Энерготранспорт

Особенности технологии перекачки газонасыщенной нефти по трубопроводамПри обычном способе перекачки после извлечения из пласта 1 (рисунок 5) нефть проходит дегазацию в несколько ступеней (на схеме их три). На первой ступени сепарации 3 под держивается давление около 2 МПа. Выделяющийся при этом газ состоит, в основном, из метана. На второй ступени сепарации 4 поддерживается давление 0,6...0,8 МПа, а газ состоит не только из метана, но и его гомологов, хотя и в относительно небольшом количестве. На последней (а данном случае – третьей) ступени сепарации 5 поддерживается давление, лишь немного превышающее атмосферное (0,105 МПа). При этом из нефти выделяется практически весь растворенный газ, на 30...40 % по массе состоящий из пропана и более тяжелых углеводородов. Рисунок 5 – Принципиальная технологическая схема перекачки газонасыщенныхнефтей:1 – нефтяной пласт; 2 – скважина; 3 – сепаратор 1 -й ступени; 4 – сепаратор 2-й ступени; 5 – сепаратор 3-й ступени; 6 – газопровод; 7 – промысловый резервуар; 8 ,9 – насос; 10 – счетчик; 11 – регулятор давления типа «до себя»; 12 – буферная емкость; 13 – магистральный насос; 14 – магистральный нефтепровод; 15 – концевая сепарационная установка; 16 – резервуар конечного пункта; 17 – аварийный сепаратор; 18 – резервуар ГНС; 19 – подпорный насосТранспортирование газа последней ступени сепарации представляет наибольшую трудность, так как при компримировании он частично конденсируется, образуя двухфазный поток. Далее разгазированная нефть самотеком поступает в резервуар 7, откуда насосом 8 откачивается на головную перекачивающую станцию (ГНПС) магистрального нефтепровода. Принципиальная схема получения и перекачки газонасыщенныхнефтей по магистральным трубопроводам выглядит следующим образом (рисунок 5)С целью предотвращения потерь нефтяного газа последней ступени сепарации жидкая фаза после 2-й ступени сепарации насосом 9 через счетчик 10 подается на площадку головной перекачивающей станции. Подпора, создаваемого насосом 9, достаточно для устойчивой работы магистральных насосов 13. Ими газонасыщенная нефть закачивается в магистральный трубопровод 14 [3]. Перекачка ведется по системе «из насоса в насос» таким образом, чтобы ни в одной точке трубопровода давление не опускалось ниже давления насыщения, при котором газ начинает выделяться из нефти. Для этого служат регуляторы давления 11 типа «до себя». На конечном пункте (КП) магистрального трубопровода нефть полностью разгазируется на концевой сепарационной установке 15, после чего газ сдается потребителям, а нефть самотеком поступает в резервуары 16. Здесь производится ее коммерческий учет. При отклонениях от проектного режима, длительных остановках перекачки, аварийных ситуациях в трубопроводах с газонасыщенной нефтью возможно выделение растворенных газов. Чтобы предотвратить срыв работы центробежных насосов, который может из-за этого произойти, на входе в насосные устанавливают буферные емкости, предназначенные для отделения свободного газа от нефти. В случае, когда магистральный нефтепровод остановлен, поступающую с промыслов газонасыщенную нефть на головной перекачивающей станции разгазируют в аварийном сепараторе 17 и направляют в резервуары 18. Впоследствии дегазированная нефть из них откачивается подпорными насосами 19. Третья ступень сепарации при перекачке газонасыщенныхнефтей сохраняется для работы в аварийном режиме, когда перекрыт подводящий трубопровод с промысла на ГНПС. Научные основы технологии совместного транспорта нефти и попутного нефтяного газа в однофазном состоянии разрабатывали В. Н. Антипьев, Р. А. Брот, А. А. Коршак, В. В. Миронов, С. И. Перевощиков П. И. Тугунов, В. И. Цветков.Основные параметры газонасыщенной нефтиОсновными параметрами газонасыщенной нефти являются давление насыщения, газовый фактор, вязкость, плотность и объемный коэффициент. Давление, при котором начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения Р. Его величина практически линейно зависит от температуры (рисунок 5а). Под газовым фактором Г понимается объем газа, выделяющегося из газонасыщенной нефти при стандартных условиях, отнесенный к 1 м3 или 1 т дегазированной нефти. Этот объем обычно приводят к нормальным условиям.Расчет величины газового фактора выполняется с использованием коэффициента растворимости КрГ=Кр(Рб-Рат) (27)Рисунок 5 – Изменение параметров газонасыщенныхнефтейХарактер зависимости газового фактора от Pб показан на рисунке 5б. Видно,что данная зависимость не является линейной. Это свидетельствует о том, что величина Кр переменная, то есть сама зависит от давления. Чем больше плотность растворенного газа, тем при прочих равных условиях величины коэффициента растворимости и газового фактора выше. Зависимость кинематической вязкости v и плотности ргазонасыщенной нефти от величины газового фактора имеет вид экспоненты (рисунок 5в).