Предложения по интенсификации процесса подготовки нефти

Применение депульсаторов потока на вводе газожидкостной смеси в УПН

Требования к работе узла ввода.

Эффект расслоения потока в конечном участке подводяшего трубопровода должен быть сохранён и использован, при вводе продукции скважин в сепаратор должен быть плавным, спокойным, с минимальным перепадом давления, что предотвращает её дополнительное диспергирование и вспенивание и решающим образом влияет на эффективность разделения в сепараторе.

Выполнение требуемых условий ввода ГЖС обеспечивается за счёт создания необходимых гидродинамических условий в зоне предварительного разделения и отбора газа, которая состоит из трёх элементов:

• а) узла распределения ГЖС по сепараторам;
• б) узла предварительного сброса газа (депульсатора);
• в) узла ввода продукции в сепаратор.

Распределение ГЖС по сепараторам.

При проектировании сепарационных узлов особое внимание должно быть уделено вопросу равномерного распределения ГЖС по сепараторам. При коллекторной схеме подключения сепараторов, применяемой на большинстве месторождений, как равномерную нагрузку аппаратов и её регулирование осуществить практически невозможно. Установлено, что перегрузки сепараторов по газу или жидкости могут достигнуть 300−400%.

Наиболее целесообразно исключить неравномерность распределения ГЖС по аппаратам путём упрощения технологических схем сепарационных узлов за счёт формирования их из автономных сепарационных установок, каждая из которых подключается к отдельному подводящему коллектору.

Автономные установки состоят из 1−2 аппаратов, объёмы которых соответствуют нагрузкам по каждому потоку.

Поскольку нагрузки трубопроводов, подводящих продукцию с различных участков месторождения, неодинаковы и непостоянны, то для выравнивания рабочих нагрузок автономных сепарационных установок необходимо предусмотреть возможность переключения групп и кустов скважин с одного коллектора на другой непосредственно на месторождении или с помощью узла управления.

Узел управления посредством перемычек должен позволять оперативно осуществлять любые сочетания подключения подводящих коллекторов к различным сепараторам. Узел управления рекомендуется располагать в начале успокоительного участка на расстоянии до 200 метров от сепарационного узла. Трубопроводы — перемычки в узле управления должны иметь минимальное количество поворотов и врезок, турбулизирующих поток ГЖС. В технологической обвязке узла управления должны быть предусмотрены задвижки и устройства для осуществления технологических методов воздействия: ввода горячей дренажной воды или нефти, ПАВ, пеногасящих присадок и т. д.

Схема формирования сепарационного узла из автономных установок отвечает требованиям раздельного сбора и сепарации разносортных, а также безводных и обводнённых нефтей, поскольку каждый поток ГЖС может быть направлен в отдельный сепаратор. Кроме того, преимуществом этой схемы является то, что всегда известны истинные нагрузки каждого сепаратора по газу и жидкости. Это даёт возможность определять работоспособность каждого сепаратора и своевременно выявлять и устранять причины ухудшения сепарации.

Требования к узлу предварительного отбора газа и определение его конструктивных параметров.

Реализация эффекта коалесценции и расслоения ГЖС в конечном участке подводящего сборного трубопровода обеспечивается применением узла предварительного отбора газа (депульсатора), который устанавливается непосредственно перед сепарационной установкой.

Депульсатор в сочетании с конечным участком сборного трубопровода предназначается для устранения пульсации давления, а также вибрации исходных технологических трубопроводов за счёт потенциального (напорного) течения жидкости в гравитационное путём предварительного отбора газа из расслоённого потока перед сепаратором. Это позволяет исключить процессы перемешивания и диспергирования в передней части сепаратора.

Наиболее благоприятные условия для расслоения газонефтяного потока и отвода газа создаются при нисходящем течении в наклонном трубопроводе, в котором под действием силы тяжести увеличивается скорость течения жидкости, а движения газовой фазы затормаживается под действием силы. Вследствие этого газ стремится занять верхний участок наклонного трубопровода.

Гидравлическая и конструктивная схема депульсатора должна отвечать следующим основным требованиям:

• а) создание устойчивой расслоенной структуры течения, что достигается использованием для отбора газа наклонного в сторону сепаратора разделительного трубопровода;
• б) расположение зоны отбора газа на разделительном трубопроводе выше предельного уровня жидкости в сепараторе;
• в) обеспечение минимально возможных гидравлических сопротивлений при вводе предварительно разделённых газового и жидкостного потоков из депульсатора в сепаратор.

При выполнении этих условий депульсатор работает в автомодельном режиме без регулирования уровня жидкости и степени отбора газа с помощью задвижек и каких-либо регуляторов.

При проектировании и монтаже депульсаторов возникают осложнения, связанные с тем, что высота сооружения достигает 3−5 м, а расположение их перед сепараторами увеличивает размеры технологической площадки. Уменьшение затрат на сооружение оснований и сокращение размеров площадки может быть достигнуто за счёт размещения депульсатора рядом с сепаратором или между сепараторами.

