Материал: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

Рис. 9.10. Технологическая схема установок УПС

Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисунке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе установки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть – газ и нефть – вода, давления в емкости. Измеряются давление и температура в емкости. При предельных значениях давления и уровня нефти включается сигнализация, затем установка отключается [15].

9.7. Оборудование для обессоливания нефти

Обезвоживание нефти – это не только удаление пластовой воды, отделившейся от нефти, но и разрушение водонефтяных эмульсий. Водонефтяные эмульсии весьма стойки, и для их разрушения требуются затраты времени и энергии.

Применяются следующие методы разрушения эмульсий; гравитационное холодное разделение; центрифугирование; фильтрация; термохимическое воздействие и воздействие электрическим полем.

В установках для обработки пластовой жидкости эти методы используются и по отдельности, и в различных сочетаниях. Рассмотрим основные методы разрушения эмульсий и используемое для этого оборудование.

Гравитационное холодное разделение – наиболее старый метод, применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Для ускорения разрушения эмульсий в смесь добавляются ПАВ.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия, где она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды в жидкости имеют различные плотности. Разделенные нефть и вода отводятся из центрифуги по трубопроводам.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров могут быть использованы вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью, т.е. обладающие эффектом селективного смачивания.

Конструкция фильтров представляет собой цилиндрический вертикально установленный сосуд, в средней части которой располагается фильтр. Нефтяная эмульсия подается в нижнюю часть колонны, проходящая через фильтр нефть отводится сверху, а вода сбрасывается снизу колонны.

Термохимическое воздействие используется для обработки более чем 80 % всей добываемой нефти. Установки для обработки нефти подразделяются на работающие под давлением и без давления. Наиболее эффективными являются первые, и на вновь вводимых площадях используются только они. В настоящее время широкое

169

распространение получили блочные термохимические установки, в которых проводятся обезвоживание, обессоливание и сепарация нефти и газа.

Воздействие электрическим полем позволяет эффективно разрушать водонефтяные эмульсии. Интенсификация отделения воды от нефти в электрическом поле обусловлена нарушением отдельными каплями однородности поля, при этом капли воды поляризуются и начинают укрупняться за счет взаимного их притяжения. В результате происходят коалесценция капель воды и быстрое их отделение от нефти.

Наиболее эффективным является применение переменного тока, в поле которого капли воды начинают двигаться синхронно основному полю. При этом их форма постоянно изменяется, количество взаимных столкновений увеличивается и коалесценция интенсифицируется.

Электродегидратор представляет собой цилиндрический корпус, в котором расположены электроды в форме прямоугольных рам.

Эмульсия подается в аппарат через раздаточный коллектор, обеспечивающий ее равномерное распределение по площади горизонтального сечения, и поднимается вверх через слой отделенной воды. При этом часть воды из эмульсии выделяется, а оставшаяся смесь попадает в зону расположения электродов, где действует электрическое поле. Отделенная нефть поднимается в верхнюю часть корпуса, а вода опускается вниз.

Электродегидраторы снабжаются регуляторами уровня, обеспечивающими необходимое положение уровней раздела воды и эмульсии, эмульсии и нефти.

Применение ПАВ для обработки нефтяных эмульсий позволяет не только интенсифицировать процесс их разрушения (например, при гравитационном холодном разделении), но и предотвратить образование эмульсий. Для этого ПАВ подаются непосредственно в скважину, в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Смешиваясь с пластовой жидкостью, ПАВ вытесняет с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, образуя гидрофильный адсорбционный слой, способствующий слиянию капель воды при их столкновении. Этот процесс коалесценции капель происходит в колонне НКТ и в трубопроводах при перекачивании по территории промысла, что резко упрощает процесс подготовки нефти.

При применении ПАВ-деэмульгаторов их расход составляет порядка 20–30 г на тонну жидкости [7].

9.8. Оборудование для транспортирования продукции скважин

Продукция скважин транспортируется по трубопроводам. Они различаются:

–по характеру перекачиваемой продукции – нефтегазопроводы, нефтеводопроводы, нефтепроводы, водопроводы и газопроводы;

–по напорам – высокого (до 6,4 МПа), среднего (до 1,6 МПа), низкого (до 0,6 МПа) давлений, т.е. работающие с полным заполнением сечения и безнапорные, работающие с неполным заполнением сечения;

–по способу прокладки – наземные, подземные, подводные;

–по назначению – выкидные линии скважин, сборные коллекторы, товарные трубопроводы;

–по гидравлической схеме работы – простые, разветвленные, кольцевые.