Объемным коэффициентом Вн называется отношение объема газонасыщенной нефти к объему дегазированной нефти, получаемой при разгазировании исходной смеси. Характер зависимости Вн от Г показан на рисунке 5г.Расчетную формулу для вычисления объемного коэффициента можно получить следующим образом. В соответствии с законом сохранения массы массовый расход газонасыщенной нефти рQ равен сумме массовых расходов дегазированной нефти pнQн и растворенного в ней газа ргQг, то есть:Вн=(1+ᵱгГ)eбгГ, (28)где ᵱг – отношение плотности растворенного газа к плотности дегазированной нефти, ᵱг = рг/рн.Величина объемного коэффициента возрастает пропорционально увеличению газового фактора.Гидравлический расчёт перекачки газонасыщенной нефтиЭкспериментально установлено, что газонасыщенная нефть ведет себя в трубопроводе как капельная жидкость. По этой причине потери давления на преодоление газонасыщенной нефтью сил трения в трубах рассчитывают с использованием формулы Лейбензона , (29)где r, Q, n - плотность, расход и кинематическая вязкостьгазонасыщенной нефти.Потери давления на преодоление разности нивелирных высот конца и начала трубопровода Рz, давление подпора на входе в центробежные насосы Рк и число РейнольдсаRe определяются по зависимостям (30)где в расчете также используются параметры газонасыщенной нефти.Режим течения и зона трения в данном случае определяются обычным путем.Проанализируем как влияет количество растворенного газа на перечисленные параметры. Подставляя вместо r, Q, и n соответствующие расчетные формулы, получим (31)где Рtо, Re– потери давления на трение и число Рейнольдса приперекачке того же количества дегазированной нефти, что ипри транспортировке газонасыщенной нефти;Рzo – потери давления на преодоление разности нивелирных высот дегазированной нефтью.Нетрудно видеть, что с увеличением количества растворенного газа Г величина Рz монотонно уменьшается, а Re - монотонно возрастает. Характер изменения величины Рt зависит от того как соотносится увеличение объемного расхода и уменьшение кинематической вязкости газонасыщенной нефти (рисунок 6).Рисунок 7 – Изменение относительных потерь на трение с увеличением газового фактора при различных режимах перекачкиПри перекачке газонасыщенной нефти характеристика трубопровода отсекает на оси ординат больший отрезок, чем такая же характеристика при транспорте дегазированной нефти, так как Рz= Рzo, а Рк - РКо + Рs. Проходит же она более полого, так как газонасыщенная нефть имеет меньшую вязкость. Характеристика насосных станций при перекачке газонасыщенной нефти проходит выше, чем при транспортировке дегазированной нефти, поскольку с давлением, развиваемым станциями, суммируется давление Рк, предотвращающее выделение растворенного газа. Рабочая точка В, при перекачке газонасыщенной нефти, как правило, находится правее аналогичной точки А в случае транспортирования дегазированной нефти. Следовательно, производительность трубопровода по газонасыщенной нефти QВ больше, чем при перекачке дегазированной нефти QА. Однако увеличение производительности трубопровода по дегазированной нефти будет достигнуто только при выполнении неравенства QВ/Вн> QА. Определим во сколько раз χ увеличивается производительность трубопровода по нефти при сохранении ее остаточного газонасыщения.(32)Соотношение между давлениями РА и РВ зависит от величины давления Рки режима перекачки дегазированной нефти.Характер зависимости коэффициента увеличения производительности понефтиχ= Qн/(Bн*QA) и относительного рабочего давления Р = РВ/РА при увеличении газового фактора Г показан на рисунке 8.Рисунок 8 – Характер изменения коэффициента увеличения производительности трубопровода χ и относительно рабочего давления Рот газового фактора и режима перекачкиИз него видно, что если дегазированная нефть перекачивалась при ламинарном режиме, то увеличение производительности по нефти будет максимальным. Чем более развит турбулентный режим перекачки дегазированной нефти, тем меньше достигаемое увеличение производительности и величина газового фактора, соответствующего экстремуму. В зоне квадратичного трения турбулентного режима сохранение в нефти растворенного газа положительного эффекта не дает. Подобным же образом, но только в отношении уменьшения целевой функции влияет