Файл: Методические указания по выполнению практических работ для студентов направления 20. 04. 01 Техносферная безопасность.pdf

11 3. Самотёчные выкидные линии и сборные коллекторы не рассчи- таны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью.
4. В самотёчных системах скорость потока жидкостей низкая, по- этому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.
5. Потери нефти от испарения лёгких фракций и газа при самотёч- ной системе достигают 3% от общего объёма добычи нефти. Основные ис- точники потерь нефти при самотёчной системе сбора нефти – негермети- зированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сбор- ных пунктах и в товарных парках.
6. Самотёчные системы сбора нефти трудно поддаются автоматиза- ции.
7. При самотёчной системе сбора нефти требуется большое количе- ство обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).
Преимущество самотёчной системы сбора нефти, газа и воды – срав- нительно точное измерение объёмов продукции каждой скважины, осу- ществляемое при помощи мерников или трапов, и газа – при помощи рас- ходомера. Перечисленные недостатки самотёчной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не ис- пользуется, а на старых площадях реконструируется.
Пример. Определить максимальную нагрузку на вертикальный сепаратор диаметром 1,6 м по жидкости, если газовый фактор нефти при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К равен G(p) = 100 нефти (объем га- за приведен к нормальным условиям), обводненность добываемой продук- ции В = 0,5.
Решение
Максимальная пропускная способность вертикального сепаратора по газу при давлении в сепараторе 0,6 Мпа и температуре 293 К составит (все поперечное сечение вертикального сепаратора занято потоком газа)
6 10 303
,
0 293 4
6
,
0 2
6
,
1 14
,
3 6
10 05
,
57 4
2 6
10 05
,
57

=



=




p
p
D
гп
Q

(м
3
/
сут).
Из технической характеристики вертикальных сепараторов известно, что пропускная способность сепараторов по газу с рабочим давлением 0,6
Мпа и диаметром 1,6 м равна 0,670·10 6
м
3
/сут. Это в 2,21 раза завышено по сравнению с рекомендацией полученной из ограничения максимальной

12 скорости потока (не более 0,1 м/с) газа в гравитационном сепараторе при давлении 0,6 МПа и температуре 273 К. Поэтому для дальнейших расчетов пропускную способность сепаратора по газу принимают 303 000 м
3
/сут.
По определению
( )
( )
,
/ н
Q
p
г
Q
p
G
=
где Q
г
(p) – объемный поток газа, выделившегося из нефти при дав- лении и температуре в сепараторе (объем газа приведен к нормальным условиям), м
3
/сут; Q
н
– объемный поток нефти, поступающей в сепаратор, м
3
/сут. Если известно G(p) и найдено Q
г
(p), то
Q
н
= 303 000/100 = 3030м
3
/сут.
Так как обводненность продукции равна 50 %, то максимальная нагрузка на сепаратор по жидкости составит
Q
ж
= 3030/0,5 = 6060 м
3
/сут.
Определим допустимую нагрузку на сепаратор по жидкости для за- данных условий
(
)
6065 293 5
,
0 1
100 4
6
,
0 2
6
,
1 14
,
3 6
10 05
,
57
=

−



=
жп
Q
(м
3
/сут).
Расчет дает сразу же нужный результат, расхождение на 5 м
3
/сут вы- звано округлениями при расчете.

13
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №3
Анализ работы герметизированных высоконапорных систем
сбора
Цель работы: изучение общих положений, технологических схем герметизированных высоконапорных систем сбора с его составляющими, их классификация.
Задачи практической работы:
1. Изучить классификацию высоконапорных герметизированных систем
сбора и подготовки нефти.
2. Изучить технологические схемы герметизированных высоконапорных
систем сбора с ее составляющими.
3. Оценить преимущества и недостатки герметизированных систем сбо-
ра нефти, газа и воды.
Порядок выполнения практической работы:
1. Изучить классификацию высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти.
2. Изучить технологические схемы герметизированных высоконапорных систем сбора и определить наименования объектов.
3. Проанализировать набор трубопроводов, оборудования и установок тех- нологических схем и сделать выводы.
4. Описать схему движения нефти, газа и воды от скважин до потребителя по одной из схем.
5. Определить преимущества и недостатки герметизированных систем сбора нефти, газа и воды.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
Имеется несколько разновидностей высоконапорных герметизиро- ванных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектирова- нии высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать:
1) величину и расположение нефтяного месторождения;
2) рельеф местности;
3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды;
4) местонахождение месторождения (суша или море).
Герметизированные системы сбора, зависящие от величины и
расположения нефтяного месторождения
Нефтяные месторождения по площади можно подразделить на большие (30х60 км
2
), средние (10х20 км
2
) и малые (до 10 км
2
). Месторож- дения могут быть вытянутыми (рис. 3, а), иметь круглую (рис. 3, б) или эл- липтическую (рис. 3, в) форму. В зависимости от площади и формы нефтя- ного месторождения система сбора нефти, газа и воды может существенно

