера и учета продукции (выкидные линии).

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДПС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (пер-


?*•


•S'

И"


•••

■

I

£

22

вая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточ­но высокодисперсной водотазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды (сборный коллектор).

Элемент 3. ДНС - газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из сепараторов, являющихся первой ступенью сепарации, отбирается

в23

газосборную сеть под давлением узла сепарации.


дез

ыы


а»с:

лье

О -

/эел

нив


Элемент 4. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДПС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтя­ных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС - установка предварительного сброса воды (УЛСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного

качества.

Элемент 6. УПСВ - КНС. Отделившаяся вода необходимою качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами по­дается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН - установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т. к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая - для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды - КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельномутрубопроводу транспор­тируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС - нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насо­сами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

В основу схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максималь­ном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.


У-


Ж

24

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем. Например:

1. 
   Первая ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуще­ствляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени се­парации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять тре­бованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
   
2. 
   На месторождении размещается сепарационная установка без сбро­са воды.
   

Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополни­тельной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлак- ская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным хими­ческим сырьем.

На практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.

Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т. д. От особенностей химического состава нефтей зависит направление их перера­ботки: нефти, содержащие больше светлых фракций и меньше серы, перера­батываются по топливной схеме (производство моторных, реактивных и ди­зельных топлив), а нефтесмесь, типа усть-балыкской, содержащая больше масляных фракций - по топливно-масляной схеме.

Лекция 4. ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной сис­теме сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию по­дачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерског

о

л

*ч


£:


■tx

ie-

;е-

>е-

iee

х>-

1ву

ни-

ак-

ми-

I на


25

пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении ава­рийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые за­мерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спу тник Б».

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-8-400», «Спутник А40-14-1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая -- число подключенных к групповой установке скважин, третья - наибольший измеряемый дебит в м³/сут.

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключаютцего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема установки «Спутник А» приведена па рисунке 4.1.


йти

ю и


Рисунок 4.1 — Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»



26

Продукция скважин но выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин ти­па ПСМ-1М, после которого по общему коллектору 2 через отеекатель OKI -4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замер­ный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по тру­бопроводу 5 проходит через поворотный затвор ПЗ, смешивается с замерен­ной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в сборный коллектор 3.

Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воз­действует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться че­рез счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гйдро- цилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подклю­чается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкрет­ных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки ме­сторождения.

27

В установке «Спутник Л» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При от­сутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за опреде-

л енный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении

в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КО 1-4, давле­ние в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-3 и ОКГ-4 пада­ет, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4.

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в пере­ключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных - за счет отсекателей, установленных на выкиде; механизированных — за счет отключения электропривода.




На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции сква­жин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «Спутник Б-40-24/400». Первая модификация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая - 24.

В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены: возмож­ность раздельного сбора обводненной и не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, а также до­зирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА-СП-40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Установки типа БИУС-40 (рис. 4.2) разработаны в чегырех модифика­циях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40 4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин

.

ч

28

Установки БИУС-40 состоит из технологического блока и блока управ­ления.

Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважин и трубопро­воду 11 поступает в сепарационную ёмкость 1, где происходит отделение га­за от жидкости. Газ отводится в выходной трубопровод 9 и смешивается с жидкостью. Расход газа для замера газового фактора, определяется перенос­ным дифманометром по диафрагме 4. При определенном уровне накоплен­ной в сепараторе жидкости поплавок через систему рычагов перекрывает за­слонку 3 на газовой линии и давление в сепараторе повышается. При дости­жении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода 15, клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением продавливается через счегчик ТОР-1- 150 16 в выходной трубопровод.

Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расхода­ми, указанными в документации счетчика. При определенном нижнем уровн

е

29

поплавок через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается, клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию и никл повторяется. Счетчик ТОР-1-50 интегратором суммирует замеренные сли­ваемые порции жидкости и преобразовывает их объёмы в электрический сигнал, регистрируемый в счетчике блока управления. При повышении или понижении допустимого давления на установке электро-контактный мано­метр 14 с блоком управления формирует аварийный сигнал, загорается лам­почка в блоке управления, и при наличии КП телемеханики сигнал может пе­редаваться в диспетчерский пульт. Предохранительный клапан 2 не допуска­ет превышение рабочего давления внутри емкости. Обогреватель 8 и венти­лятор 10 обеспечивают в зимнее время нормальную работу установки. Пере­городка 5 и сетка 17 защищает турбинку счетчика от инородных гел. Ино­родные тела и парафин, накопленные в грязевом отсеке, периодически сбра­сываются через задвижку 6 в выходной трубопровод. Решетка 18 служит для очистки газа от капельной жидкости. При необходимости отключения уста­новки продукция скважины направляется по байпасу закрытием задвижек 13 и 7 и открытием задвижки 12.

1. 
   РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТЕЙ
   

Процесс разгазирования нефтей может происходить уже непосредст­венно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давле­ния насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных зрубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточ­ной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектро­химических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.

