СКАЧАТЬ:  ekspluataciya-skvazhin.zip [451,3 Kb] (cкачиваний: 153)

8. Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промыслах

Вопросы сбора и подготовки продукции скважин неразрывно связаны с вопросами эксплуатации добывающих скважин, что обусловлено гидродинамическим единством различных элементов всей системы добычи нефти и газа. Технология и характеристики системы сбора и подготовки продукции оказывают прямое воздействие на процесс эксплуатации добывающих скважин.

8.1 Гидравлический расчет выкидной линии

Гидравлический расчет выкидных линий добывающих скважин базируются на использовании уравнения Д. Бернулли, записанного относительно выбранной плоскости сравнения для двух сечений (устье добывающей скважины – вход в сепарационную установку):

                                                (8.1)

где z_y,  z_c – соответственно абсолютные величины над плоскостью сравнения устья скважины и сепаратора, м; р_y,  р_c соответственно давление на устья скважины и на входе в сепаратор, Па; v_y,  v_c – соответственно скорость движения нефти на устье скважины и перед входом в сепаратор, м/с;  - плотность нефти, кг/м³;  - потери давления по длине на течение при движении нефти до сепаратора, Па:

,                                                                                                          (8.2)

l – длина выкидной линии, м; d_вн – внутренний диаметр выкидной линии, м; v – средняя скорость движения нефти в выкидной линии, м/с;  - потери давления на местных сопротивлениях, Па

,                                                                                                 (8.3)

 - коэффициент потерь на местных сопротивлениях;  - потерянная скорость на местном сопротивлении.

Коэффициенты потерь на местных сопротивлениях для различных их видов (внезапное расширение или сужение потока, задвижки, повороты и т. д.) приводятся в справочниках.

Коэффициенты гидравлических сопротивлений  рассчитывается по соответствующим формулам в зависимости от режима движения жидкости.

Для простых напорных трубопроводов при течении в них жидкостей гидравлический расчет сводится к решению одной из следующих задач:

Расчет пропускной способности;

Расчет начального давления;

Расчет диаметра трубопровода.

Задача 8.1. Рассчитать давление на устье р_y добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальна, местные сопротивления отсутствуют, длина выкидной линии l = 3600 м, внутренний диаметр линии d_вн = 0,1 м, дебит скважины Q = 280 м³/сут, плотность нефти =865 кг/м³; давление перед входом в сепаратор =1,6 МПа, вязкость нефти =5 .

Решение. Так как выкидная линия горизонтальна, то z_y = z_c. Учитывая, что диаметр выкидной линии постоянен, v_y = v_c. Тогда уравнение Бернулли записывается в виде

.                                                                                                             (8.4)

Прежде чем рассчитать , определяем скорость движения нефти                            м/с.

Рассчитываем число Рейнольдса:

Re = .

Так как число Re = 7145 > 2320, то режим турбулентный и коэффициент гидравлических сопротивлений вычисляем по формуле

.

Рассчитываем  по формуле (8.2):

=  МПа.

Определяем по (8.4) давление на устье скважины  МПа.

Таким образом, давление на устье скважины должно быть равным 1,7 МПа.

Задача. 8.2. Рассчитать давление перед входом в сепаратор для следующих условий: давление на устье скважины  МПа, длина l=14.1 км, дебит скважины

Q_м = 147 т/сут, плотность нефти =890 кг/м³, вязкость нефти =20 . Внутренний диаметр выкидной линии d_вн = 0,1 м. Выкидная линия горизонтальна.

Ответ: =1,6 МПа

8.2 Расчет вертикального гравитационного сепаратора

Расчет данного вида аппарата для газовой и жидкой фаз.

Для газовой фазы рассчитывается пропускная способность сепаратора V_г при известных диаметре сепаратора D_с, термобарических условиях в нем (,) и свойствах фаз (.

Исходя из осаждения в газовом потоке жидких и твердых частиц в поле силы тяжести, максимальная пропускная способность по газу, м³/сут

,                                                                                    (8.5)

где - максимальная пропускная способность сепаратора по газу, расход которого приведен к нормальным условиям, м³/сут; D_с, - внутренний диаметр сепаратора, м; d_ж – диаметр капли жидкости, м (d_ж = м);  - давление в сепараторе, Па;  - температура в сепараторе, К.

,                                                                                  (8.6)

где d_г – диаметр пузырька газа, м (можно принять d_г= м);  - вязкость нефти, .

Задача. 8.3.  Рассчитать пропускную способность вертикально гравитационного сепаратора диаметром D_с = 1,2 м. Жидкая фаза нефть плотностью  кг/м³ (при давление в сепараторе =1,6 . Плотность газа в нормальных условиях  кг/м³. Вязкость газа в условиях сепаратора . Коэффициент z принять равным 1.

Решение. Предварительно вычисляем плотность газа при условиях в сепараторе

 кг/м³.

По формуле (8.5) рассчитываем максимальную пропускную способность сепаратора по газу

 м³/сут.

Пропускная способность по жидкости

 м³/сут.

Таким образом, при заданных условиях в данном сепараторе будет эффективно сепарироваться нефть с содержанием в ней до 573 м³/м³ газа.

8.3 Определение условий предотвращения образования в газопроводе гидратных пробок

При транспорте газа в газопроводе может выделяться водный или углеводородный конденсат. При определенных термобарических условиях газ в контакте с водным конденсатом может образовывать в газопроводе гидратные пробки, которые снижают его пропускную способность.