При возможности размещения депульсатора на одной высоте с сепараторами, например, в условиях высокой заболоченности или в стеснённых условиях при реконструкции действующих установок, автомодель работы депульсатора не обеспечивается, а отбор газа и высота раздела регулируются степенью открытия задвижки на газоотводящем трубопроводе. В этом случае эффективность работы устройства несколько снижается.

Степень отбора из депульсатора и концентрации капельной жидкости в нём зависят от режима работы конечного участка и депульсатора, физико-химических свойств жидкости.

Применение депульсаторов в большинстве случаев даёт положительный эффект, позволяя в 1,2 — 2 раза уменьшить объём сепараторов, улучшить качество сепарации и условия работы всей установки в целом. Необходимость в депульсаторе отпадает в случае, когда на подготовительном (конечном) участке трубопровода не удаётся получить расслоенной структуры. Однако следует иметь в виду, что применение депульсатора в любом случае не может ухудшить условия сепарации ГЖС.

При определении геометрических размеров депульсатора (высоты, угла наклона и длины трубопроводов) исходят из того, что привязка депульсатора производится относительно средней линии сепаратора.

Восходящий участок должен иметь уклон не более 30. Не допускается его вертикальное расположение, так как при этом может быть полностью разрушена расслоенная структура течения смеси, созданная в конечном участке подводящего трубопровода. Длина участка определяется условиями его прокладки (наземной или подземной) и высотой депульсатора.

Горизонтальный участок служит для более плавного перехода от восходящего течения к нисходящему. Для обеспечения изложенных требований необходимо, чтобы участок, являющийся верхней частью разделительного трубопровода, находился на одном уровне с верхней образующей сепарационной ёмкости. Длина участка принимается в пределах 2−3 м.

Наклонный участок предназначается для отвода газовой фазы и отвода жидкости в наклонном трубопроводе, в процессе работы устанавливается выше уровня жидкости в сепараторе на величину Hg, обеспечивающую её сток в сепарационную ёмкость под собственным весом. Hg зависит от пропускной способности участка наклонного трубопровода, заполненного жидкостью, и её расхода:

Hg = (128 * Qж * ж (Lg + Lвх)/П*D * ж*g) + м — г, где Qж — средний расход жидкости, м3/сек; ж — динамическая вязкость жидкости, кг/мсек; Lg — длина участка наклонного трубопровода, заполненного жидкостью, м; Lвж — длина входного трубопровода, м; D — диаметр наклонного трубопровода, м; ж — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение силы тяжести, 9,81 м/сек2; м — величина местных сопротивлений на входе жидкости из депульсатора в сепаратор; г — гидравлическое сопротивление газопроводов, отводящих газ из депульсатора в сепаратор.

Проведённые расчёты показали, что величиной местных сопротивлений при скорости ввода жидкости до 1 м/сек можно пренебречь.

Расчёт необходимой величины Hg производится для наиболее неблагоприятных условий, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации проектируемой установки, а именно с учётом максимальных значений вязкости и расхода жидкости.

Проведённые расчёты показали, что необходимая величина g для депульсаторов при этих условиях составляет 0,03 — 0,1 м, однако в рекомендуемой конструкции учитывается возможность увеличения её в процессе работы до предельного значения g = 0,3 — 0,5 м.

Выбор диаметра депульсаторов (D) для различных расходов по жидкости может быть произведён по таблице, в которой для всех диапазонов расходов (от минимального до максимального). Для аппаратов нормального ряда рекомендуется минимальный (с целью унификации) ряд типоразмеров депульсаторов: 500 и 700 мм, рассчитанных на вязкость жидкости 500 сп.

В той же таблице производится набор рекомендуемых размеров входных присоединительных патрубков сепараторов: 300 и 500 мм, определённых из расчёта обеспечения скорости ввода жидкости в аппарат не более 1 м/сек.

Общая высота депульсатора зависит от способа подключения депульсатора к сепаратору.

При вводе жидкости в сепаратор под уровень, нижний конец депульсатора подключается на 0,5 — 0,7 м ниже средней линии аппарата, а отсчёт g ведётся от уровня жидкости.

При вводе жидкости в сепаратор на сливную распределительную полость отсчёт g ведётся от осевой линии входного патрубка, то есть в этом случае конструкция депульсатора не меняется, но он должен быть поднят дополнительно на величину Hn.

Длина наклонного участка при рекомендуемых отметках верхней и нижней части депульсатора относительно средней линии сепараторной ёмкости составляет 12 — 15 м, а угол наклона — 6−8°.

Вертикальные газоотводящие патрубки должны располагаться по всей длине участка наклонного трубопровода, расположенного выше уровня средней линии сепарационной ёмкости (что соответствует примерно 2/3 длины всего наклонного трубопровода). Количество газоотводящих патрубков принимается от 3 до 5.

Диаметр газоотводящих патрубков Dв определяется:

Dв = ,.

где n — количество газоотводящих патрубков; Dг — диаметр горизонтального газового коллектора депульсатора.

Диаметр горизонтального газового коллектора рассчитывается из условия, что его гидравлическое г = Pg — Pc по величине в 5 — 10 раз меньше гидростатического давления столба жидкости в депульсаторе g. Предельная величина г для больших значений газового фактора не должна превышать 0,1 м в. ст. (0,01 кгс/см2). Для определения диаметра короткого газопровода при изотермическом движении газа может быть использовано выражение:

Dг = ,.