При разгазировании нефтей для каждых условий (давления и темпера­туры), поддерживаемых на определенном участке системы сбора или подго­товки нефти, сохраняется определенное соотношение между газообразной и




30

жидкой фазами, обычно выражаемое через рабочий г азовый фактор (или га­зовое число):

G₀=V_m/V„,

где 1- объем газа в нормальных кубических метрах, выделившийся из объ­ема нефти V „ при р и Т в трубопроводе (или сепараторе).

Эта характеристика имеет важное значение во многих технологических процессах, в частности, например, для определения минимально допустимых значений давления в системе сбора и транспортирования газонефтяных сме­сей, исключающих крупномасштабные пульсации потока, расчетов парамет­ров работы сепарационных установок и установок подготовки нефти.

Чем выше давление и ниже температура перекачки при данном газовом факторе системы, тем меньше газовый фактор G_n.

Процесс разгазирования нефтей, который происходит без отведения га­за или жидкости из системы, называется контактным или однократный про­цессом разгазирования. При атом суммарный состав системы нефть — газ ос­тается постоянным, так как обе фазы все время контактируют. На сепараци­онной установке нефтяной газ от ступени к ступени обогащается тяжелыми фракциями, хотя суммарный объем газа выделившегося из нефти, меньше, чем при однократном контактном разгазировании.

Считают, что выделение газа из нефти в пористой среде (пласте) при­ближается к дифференциальному процессу, тогда как разгазирование нефти в подземных трубах и промысловых коммуникациях и аппаратах близко к кон­тактному процессу.

2. 
   ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ НА ГРАНИЦЕ НЕФТЬ - ГАЗ
   

П оверхностное натяжение системы — это сила внутреннего давления, втягивающая молекулу внутрь жидкости и направленная перпендикулярно к её поверхности.

31

Внутреннее давление жидкости - ото следствие межмолекулярного взаимодействия. Чем полярнее вещество, гем силы взаимодействия молекул выше и тем больше поверхностное натяжение системы.

Например, внутреннее межмолекулярное взаимодействие (давление) воды составляет 1480, а бензола - только 380 МПа. Отсюда следует, что по­верхностное натяжение воды на границе с воздухом (паром) составляет 72,75'10 ³ Дж/м² при г - 20 °C, а бензола - (28,9' 10 ³ Дж/м²).

Сила, действующая на единицу длины границы раздела фаз и обуслов­ливающая сокращение поверхности жидкости, называется силой поверхно­стного натяжения, или просто поверхностным натяжением (Н/м). Дзя того чтобы увеличить поверхность жидкости, необходимо затратить работу, свя­занную с преодолеванием сил внутреннего давления. При повышении темпе­ратуры поверхностное натяжение жидкостей снижается приближенно по прямолинейному закону. При критической температуре исчезает различие между граничащими фазами, и поверхностное натяжение становится равным

нулю.

Следовательно, чем легче нефти подвергаются процессу рад азирова- ния, тем меньшим поверхностным натяжением они обладают на границе с газом.

3. 
   П ЕНИСТОСТЬ НЕФТЕЙ
   

Замечено [4], что появление в сепарационных установках над поверх­ностью разгазируемой нефти слоя малоподвижной пены приводит- к резкому повышению количества капельной нефти в отводящем газе и сохранению в нефти на выходе из сепаратора значительного количества растворенного и окклюдированного газа.

О бъяснение снижения эффективности работы сепарационного обору­дования авторы [4, 5] видят в том, что появление слоя пены на границе кон­такта нефть - газ затрудняет процесс испарения нефти. 11ри определенной высоте этого слоя кинетическая энергия пузырьков газа может быть недоста-

32

точной для преодоления механической прочности структурированных пле­нок нефти, образующих каркас пены. Это приводит к ее дальнейшему росту («набуханию»), что может в конечном итоге привести к забиванию всего объема сепаратора пеной.

Снижение производительности оборудования (увеличении времени пребывания газонефтяной смеси в сепараторе) или уменьшение перепада давления на входе в аппараты (т. е. применении соответствующих конструк­ций сепарационных установок) иногда исключает образование повышенного слоя пены на границе контакта нефть - газ.

Для некоторых газированных нефтей эффективная работа сепарацион­ных установок возможна только после их предварительной обработки в сис­теме сбора специально подобранными реагентами - аптипенными присадка­ми.

4. 
   ОБЩИН ВОПРОСЫ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ
   

Пены - высококонцентрированные дисперсные системы, газообразная дисперсная фаза которых составляет 99 % и более от общего объема систе­мы, а жидкая дисперсионная среда распределяется между деформированны­ми плотно упакованными пузырьками или ячейками газа в виде пленок раз­личной толщины.

Все жидкости обладают той или иной пенообразующей способностью. Однако устойчивость образующейся пены для различных жидкостей может колебаться от долей секунды до многих суток.

Еще в 1880 г. Квинке установил, что «чистые» жидкости не образуют устойчивой концентрированной пены.

Специфика действия антипенных присадок, в частности, силиконовых, в углеводородных средах еще недостаточно исследована. Но существуют оп­ределенные требования, которых следует придерживаться при подборе или создании эффективной ангипенпой присадки для борьбы с ценообразованием углеводородных систем, например, нефтей.