количество растворенного газа и режим перекачки на величину Р. Перекачка нефти в газонасыщенном состоянии позволяет уменьшить суммарные затраты на перекачку нефти и нефтяного газа, повысить производительность нефтепроводов, уменьшить энергозатраты на перекачку. С первого дня разработки месторождений будет сохранена от сжигания в факелах наиболее ценная часть нефтяного газа. Для внедрения данной технологии необходимо создать нормативные документы по проектированию и эксплуатации таких трубопроводов, решить вопросы, связанные с учетом перекачиваемой нефти, позаботиться о предотвращении потерь нефтяного газа при сбросе газонасыщенной нефти в резервуары и т. д. У технологии перекачки газонасыщенныхнефтей есть и свои недостатки. Это дополнительные капиталовложения в буферные емкости и сепараторы (но они окупаются в течение года-двух), возможность образования газовых скоплений, увеличивающих сопротивление трубопровода, повышенные потери нефти при авариях, большая продолжительность снижения давления в трубопроводе при его опорожнении, что мешает выполнению ремонтных работ. Но эти осложнения с лихвой компенсируются достоинствами данной технологии.ЗаключениеТрубопроводный транспорт газа из районов Сибири – проблема огромной важности. Поскольку система трубопроводного газа потенциально опасная, главной задачей эксплуатационников является обеспечение безопасных условий транспортировки двухфазных газожидкостных смесей и производительности с учетом требований к ее гидравлическим характеристикам. Решение подобных задач при транспортировке продукции газоконденсатных и газонефтяных месторождений сопряжено с необходимостью выполнения гидродинамических и гидравлических расчетов течения газожидкостных смесей в трубах. Процессы течения двухфазных смесей в трубах – предмет широких теоретических и экспериментальных исследований у нас в стране и за рубежом. Однако современные методы их расчета не столь обоснованы и точны, как однофазных потоков. Развитие теории гидродинамики смесей влияло на совершенствование методов постановки и обобщения экспериментальных исследований. На практике любые течения газожидкостных смесей сопровождаются переходом фаз, наиболее значительным при теплообмене и изменении давления. Компоненты смеси при ее течении термодинамическинеравновесны. В системах сбора и транспорта газа, вследствие повышения давления и последующего охлаждения в газопроводе до температуры грунта, происходит конденсация 30 – 65 % содержащихся в газе фракций С3+в. Системы двухфазного транспорта газа в 60-70-е гг. получили широкое применение в мировой практике при дальности транспортировки до 200–250 км, благодаря чему отпала необходимость в глубоком отбензинивании газа на промысле и сооружении отдельного конденсатопровода или лупинга. Сегодня значительно увеличивается дальность транспортировки, этому препятствует повышенное гидравлическое сопротивление при двухфазных режимах. К серьезным недостаткам двухфазных транспортных систем относится их чувствительность к изменениям расхода газа и его состава, непредсказуемость поведения двухфазного потока при меняющемся рельефе местности, а также неравномерность следования жидкостных и газовых пробок, что ведет к периодической перегрузке сепарационного оборудования. Тем не менее в настоящее время двухфазный транспорт газа распространен у нас в стране и во всем мире. Для повышения пропускной способности газопроводов, транспортирующих газ в двухфазном состоянии, необходимо удалять из них образовавшийся конденсат..Список литературыВолков М. М., Михеев А. Л., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. –2-е изд. перераб. и доп. –М.: Недра, 1989. –286 с.ВРД 39–1.10–006–2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. –М.: Газпром, 2000. –144 с.Коршак А.А., Брат Р.А., Тугунов П.И. Перекачка газонасыщен­ныхнефтей по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефте­продуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 37 с.Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа / Ф. Ф. Абузова, Р. А. Алиев, В. Ф. Новоселов и др. –М.: Недра, 1992. –Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / А. А. Коршак, А. И. Забазнов, В. В. Новоселов и др. –М.: ВНИИОЭНГ, 1994. –224 с.Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев, В. Д. Белоусов, А. Г. Немудров и др. –М.: Недра, 1988. –368 с.320 с.Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. для вузов: В 2 т. / Г. Г. Васильев, Г. Е. Коробков, А. А. Коршак и др.; Под ред. С. М. Вайнштока. –Т. 1. –М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. –407 с.