При проектировании системы трубопроводов, прежде всего, руководствуются расположением скважин и их предполагаемыми дебитами. Эта информация берется из проекта разработки месторождения.

С учетом рельефа местности, исходя из расположения групповых замерных установок, прокладываются трассы трубопроводов от скважин к ГЗУ, от ГЗУ к ДНС или к УПН. При прокладке трасс трубопроводов стремятся свести к минимуму площадь отчужденных земель, обеспечить минимум капитальных затрат, приблизить

170

трубопроводы к проезжим дорогам, обеспечить преодоление минимума естественных и искусственных препятствий.

Таким образом, проектирование системы трубопроводов месторождения сводится

крешению следующих взаимосвязанных задач:

–выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов с учетом расходов на их строительство и эксплуатацию;

–гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов;

–выбор трассы трубопровода с учетом рельефа местности.

Основные этапы расчета трубопроводов.

Гидравлический расчет трубопровода при движении по ним однофазной жидкости сводится обычно к определению либо диаметра D, либо начального давления р, либо пропускной способности Q.

Потеря давления может быть определена по формуле

где l – длина трубопровода; D – его диаметр; ρ – плотность перекачиваемой жидкости; υ – средняя скорость течения жидкости; Q – расход жидкости; g – ускорение свободного падения; λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса и относительной шероховатости. При ламинарном течении (Re < 2300)

λ Re64 .

При турбулентном (Re > 2300)

λ 0,Re31640,25 .

Рис. 9.11. Профиль трубопровода, совмещенный с линией гидравлического уклона

Для определения давления в трубопроводе с учетом рельефа местности, что необходимо для расчета его на прочность, определяют изменение полного напора по длине трубопровода.

Определение полного напора проводят, совмещая построенные в одном масштабе рельеф местности и линию гидравлического уклона трубопровода (рис. 9.11). Для этого совмещают начальную точку трубопровода А с осью ординат, на которой откладывают давление, развиваемое насосом. Конечная точка Н характеризует давление

171

на приеме аппарата или резервуара, куда поступает жидкость. Величины давлений откладываются в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Общий напор Н, который должен развивать насос, определяется по формуле

H = hвс + hтр + Σ(hв – hн),

где hвс – потери напора во всасывающем трубопроводе; hв – hн – разность геодезических отметок начала и конца трубопровода; hтр – потери напора в трубопроводе, определяемые по формуле.

Прямая BD (см. рис. 9.11) характеризует гидравлический уклон трубопровода. Определение абсолютного давления жидкости в трубопроводе сводится к измерению расстояния между линией гидравлического уклона и ординатой профиля трубопровода. Определив максимальное расстояние между этими линиями (в вертикальном направлении) и умножив его на вертикальный масштаб, можно получить значение максимального абсолютного давления, действующего на трубопровод.

При расчете потери напора в трубопроводе необходимо учитывать местные сопротивления – резкие закругления оси трубы, отводы, краны, задвижки и т.п. Потерю напора в местном сопротивлении обычно представляют в виде эквивалентной длины, т.е. такой длины прямого трубопровода, на котором потеря напора равна потере напора, обусловленной данным сопротивлением

lэкв λξ D ,

где ξ – коэффициент местного сопротивления.

Поскольку нефтепроводы очень часто работают с неполным заполнением поперечного сечения трубы, т.е. часть его занята газом, то трубопровод должен рассчитываться с учетом этого.

В зависимости от количества газа в смеси структура газожидкостного потока может представлять собой: поток с мелкими пузырьками газа в верхней части площади поперечного сечения; поток с крупными пузырьками, отделенными друг от друга тонкими перемычками жидкости; поток, разделенный на две фазы – сверху газ, внизу жидкость (в потоке этого типа на поверхности жидкости могут быть небольшие волны); поток с периодически чередующимися участками жидкости и газа (газовыми пробками); поток эмульсии; пленочный поток, когда центральную часть поперечного сечения занимает газ, а по периферии движется кольцевой поток жидкости.

Для определения потерь давления ∆р на длине l трубопровода, работающего с неполным заполнением поперечного сечения жидкостью, можно использовать формулу

где hв, hн – высоты отдельных восходящих и нисходящих участков трубопровода; λсм – коэффициент гидравлического сопротивления смеси; ρ↑, ρ↓ – истинная плотность смеси на восходящих и нисходящих участках трубопровода, определенная с учетом истинного газосодержания,

ρ ρж (1 φ ) φ ρг ;

ρ ρж (1 φ ) φ ρг ,

в свою очередь,

φ 1 1β/ см ;

172