14 изменяться. Анализ схем показывает, что набор трубопроводов, оборудо- вания и установок один и тот же, но расположены они по-разному. Поэто- му опишем только схему движения нефти, газа и воды от скважин до по- требителя, приведённую на рисунке 3, в.
Рисунок 3 – Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной систе- мы сбора нефти, газа и воды. 1 – эксплуатационные скважины; 2 – выкидные линии;
3 – АГЗУ «Спутник»; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ; 6 – УПН; 7 – автоматизиро- ванная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС; 9 – нагнетательные скважины;
10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод;
16 – дожимная насосная станция (ДНС)

15
Продукция эксплуатационных скважин 1, под собственным давлени- ем направляется в выкидные линии 2, а из них – в АГЗУ «Спутник» 3. В
«Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, по- лучаемые от каждой подключённой скважины, затем эта продукция сме- шивается и направляется в сборный коллектор 4. Из сборного коллектора
4, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепа- раторы первой ступени, смонтированные на площадке ДНС 16. Газ из се- параторов ДНС по газопроводу 14 подаётся на ГПЗ 15, а нефть и вода насосами по сборному коллектору 4 направляются на УПН 6, находящую- ся на значительном расстоянии от ДНС (10-20 км). На УПН 6 окончатель- но разделяются нефть, газ и вода. Вода с УПН 6 поступает па УПВ 5, из которой насосами подаётся на кустовую насосную станцию КНС 8. Насосы высокого давления 8 нагнетают отделённую от нефти воду в нагнетатель- ные скважины 9. Газ с УПН 6 подаётся по сборному газопроводу 14 на
ГПЗ 15, а товарная нефть направляется через автоматизированную замер- ную установку 7 сначала в трубопровод товарной нефти 10, а из него в парк товарных резервуаров 11. Из товарных резервуаров нефть подаётся на приём насосов головной насосной станции 12, а оттуда – в магистральный нефтепровод 13. Если товарная нефть, проходящая через замерную уста- новку 7, окажется некондиционной (завышенное содержание солей или воды), то она будет снова подана на УПН.
Герметизированные системы сбора нефти, зависящие от релье-
фа местности
Рисунок 4 – Схема герметизированной двухтрубной высоконапорной си- стемы сбора нефти, газа и воды для сильно гористой (всхолмлённой) местности.
(1 –16 см. обозначения на рисунке 3)
Если рельеф местности месторождения гористый или всхолмлённый, то в этом случае существенным изменениям подвергается трубопровод для

16 сбора добываемой продукции. Чаще всего рекомендуется вместо одного трубопровода большого диаметра укладывать два трубопровода меньшего диаметра равновеликих по площади большому. Это важно для получения высоких скоростей потоков (1,5-2,5 м/с), предотвращающих образование в повышенных местах рельефа местности так называемых «газовых меш- ков», которые приводят к значительным пульсациям давления в системе сбора и к срыву нормального режима работы сепарационных установок,
УПН и УПВ (рис. 4).
В трубопроводе большого диаметра (рис. 5) вследствие пониженной скорости потока (0,2-0,3 м/с) в повышенных местах газ выделяется из жид- кости (сепарация), а в трубопроводе малого диаметра вследствие большой скорости потока выделения газа из жидкости в повышенных местах мест- ности не происходит.
Герметизированные системы сбора парафинистой нефти
Нефти по содержанию парафинов по массе классифицируются на:
Малопарафинистые – не менее 1,5% парафиновые – от 1,5 до 6% вы- сокопарафинистые – более 6%
Высокопарафинистые нефти с содержанием парафина 25% и выше при незначительной потере теплоты в процессе добычи быстро теряют по- движность.
На рисунке 6 приведена герметизированная схема сбора высокопа- рафинистых нефтей с прежними цифровыми обозначениями оборудования и установок кроме буквы П, обозначающей места установки путевых подо- гревателей.
Рисунок 5 – Поток газожидкостной смеси в сборном коллекторе большого и малого диаметра
Путевые подогреватели, как правило, устанавливаются на выкидных линиях 2 (П1), на сборных коллекторах 4 (П2) и на магистральных трубо- проводах 13 (П3).
На магистральных трубопроводах 13 путевые подогреватели П
3
устанавливают через каждые 100-150 км трассы. По тепловой мощности путевые подогреватели П
1
< П
2
< П
3

17
Рисунок 6 – Схема герметизированной системы сбора парафинистой нефти:
П
1
, П
2
, П
3
– соответственно путевые подогреватели на выкидных линиях, сборных коллекторах и магистральном нефтепроводе
Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:
1. Полное устранение потерь лёгких фракций нефти, доходящих до
3% от объёмов добычи нефти в негерметизированных системах.
2. Значительное уменьшение возможности образования и отложе- ния парафина на стенках труб.
3. Снижение металлоёмкости системы.
4. Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание си- стемы.
5. Возможность полной автоматизации сбора, подготовки и кон- троля за качеством товарной нефти.
6. Возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счёт давлений на устьях сква- жин.
Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и неко- торые недостатки, основные из которых:
1) невысокая пока точность измерения дебита нефти и воды по от- дельным скважинам, осуществляемая при помощи автоматов на установ- ках «Спутник2»;
2) повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилин- дром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин;
3) преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье, так как потенциальная энергия сжатого газа используется не полностью;
4) при бескомпрессорном и компрессорном способах добычи нефти –