С целью предотвращения образования гидратных пробок в газ вводят специальные химические агенты, которые могут поглащать пары воды, осушая газ. К таким агентам относятся 30 %-ный раствор хлористого кальция СаСl, метиловый спирт (СН₃ОН), разбавленный водой этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).

Удельный расход химического агента для предотвращения образования гидратных пробок вычисляют по формуле

,                                                                                                         (8.7)

где  - удельный расход агента, кг/1000 м³ газа; W₁,W₂ – соответственно влагосодержание газа до и после ввода агента, кг/1000 м³; С₁,С₂ – соответственно массовое содержание свежего и отработанного агента, %.

Влагосодержание газа определяется для данных термобарических условий по рис. 49. Температура начала гидратообразования t_г определяется по рис. 42 для заданных относительной плотности газа и начального давления в газопроводе.

Затем вычисляется понижение равновесной температуры

= t_г - t_к,                                                                                                                      (8.8)

где t_г – температура начала гидратообразования, .

При известном понижении равновесной температуры  по рис. 50 определяют массовое содержание отработанного агента С₂. Рассчитывая по (8.7) , определяют суточный расход агента

,                                                                                                                    (8.9)      

где  - суточное количество транспортируемого по газопроводу газа, тыс. м³/сут.

Задача 8.4. Рассчитать суточную потребность диэтиленгликоля, вводимого в газопровод с целью предотвращения образования гидратных пробок, для следующих условий: суточное количество транспортируемого газа   тыс. м³/сут. Начальное давление в газопроводе = 6 МПа, начальная температура t_н = 50 . Конечное давление = 1 МПа, конечная температура t_к = 15 . Относительная плотность газа . Массовое содержание свежего диэтиленгликоля принять равным С₁ = 82 % .

Решение. По рис. 49 определяем начальное и конечное влагосодержание: при  t_н=50  и  = 6 МПа W₁ = 1.75 кг/1000 м³; при t_к = 15  и  = 1 МПа W₂ = 1.2 кг/1000 м³ .

По рис. 42 для = 6 МПа и  определяем t_г = 17,3.

По формуле (12.8)   = 17,3 – 15 = 2,3 .

По рис. 50 при = 2,3  определяем массовое содержание отработанного диэтиленгликоля С₂ = 11%.

Рассчитываем по формуле (8.7) удельный расход диэтиленгликоля:

 кг/1000 м³.

Суточный расход диэтиленгликоля

 кг/сут.

8.4. Расчет абсорбционной осушки газа

Для предотвращения выпадения паров воды из газа при его транспорте и образования в газопроводе жидкостных и гидратных пробок газ перед транспортом осушают. Наиболее часто для этих целей используют специальные жидкости, называемые абсорбентами. Абсорбенты хорошо растворимы в воде; легко регенерируются и восстанавливают свои качества; имеют низкую упругость насыщенных парод при контакте с газом, поэтому их потери незначительны; не образуют пен и эмульсий с конденсатом и легко отделяются . Способность абсорбентов к многократному использованию является главной причиной их промышленного применения.

В качестве абсорбентов используют:

диэтиленгликоль (плотность при 20  кг/ м³ , температура кипения при = 0,1 МПа равна 245 . Упругость насыщенных паров при 20  составляет 1,333 Па, потери при регенерации 5 – 18 г на 1000 м³ газа);

триэтиленгликоль (плотность  кг/м³, температура кипения при = 0,1 МПа 287,4 , потери при регенерации составляют всего 2 г на 1000 м³).

Расчет абсорбционной осушки газа сводится к определению количества свежего абсорбента и его потерь.

Количество свежего абсорбента на верхней тарелке абсорбера

,                                                                    (8.10)

где G – количество свежего абсорбента, т/сут; С₁,С₂ – соответственно массовое содержание гликоля в свежем и насыщенном водой растворе, %, W– количество отнимаемой от воды, т/сут.

Количество (в т/сут) отбираемой из газа воды

,                                                                                                (8.11)

где  - соответственно начальное и конечное влагосодержание газа, определяемое по рис. 49, кг/1000 м³;  - объем осушаемого газа, м³/сут.

Потери абсорбента, кг/сут

,                                                                                                       (8.12)

где  - потери абсорбента, г/1000 м³.

Задача 12.5. Рассчитать основные параметры абсорбционной осушки газа при следующих условиях:

количество осушаемого газа = 3500000 м³/сут, температура газа на входе в абсорбер t_н = 37 , давление в абсорбере р = 2 МПа; температура осушенного газа           -10(точка росы).

В качестве абсорбента используется триэтиленгликоль с концентрацией свежего раствора С₁=92%. Концентрация насыщенного водой раствора С₂=92%.

Решение.  Прежде чем приступить к расчету основных параметров, определим по рис. 49  (при р = 2 МПа, t_н = 37 ),  кг/1000 м³ (при р = 2 МПа, t = -10 ).

Вычисляем по формуле (8.11) количество отбираемой от газа воды:

 т/сут.

Количество свежего абсорбента

т/сут.

Суточные потери абсорбента кг/сут.

Таким образом, потери абсорбента составляют всего 0,0075%,

Задача 12.6. Рассчитать количество осушаемого газа в абсорбере, если давление в нем равно 2,5 МПа, температура осушенного газа количество свежего абсорбента  т/сут. Концентрация свежего раствора С₁=98%, отработанного С₂ =92%.

Ответ:  м³/сут.