где — коэффициент гидравлического сопротивления, величина которого зависит от режима течения (Re); Qг — расход газа, приведённый к рабочим условиям (Р и Т) сепарации, м3/сек; Lг — длина горизонтального газопровода от депульсатора до ввода в сепаратор, м; Lв — средняя длина (высота) вертикальных газоотводящих патрубков, принимаемая равной 1 м; n — количество патрубков; g — гравитационное ускорение (9,81 м/сек2); Рс — разность давления в газовых пространствах депульсатора и сепаратора, кгс/м2.

В нижней части депульсатора должен быть предусмотрен патрубок для отвода свободной воды в нижнюю часть сепаратора в случае расслоения эмульсии в подводящем коллекторе. Это позволит предотвратить повторное перемешивание водонефтяной эмульсии во входном устройстве, а также снизить его гидравлическое сопротивление.

Для контроля над работой депульсатора, расположением уровня жидкости в разделительном трубопроводе, последний должен быть оборудован контрольными зондами или указателями уровня.

Депульсатор должен иметь блочное исполнение и поставляться заводом — изготовителем в комплексе с сепаратором или в виде отдельного блока на заявке предприятия.

При необходимости сохранения температуры ГЖС депульсатор и входные трубопроводы должны иметь теплоизоляцию.

В сепараторах с двухсторонним вводом предусматривается применение двух депульсаторов, эффективная работа которых обеспечивается за счёт равномерной их загрузки по газу и жидкости в узле управления.

Для сепараторов концевых ступеней сепарации, размещаемых обычно на постаментах, необходимость применения депульсатора возникает при значительных остаточных газосодержаниях и при наличии пульсации потока.

Гидравлический расчёт трубопровода при движении в ней нефтегазовой смеси.

Большинство нефтепроводов, проложенных по площадям месторождений, работает с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.к. часть трубы обычно бывает, занята газом. В зависимости от количества нефти и газа, протекающего по трубопроводу, может образоваться несколько структур течения, характеризующих взаимное расположение газовой и жидкой фаз в процессе их движения.

Основная задача, возникающая при гидравлическом расчёте трубопроводов для транспорта нефтегазовой смеси, — определение перепадов давления.

Расчётное уравнение для рельефных (негоризонтальных) нефтепроводов можно записать в следующем упрощённом виде:

Р = Ртр.см. + Рсм, где Рсм — перепад давления, обусловленный весом столба газожидкостной смеси.

Для горизонтального трубопровода отсутствует.

Перепад давления, обусловленный гидравлическим сопротивлением нефти газового потока, можно определить по формуле Дарси-Вейсбаха:

Ртр.см = см L/DМ /2 см, где см — коэффициент гидравлического сопротивления, который находится следующим образом:

Reсм 2300 см = 64/Reсм.

Reсм 2300 см = 1/(1,81 g Reсм — 1,4)2.

Число Рейнольдса для смеси определяется как:

Reсм = Vсм D/ см.

Кинематическая вязкость двухфазного потока определяется по формуле Манна:

1/см = г + (1 — ж, где — расходное объёмное газосодержание двухфазного потока.

= Gг / (Gг + Gн),.

где Gг и Gн — соответственно объёмный расход газа и нефти при средних давлениях и температуре в трубопроводе.

Плотность нефтегазоносной смеси см определим из выражения см = н (1-) + г, где н и г — соответственно плотность нефти и газа при средних давлении и температуры смеси в трубопроводе; - истинное газосодержание нефти, определяемое как отношение площади сечения потока, занятого газовой фазой Sг, к полному сечению потока S, то есть:

Sг/S = Sг/ (Sг + Sн) Вся трудность решения задач, связанных с движением нефтегазовых смесей по трубопроводам, сводится к отысканию закономерностей изменения истинного газосодержания, зависящего от физических свойств нефти и газа, их расхода, диаметра и наклона трубопровода. Например, чем больше вязкость жидкости при восходящем потоке, тем меньше, а это значит — меньше скорость скольжения газа относительно жидкости; с другой стороны — чем больше истинное газосодержание, тем больше относительная скорость газовых пузырей при всех прочих равных условиях.

Закономерность изменений от указанных выше параметров устанавливается только опытным путём при помощи метода мгновенных отсечек потока или просвечивания труб гамма — лучами.

Общий перепад давлений в рельефном трубопроводе, обусловленный гравитационными силами (геодезическими отметками) и силами трения смеси, определяется из уравнения:

Р = Ртр см + g п — сп gсп,.

где Zn и Zcn — высоты на участках отдельных подъёмов и спусков трубопровода; п и сп — истинная плотность смеси соответственно на подъёмах и спусках, определяемая из формул:

п = ж (1 — п) + п г.

сп = ж (1 — сп) + сп г.

При восходящем потоке:

п = /1 + 1/Vсм.

При нисходящем потоке:

сп = 1 — (1 — /1 + 1/ Vсм).

совмещенный сепарация водонефтяной пластовый.