18 необходимость увеличения подачи газа в затрубное пространство (на 20-
40%) для подъёма одного и того же количества нефти, если давление на устье скважин вместо обычных 0,3-0,4 МПа поддерживать на уровне 1,0-
1,5 МПа.
Пример гидравлического расчета нефтегазосборных сетей
Основная задача, возникающая при гидравлическом расчете трубо- проводов, транспортирующих нефтегазовые смеси, – определение перепа- дов давления. Расчетное уравнение для «рельефных» нефтепроводов запи- сывается в следующем виде:
см
Трсм
P
P
P

+

=

,
(3.1) где
см
P

– перепад давления, обусловленный весом столба газожидкост- ной смеси, а для горизонтального трубопровода данный член отсутствует.
Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением нефтегазового потока, можно определять по формуле, подобной формуле
Дарси-Вейсбаха:
см
см
см
Трсм
v
D
l
P





=

2 2
,
(3.2) где
см

– коэффициент гидравлического сопротивления, который нахо- дится следующим образом: при Re см
< 2300
см
см
Re
64
=

(3.3) при Re см
>2300 2
)
4
,
1
Re
8
,
1
(
1
−



=
см
см
g
l

(3.4)
Число Рейнольдса для смеси определяется так:
см
см
см
D
V


=
Re
(3.5)
Кинематическая вязкость двухфазного потока
см

определяется по формуле Манна:
ж
г
см





−
+
=
1 1
,
(3.6)

19 где

– расходное объемное газосодержание двухфазного потока
н
г
г
Q
Q
Q
+
=

,
г
Q
и
н
Q
– соответственно объемный расход газа и нефти при средних давлении и температуре в трубопроводе.
Плотность нефтегазовой смеси

см определяется из выражения:
г
н
см






+
−

=
)
1
(
,
(3.7) где
н

и
г

– соответственно плотность нефти и газа при средних давлении и температуре смеси в трубопроводе;

– истинное газосодержание нефти; определяется как отношение площади сечения потока, занятого газо- вой фазой
г
S
, к полному поперечному сечению пото- ка
S
, то есть
н
г
г
г
S
S
S
S
S
+
=
=

(3.8)
Истинное газосодержание

зависит от физических свойств нефти и газа, их расхода, диаметра и наклона трубопровода. Закономерности изме- нения

от указанных выше параметров устанавливаются только опытным путем при помощи мгновенных отсечек потока или просвечиванием труб гамма-лучами. Истинное газосодержание меняется от 1 до 0, при

= 1, по трубопроводу течет один только газ, а при

= 0 – одна жидкость.
Средняя скорость газожидкостной смеси определяется из выражения
S
Q
Q
V
ж
г
см
+
=
,
(3.9) где
г
Q
и
ж
Q
– соответственно объемные расходы газа и жид- кости, отнесенные к среднему давлению и тем- пературе в трубопроводе, м
3
/с.
Общий перепад давления в «рельефном» трубопроводе, обусловлен- ный гравитационными силами (геодезическими отметками) и силами тре- ния смеси, определяется из уравнения:
,
1 1




−


+

=

n
cn
cn
n
n
n
Трсм
g
Z
g
Z
P
P


(3.10) где
n
Z
и
cn
Z
– высоты отдельных восходящих (подъемов) и нисходя- щих (спусков) участков трубопровода;
n

и
cn

– истинная плотность смеси соответственно на подъемах и спусках, определяется из формул

20
г
n
ж
n






+
−
=
)
1
(
,
г
cn
cn
ж
сn






+
−
=
)
1
(
;
(3.11)
(3.12) при восходящем потоке
см
n
v
1 1 +
=


,
(3.13) при нисходящем потоке:
см
cn
v
1 1
1 1
+
−
−
=


(3.14)
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №4
Анализ систем промыслового сбора природного газа
Цель работы:
Изучение общих положений, технологических схем систем промыс- лового сбора природного газа с его составляющими, их классификация.
Задачи практической работы:
1. Изучить классификацию систем сбора газа.
2. Изучить схемы систем сбора газа с ее составляющими.
3. Оценить преимущества и недостатки систем сбора газа.
Порядок выполнения практической работы:
1. Изучить классификацию систем сбора газа.
2. Описать комплекс сооружений для подготовки газа.
3. Сделать выводы о наиболее применяемой системе сбора, обязательно с обоснованием.
4. Описать формы и способы подключения газосборной сети.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
Существующие системы сбора газа классифицируются:
- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;
- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
- по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготовки га- за различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.
При индивидуальной системе сбора (рис. 7,а)каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после кото- рого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг